木座水电站机组上下导轴承瓦温偏高原因分析及处理

木座水电站2台机组运行时,上、下导轴承温度长期偏高,如遇机组冷却水系统故障容易造成瓦温过高事故,机组运行存在较大安全隐患。根据机组实际运行工况,通过对上下导轴承结构、设计制造和油循环冷却原理的深入分析和研究,找到了瓦温高的原因,并提出了合理的处理方案和措施,瓦温高问题得到彻底解决。     

水轮机水导油循环系统优化

为了解决柳树坪电站1F机组自投产以来一直存在运行中水导瓦温过高的问题,通过计算大轴与水导轴承摩擦的发热量和水导瓦油循环带走的热量,发现导致瓦温过高的根本原因是水导瓦油循环带走的热量远远小于水导瓦运行产生的热量;为此采取了提高进油速度,增加上油量提高换热效率,增加瓦面进油量的处理办法,彻底解决了水导瓦温过高的难题,提高了设备安全稳定运行的可靠性。     

水轮发电机组运行振动的故障分析与处理

文中以燕山湖水库电站1号机组为例,分析导致机组运行时出现振动及轴承温度升高的原因,并通过采取盘车、焊接、混凝土灌注方式,处理振动导致瓦温过高的问题,保证机组的稳定运行,可以为水轮发电机组运行期间处理振动故障提供参考和借鉴。     

以柴河电站为例浅析上导瓦温高的原因与处理方法

水轮发电机组在运行中,引起瓦温上升的原因很多。正确判断瓦温过高原因是解决问题的关键。柴河电站2号机组上导油槽温度及上导瓦温存在过高问题,本文对引起上导瓦温过高的原因作了分析,并以柴河电站2号机组为例,详细阐述了上导油槽温度及上导瓦温偏高的原因及处理方法。     

大岗山电站水导瓦温偏高分析及处理

通过对大岗山水电站水导瓦温偏高处理方法的探讨,采用调整瓦隙和冷却系统改造等,有效地降低了瓦温,减小了不同轴瓦的温差,从而有效地降低了水轮机水导轴承瓦温过高引起的事故发生率,保证了机组安全稳定运行。     

江西洪屏抽水蓄能电站1号机组振动分析与处理

洪屏抽水蓄能电站1号机组在启动调试初期出现了机组振动过大和轴承瓦温过高的现象,为此开展了轴瓦间隙调整和动平衡配重工作。在轴瓦间隙调整后,上、下导轴承瓦温得到改善;在动平衡配重后,机组振动与主轴摆度变得较小。     

洛古水电站2号机组摆度超标处理

洛古水电站2号机组在试运行过程中,上导摆度一直不稳定,并逐渐变大、超标。通过对各方面原因进行排查、处理,重新动平衡配重,将上导摆度控制在规定范围之内,从而保证了机组安全稳定运行,其分析处理方法可供今后处理同类型问题时借鉴。     

状态监测系统在水轮发电机组配重中的应用

某水电站3号机组增容改造完成后,机组稳定运行时的下导摆度及上导、下导瓦温均发生了较大变化(升高).为了判断导致以上指标发生变化的原因,对机组进行空转、变转速、变励磁和变负荷试验,通过分析试验结果,诊断机组存在的缺陷,并对机组实施了配重.配重结果表明,机组振动、摆度及导轴承瓦温明显减小,机组运行状态得到改善,达到了预期的目的.     

浅谈斐济项目水导轴承温度过高的处理

水轮机导轴承是水轮机的重要部件,主轴传来的径向力由其承受,以确保机组的轴线位置。水导轴承工作的好坏直接影响到水轮机运行的可靠性,同时影响机组的摆度、振动、轴承温度(包括油温、瓦温)并影响机组效率。阐述了水导轴承瓦温、油温过高的处理经验,对其他机组导轴承温度过高的处理有一定的借鉴意义。     

某电站3F机组A修后摆度偏大分析处理

鉴于某电站3F机组在A修工作中发现上导轴承摆度严重超标的问题,根据A修前、后相关试验数据、运行参数分析了造成轴承摆度超标的原因,提出了耗时较短、耗资较少、操作简单方便的整改措施。     

柳洪水电站水导瓦温过高处理

介绍了柳洪水电站2号机组水导瓦温过高的处理,通过盘车数据的分析计算,对机组轴线进行了重新校正调整,并重新调整了三导轴承瓦间隙,解决了水导瓦温过高的问题.     

大峡水电站机组轴承瓦温过高事故停机功能

为保证水轮发电机组的安全运行,依据水轮机运行规程的技术要求,当机组各部轴承瓦温超过规定值时应事故停机,以确保机组的安全,为此必须实现机组各部轴承瓦温过高事故停机功能,但同时又要考虑实现后其工作的可靠性,不能引起回路误动的可能性。本文主要论述了大峡水电站机组轴承瓦温过高事故停机功能的实现方法,为其他发电机组及电站能够提供借鉴,同时拓宽控制思路,积累经验,更好改进设备,提高设备安全可靠性。     

立式水轮发电机组推力瓦温偏高故障的分析处理

光照电厂水轮发电机组为半伞式结构,总装机1 040 MW(4×260 MW),一次检修后出现下导轴承摆度超标报警,推力轴承瓦温偏高报警等异常现象。根据机组运行数据和实际运行工况,从机组检修安全质量、设备结构、设计制造等方面对对机组运行数据超标的缺陷进行了分析处理。通过复测轴瓦间隙,盘车数据分析,找到了问题的根源,通过重新计算调整轴瓦间隙,机组运行恢复了正常,保证了机组安全可靠运行。     

高水头混流式机组的瓦隙计算与调整

在高水头混流式机组瓦隙计算中,根据工程实际,克服了传统瓦隙计算方法的弊端,以水轮机水导轴承筒式瓦中心作为机组的旋转中心,结合机组盘车摆度,运用机组轴线水平投影法和AutoCAD绘图软件,反算上、下导轴承相对于水导轴承的净摆度值,最终确定了机组上导、下导瓦隙。     

运行机组导瓦间隙变化的原因分析

立式水轮发电机组在运行中的摆度,主要靠各导轴承加以限制,使轴保持在所固定的中心位置内旋转,达到机组摆度在规范内运行的目的,这就严格要求各部轴瓦间的间隙符合规定。导瓦间隙在运行中发生的变化是运行机组摆度增大的重要原因。下面就运行机组瓦间隙发生变化的原因、表现、危害及防止,作一初步分析。     

卧式机组瓦温过高的原因及处理

卧式机组一般容量小、转速高,导轴承、推力轴承受力大,老式机组轴瓦大多用巴氏合金轴瓦。相应的电站人员编制少,管理水平技术水平不高,安装检修技术力量薄弱,机组安装检修质量达不到要求,经常出现安装使用不当等原因造成轴承瓦温过高,机组不能满负荷运行,以至烧瓦的情况。     

西津水电厂3号机下导轴承支撑结构技术改造

为彻底解决西津水电厂3号机下导轴承支撑结构老化而引起的瓦温高,机组摆度、振动大等问题,以及减少下导轴承今后的检修维护工作量,在下机架不更换的前提下,下导轴承结构由抗重螺栓支撑结构改造为楔子板支撑结构。改造后机组运行稳定,下导轴承瓦温偏高、振动偏大的问题得到有效解决,同时有效减少了下导轴承检修维护工作量,下导轴承支撑结构技术改造取得成功。     

立式橡胶瓦水导轴承机组大修时导轴承间隙计算

轴线处理及导轴承间隙计算与调整是水轮发电机组安装或检修中的一项重要工作,直接影响机组安全运行。上犹江水电厂水导轴承是水润滑橡胶瓦轴承,大修时水导轴承间隙调整质量决定了机组运行时的振动和摆度。图1幅,表7个。     

新丰江水电站2号机上导瓦温度过高的分析与处理

新丰江水电站2号机上导瓦瓦温过高的问题已经有超过10 a的历史,机组经过2010年增容改造后,上导瓦温过高问题依然存在,此次检修将处理瓦温过高作为工作重点;通过一系列的方案实施,使上导瓦瓦温过高问题得以解决。图2幅,表3个。     

瑞丽江一级水电站机组导轴承调瓦结构技术改造

阐述瑞丽江一级电站水轮发电机组原上导、下导在实际运行中调瓦结构存在的问题,对存在的问题进行了分析,结合机组结构特点和比对目前混流式机组的导轴承调瓦结构,通过加强结构本体强度,改善调瓦结构刚度,对上下导轴承结构进行更新优化,从而解决问题,使机组运行更为稳定。