锦屏二级水电站水发联轴镗孔工艺应用

在水电站机电安装过程中,机组轴线状态的检查与调整是非常重要的工序,其质量好坏是机组长期安全稳定运行的关键因素。在工地,检查机组轴线状态的主要手段是联轴盘车,计算出各导轴承的摆度,特别是水导摆度,由于现在大型水电站设备制造均趋于分工合作,单独的一个制造厂很难满足设备制造质量和进度要求,这就为机组轴线状态埋下了严重的不确定性,在锦屏二级已完成的七台机组轴线调整中,有五台进行了较大的工艺加工,取得了显著的效果,水导运行摆度均在0.10mm左右,其中4~6号机水导运行摆度约0.05mm,机组运行稳定、性能优良。     

景洪水电站转轮静平衡试验

水轮机转轮在制造时因铸造和加工等原因,会使转轮重心偏离几何中心,而转轮旋转产生的不平衡离心力导致水轮机导轴承遭受脉动冲击力,造成水导处摆度增大或引起机组剧烈振动。故水轮机转轮在出厂前或大修后都应做静平衡试验。结合景洪水电站工地现场转轮静平衡试验,主要阐述景洪水电站转轮静平衡试验的原理及方法,为同类型转轮静平衡试验提供参考和借鉴。     

新安江电厂6号机组水导摆度偏大处理

6号机组自2009年大修后一直存在水导摆度偏大的情况,在线监测系统测量已经达到0.65 mm,远远超过《新安江电厂机组检修规程》中规定的机组运行中水导摆度不能超过0.40 mm的标准,手工测量也超过0.40 mm,为了解决此问题,我们对6号机进行了扩大性C修。通过检修,改善了水导摆度,找到了问题症结所在,为以后机组推力轴承和轴承座改造提供了依据。     

新材料新技术在大型混流泵维修中的应用

针对在胶东调水工程棘洪滩泵站大修中存在的问题,结合工作实际将新型填料、新型水导轴瓦等材料应用到机组大修中;利用光学合像水平仪调整转子水平、采用局部加热校正转子轴线摆度等新技术应用,改进了传统施工工艺和流程,效果较好。     

长洲水利枢纽南安2号泵组轴颈改造

长洲水利枢纽南安泵站安装了3台全调节导叶式混流泵,泵轴为一空心轴,泵轴采用35号钢铸造,并且在导轴承轴颈部位堆焊3Cr13不锈钢硬质合金。泵组陆续投运后,泵站先后对泵组进行3次大修,检修中发现水泵主轴密封轴颈、水导轴承轴颈处均出现不同程度的磨损、轴瓦损坏,其中2号泵轴的轴颈处磨损最深达7.27 mm。对泵轴轴颈进行加工修复,由于工作量大、维修工期长并需要更换水导轴瓦,客观上增加了检修费用,通过对南安2号泵组轴颈的改造,得到了材料为38Cr Mo Al的可拆卸轴套在轴颈修复中成功应用的经验。     

大型轴流转桨式机组导轴承间隙增大的演变及原因分析

葛洲坝二江电厂总装机容量为96.5万kw,共七台机组。并网发电以来,经有关单位长期监测试验,发现机组水导摆度随着机组运行在不同的程度上增大着,有时甚至超过了主轴水导轴承的调整间隙。一九八三年七月,2~#机组水导摆度由原来的0.20mm增大至0.60mm以上,处理后,开机时的主轴导轴承处的摆度为0.30mm,运行2天,主轴摆度达到1.20～1.80mm,被迫停机再次检修。一九八四年七月十八日,3~#机组水导摆度增至0.80mm左右,停机检查发现导     

大型轴流转桨机组摆度超标原因分析

为进一步对大型轴流转桨式机组在低水头时下导摆度、水导摆度、顶盖振动超标分析,经采集机组动平衡试验前后数据对比、洪水期4台机组的水头由中高到低的振动摆度和压力脉动横向比较,3号机组随着水头的降低,下导摆度、水导摆度、顶盖及转轮室压力脉动等比其他机组都要大,表明水力因素是造成机组振动摆度超标的主要原因,为机组处理提供了参考依据。     

可逆式机组摆度和振动过大的处理

广蓄电站4号机组大修前的稳定性试验发现机组的摆度和振动过大,在对机组进行大修时,通过对机组轴线调整和导轴承间隙调整,使机组大修后在各种运行工况下,机组摆度及振动比大修前均有了明显的降低。     

龙滩水电站3号机组水导摆度偏大处理新方法尝试

龙滩水电站3号机组运行3年多来,水导轴承摆度呈逐渐上升趋势,最大达0.5mm.利用机组C修机会,对机组的轴线进行了检查,根据实测的水导瓦间隙,推导出了非标准圆的最佳中心,找到了水导轴承处轴心的最佳位置,按此轴位重新分配了水导瓦间隙,经过开机试验,效果良好,证明新方法是可行的.     

龙滩电站3号机组水导摆度偏大处理新方法

龙滩电站3号机组运行3年多来,水导轴承摆度呈逐渐上升趋势,最大达0.5 mm.利用机组C修机会,对机组的轴线进行了检查,根据实测的水导瓦间隙,推导出了非标准圆的最佳中心,找到了水导轴承处轴心的最佳位置,按此轴位重新分配了水导瓦间隙,经过开机试验,效果良好,证明新方法是可行的.     

金窝电站水导轴承烧瓦、烧轴事故原因浅析

田湾河金窝、仁宗海电站自2008年投产至今,水导轴承一直存在烧瓦现象。在2015年8月,金窝电站1号机组在切换负荷过程中,水轮机大轴下法兰与挡水筒相互刮蹭,发生大轴下法兰严重磨损和水导轴承烧瓦事故。针对机组烧瓦、烧轴进行探索、分析,提出将水导轴承筒式瓦技改为楔板式分块瓦的大修改造方案。在2016年5月,机组大修技改完毕并带满负荷试运行时,各导轴承振摆度、瓦温明显下降,烧瓦、烧轴问题得以根治。     

基于H-K聚类逻辑回归的贯流式机组水导轴承磨损性能评估研究

贯流式机组水导轴承性能对机组振动特性和稳定运行有很大影响,对此本文提出了一种基于H-K聚类逻辑回归模型用于实现贯流式机组水导轴承磨损性能评估。以黄河河口水电站3#机组振动、摆度幅值和工况参数等作为自变量,水导轴承运行状态作为因变量,同时为了增强模型泛化能力,引入H-K聚类方法对自变量进行离散化处理,通过建立变量之间的逻辑回归模型实现对机组水导轴承磨损性能评估。研究结果表明:机组轴系摆度信号和机组轴系振动信号可以更好地解释水导轴承性能变化,同时通过模型对水导轴承性能显著影响的特征信号频谱分析推断,机组水导轴承磨损的主要原因是机组轴线偏移和不平衡电磁拉力影响所致。     

大理州金河电站水轮机运行中抬机问题的处理

金河电站HLA351-LJ-148水轮机由于设计间隙不合理,转轮下迷宫形成的空腔压力过高导致在运行时抬机,经过重新计算水推力,重新进行加工车配间隙,并在现场采取在转轮下密宫腔减压的措施,处理了水轮机运行中抬机的问题。     

青居水电站2号机组水导轴承烧瓦处理

介绍青居水电站2号机组水导轴承烧瓦后的处理过程:进行机组拆机检查;对烧损的水导轴瓦采用非常规的修复方式;通过对水导轴瓦修复后的数据分析,确定加工水导轴承法兰面,使大轴与水导轴瓦间隙符合设计要求;调整扇形板的高度,使机组轴线符合设计要求;检查机组间隙合格后,恢复青居水电站2号机组发电。     

水轮机桨叶接力器拉伤原因分析和处理办法

某厂共安装4×20MW机组,水轮机为轴流转桨式,发电机为悬吊式。2号机组于96年7月投产发电,95年底进行过第一次的解体大修,但水轮机转轮未分解,2000年10月进行第二次大修时,发现了水轮机桨叶接力器缸体及活塞严重拉伤事故。 1 原因分析 转轮进行分解后,从拉伤的情况看,活塞缸、活     

小浪底水力发电厂机组动平衡试验

小浪底水力发电厂5号机组投运以来,运行工况不够理想,上机架振动和上导摆度均超标,水导运行温度居高不下。通过检查发现5号机组下机架倾斜,因此,曾一度把关注的焦点放在处理下机架的问题上。5号机组大修后,调整了下机架的水平,但仍未解决问题。通过认真地研究和多次试验,发现机组存在动不平衡。通过动平衡试验和几次配重。彻底解决了由于机组动不平衡造成的上机架振动、上导摆度、水导运行温度等一系列问题。     

大型卧式轴流泵水导轴承的运用

1概述水导轴承是大型水泵的关键部件,起着承受水泵转动部件径向力、稳定叶轮转动的作用。如果水导轴承磨损过大或损坏,则会造成机组轴线动摆度增大,振动加剧,甚至发生叶片碰壳事故。据调查,水泵运行故障中绝大部分是水导轴承故障。因此,水导轴承是水泵可靠性、运行     

立轴普通伞式水轮发电机组弹性盘车工艺研究

引子渡电站3F机组轴线处理依次经过推上端轴、卡环磨削、转子支架与下端轴连接法兰面加垫、水发法兰加垫,最终通过调整水发联轴螺栓发电机侧拉伸值,使水导摆度合格,进而使整个机组轴线合格。纵然耗时较长,但最终的轴线处理结果及机组开机后的运行参数取得了比较理想的效果。     

土耳其匹那水电站盘车问题及处理

水轮发电机组轴线的测量和调整是机组安装中的一道关键工序,机组轴线是通过盘车方式测量上导轴承、集电环、联轴法兰及水导轴承处的摆度值确定的。结合土耳其匹那电站盘车中遇到的问题,详细介绍了其处理过程。     

桃林口水电厂2~#机组摆度超标的处理

桃林口水电站为水库坝后引水式电站,一期工程建于1999年,装机2×10MW,为立轴悬吊式机组,建成投入运行后,2~#机组运行时曾出现摆度超标、振动大、机组出力不能达到满负荷运行等现象。针对以上问题,对机组进行了细致深入的检查和分析,确定了主轴轴线的调整方案,对机组进行了大修,取得满意效果。