转桨式水轮机水导轴承的运行经验

一、概况 葛洲坝电厂二江分厂装有7台转浆式机组,其中2台单机容量为170MW,由东方电机厂制造(本文简称为170机);另5台机的单机容量为125MW,由哈尔滨电机厂制造(本文简称为125机)。机组结构型式均为半伞型,设有发电机上部导轴承和水轮机导轴承。水轮机及其导轴承的主要参数如表1所示,两种机组的水导轴承都采用稀油润滑的油浸式分块瓦结构。 水导轴承的运行性能好坏主要反映在轴承运行温度和摆度两方面。按运行规程要求,水导轴承的报警温度为60℃,事故停机温度为70℃;主轴在水导轴承处的摆度不得     

水轮发电机组中心测定

在水电厂检修工作中,对机组的中心要求非常严格,机组中心确定是否准确,直接影响到机组上导轴承、下导轴承和水导轴承的回装和间隙调整的质量;也关系到检修后机组的运行状况,如摆度、振动、轴承温度等。因此,在检修过程中,对机组中心测定和轴承回装应特别重视。现将我厂立式三轴承水轮发电机组中心测定与研制的可调临时固定装置等简介于下:     

彭水水电站2、3号机组下导轴承摆度偏大原因分析

水轮发电机组振摆偏大会严重影响机组设备的安全稳定运行,机组振摆偏大一般是多个原因叠加的结果,给原因分析和检修处理带来一定的困难.以彭水水电站2、3号机组下导轴承摆度偏大现象为例,通过分析影响下导摆度的水力、机械、电磁3个因素,结合机组在线监测系统的频谱分析和主轴状态等工具,逐项排除可能引起下导轴承摆度偏大的次要原因,最终得出机组轴线偏折和空气间隙偏小且分布不均匀是造成2、3号机组下导轴承摆度偏大的主要原因,为后续机组缺陷分析、运行方式调整、检修周期项目制定提供依据,进一步优化机组运行工况,提高设备安全性和可靠性,也为实现机组状态检修积累经验,奠定基础,为类似电站和机组解决导轴承摆度问题提供参考.     

立式水轮发电机组推力瓦温偏高故障分析处理

光照电厂水轮发电机组为半伞式结构,总装机1 040 MW,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,最后通过从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。     

700 MW巨型机组现场运行不稳定问题解决经验

龙滩水电站1号水轮发电机组运行初期,存在水导瓦温偏高和上、下导轴承摆度偏大的缺陷,随着运行时间的延长,摆度最终超过国家标准允许值。文中对水导温度异常升高及上、下导摆度偏大的原因进行了分析,提出了处理方法。经过调整各部轴承的间隙和动平衡试验,最终圆满解决了问题。     

300 MW抽水蓄能机组下导轴承摆度异常原因分析及处理

内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站2号机组运行中多次出现下导轴承摆度增大异常现象。经分析后确定原因为下导防油雾装置与大轴接触面积大,使主轴轴领升温幅度增大及下导轴承摆度测值增大。由此提出减小防油雾装置与大轴接触面积的处理措施。处理后,2号机组下导轴承摆度异常问题得以解决。     

发电电动机振摆异常增大问题分析及处理

以某抽水蓄能电站发电电动机为研究对象,针对上导轴承、下导轴承振动和摆度异常增大问题进行了分析和处理。总结了一些处理抽水蓄能机组振动和摆度问题的方法和措施。本文对后续类似问题的分析和处理具有指导意义。     

水轮发电机导轴承间隙和预负荷对性能的影响

本文介绍了大型水轮发电机导轴承结构特点,对导轴承的参数选取以及间隙和预负荷对轴承性能的影响进行了分析。导轴承支承位置在0.55~0.57范围内,其最小油膜厚度达到极大值。立式水轮发电机组导轴承的相对(几何)间隙比一般为2‰~6‰,具有较大的承载能力和较低的瓦温。根据运行间隙设计值和滑转子热膨胀量确定导轴承安装间隙。立式水轮发电机组导轴承的运行间隙的设计值较小,以控制转子摆度,而预负荷较大,可以达到0.80~0.99,这样可以增大最小油膜厚度,提高承载能力。     

小山电站2号机组摆度大的原因分析及处理

针对小山电站2号机摆度大的问题，结合机组状况及修解体后发现的问题进行了原因分析，提出了轴线处理、转动部件动平衡处理及导轴承间隙调整等处理措施及应注意的问题，供同类型水电机组安装运行时参考。     

水电机组摆度周期性波动问题的分析和研究

本文针对某水电站机组上导轴承摆度峰峰值持续呈正弦周期性波动的问题，通过增加临时探头测量机组动态和静态时上机架支臂和基坑的间隙，以及不同方向支臂的间隙和机组运行参数等，发现支臂和基坑间隙一一对应，且间隙随环境温度的增加而增加，该间隙的变化规律符合因大部件金属构件蠕变传递至基座传感器引起的上导摆度周期波动的特征。因此可以确定机组摆度周期性波动是因为大部件金属随着温度变化而出现较大的位移蠕变，且该蠕变为非对称蠕变，以上过程量逐级传递至基座传感器位置，同时该文建议采用该结构形式的机架时应充分考虑支臂蠕变方向和限位措施。     

锦屏一级水轮机结构创新设计

介绍了锦屏一级水电站水轮机的主要结构和设计特点。对水轮机转动部件、导水机构、水导轴承和主轴密封、埋入部件的创新结构设计进行了详细介绍。     

高转速水轮发电机组振动故障分析与动平衡优化处理

南告水电厂2号机组增容改造后振动摆度逐渐变大,对产生振动原因进行了详细的试验分析并进行现场动平衡试验。采用动平衡优化算法,求得最优配重方案,在不增加机组起停次数的情况下,将机组机架水平振动及导轴承摆度同时降到理想的水平,消除了机组的振动,保证了机组的安全稳定运行。     

五强溪水电厂水轮机结构的特点

简介了五强溪水电厂水轮机的主要技术参数以及转轮、导水机构、水导轴承、主轴密封与埋入部件的结构特点。     

抽水蓄能机组动平衡试验及振摆特性

动平衡试验是水电机组调试过程中至关重要的环节,是为了解决电机转动过程中由于转子质量不平衡引起的机械振动问题。本文介绍了溧阳抽水蓄能电站6号机组动平衡试验,分析并处理了水导摆度和下导摆度超标问题,评价了机组的振动、摆度特性。并进一步提出了一些机组结构优化设计和安装工艺方面的建议,对水电机组的设计和安装有一定的指导意义。     

西津水电厂2号机组的轴线处理

为了解决机组轴线摆度偏大的问题，从机组运行的工况入手，结合现场盘车数据，分析导轴承、推力轴承、镜板、主轴、连轴法兰等各个因素对主轴轴线的影响，从中得出轴线摆度偏大的主要原因，并详细说明了解决轴线摆度偏大的具体方法和处理工艺。     

安康水力发电厂3号机组泄水锥脱落原因分析

通过对3号机组水导摆度数值的分析,提出泄水锥脱落是造成机组各部摆度、振动增大的主要原因,并通过机组在线监测系统数据分析,推断出泄水锥脱落的具体时间,指出泄水锥脱落是由于设计缺陷、安装质量问题、运行方式不合理、监测手段不完善、检修人员经验不足、分析处理问题能力不强等几方面原因导致的,并提出了针对性的防范措施。     

多泥沙水电站水轮机主轴密封的改进

水轮机丰轴密封的作用是减少水轮机转动部件与固定部件之间的漏水量.水轮机主轴密封漏水将直接威胁机组的安全运行.多泥沙河流的水电站的水轮机主轴密封往往会因为泥沙磨损或流道堵塞而在短时问内严重而漏水或卡死,被迫停机检修.因此,制造、安装和运行等单位对主轴密封的结构形式进行了长时间、多方面的试验改进,以期找到一种适用于多泥沙水电站的主轴密封结构形式.……     

机组水导轴承甩油原因分析与解决措施

黄龙滩电厂2号机组水导轴承转动油盆长期存在甩油的缺陷,给水导轴承和机组的安全稳定运行产生了较大的威胁,分析这一重大隐患的具体情况后作了消缺处理,对具有相同结构的机组的检修和维护具有一定的借鉴作用。     

立式水轮发电机组轴系摆度及导轴承间隙调整

立式水轮发电机组轴系实际安装过程中经过盘车检查、调整摆度合格后,各导轴承处满足安装规范相对摆度要求和轴承间隙要求,盘车结果及导轴承的间隙调整正确与否关系到机组运行效果。分析和探究实际安装调整中出现的一些问题,对于机组能够长期稳定运行尤为必要。     

水电站水导轴承甩油原因及处理

1 设备概述 　　某水电站装机容量为2×5 MW,采用杭州发电设备厂生产的HLA575-LJ-82水轮机.水轮机水导为稀油自润滑导轴承,由转动油盆、水导轴承、水导瓦、外置冷却器、上油箱、毕托管等组成.机组停机时,水导润滑油全部在转动盆内;机组运行时,转动油盆和主轴一起转动,转动油盆内的润滑油在离心力的作用下,通过毕托管进入外置冷却器,经冷却后进入上油箱,上油箱的油经过水导后流回下油箱.……