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.     

冶勒水电站水轮机主轴及水导轴承安装

冶勒水电站冲击式机组水轮机主轴为整根锻造轴,上下均为法兰结构,水导轴承为巴氏合金稀油润滑,外循环冷却系统,水导瓦为筒式结构。冶勒水电站的冲击式机组安装工序和调整方法与其他机组不同,且水导轴承部位的施工空间狭小,通过冶勒水电站水导轴承安装过程,总结出一套适用于冲击式机组水导轴承安装的方法:水导轴承预装—水导轴承与主轴组合整体安装—确定机组转动部件中心—水导轴承间隙调整。     

白石水电站3号机组水导瓦严重磨损原因分析及技术改造

白石水电站3号机组在大修过程中,发现水导瓦磨损严重。文章通过全面阐述可能造成水导瓦严重磨损的原因,分析并准确判断水导轴承结构问题及油润滑系统故障是造成水导瓦磨损的主因,提出了切实可行的处理措施,对水导轴承结构进行了技术改造。改造后的水导瓦运行情况良好,满足规范和运行要求。     

龙滩水电站1号机水导轴承瓦温偏高问题探讨

龙滩水电站首台机组调试阶段，水导外循环油泵单台投入运行，水导瓦温偏高，故一直投入两台油泵运行。后经调整水导轴承间隙，并进行水导外循环单泵运行试验，I号机水导油泵单泵运行基本能满足设计的冷却要求。     

高水头冲击式机组导轴承安装的技术探讨

云南吉沙水电站安装了2台高水头高转速冲击式悬式水轮发电机组,该机组为国内同类型机组单机容量最大的机组（单机容量60MW）。在安装和调整机组导轴承时,依据设计总间隙和《水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调整工艺导则》（SD288-88）,上导轴承总间隙最小且均匀分配,并以此为基础结合下导轴承处和水导轴承处主轴的摆度值,安装下导轴承处和水导轴承处每块导轴瓦的单边间隙;但机组安装好后在试运行中出现烧瓦现象,对烧瓦进行处理并适当调整个别瓦间隙后,又出现了上导轴承瓦温偏高现象。对此,在机组小修时适当放大了上导瓦间隙（大于下导瓦和水导瓦间隙）;之后经多次开机试验,机组上导瓦温降低到了理想的温度,各部位的摆度值、振动值也有下降趋势,机组运行参数良好。本文对这种调整方法（即以水导轴承间隙为基准,适当放大上导瓦间隙、下导瓦间隙）进行了过程描述和数据分析,对这种调整方法从机组结构方面进行了定性分析。     

浅析脚基坪电厂机组水导轴瓦运行温度偏高原因及处理

脚基坪电厂投运于2012年2月份,自电厂机组投运以来,机组水导轴瓦运行温度一直偏高,特别是在汛期的时候,水导瓦温度一度到达59.8℃,接近机组的瓦温过高报警温度60℃。在此过程中电厂维护人员对可能导致瓦温升高的各种因素进行排查(包括:冷却水压、冷却水流量、机组运行摆度,水导油盆油位等)均未发现异常情况。为此电厂组织专业人员从水导瓦的设计与制造方面着手,通过参照《水轮机设计手册》与厂家提供的水导瓦的设计图纸,终于找到了机组水导瓦运行瓦温偏高的原因。分析发现了脚基坪电厂的水导瓦设计不符合《水轮机设计手册》要求,导致水导瓦润滑油循环速度缓慢,从而造成了水导运行瓦温偏高。为此电厂经过讨论,采取了增加水导进油槽条数的方法,增加轴承润滑油循环速度,提高水导瓦冷却效率,达到了降低水导瓦运行温度的效果。     

流溪河水电厂2号机组水导瓦温度过高的分析与处理

流溪河水电厂2号机组水导瓦温度过高,进行多次处理都没有达到预期效果,为了彻底解决问题,机组提前大修。介绍了水导轴承的结构和2号机组的基本运行情况,阐述了2号机组水导瓦温度过高问题的历次处理情况。根据前期处理情况,着重检查了会引起机组轴线变化的推力头、卡环和约束转轴受力的导轴承,最终查出水导瓦温度升高是由于卡环、推力头松动和下导瓦背的抗顶块硬度偏低所引起。针对找出的问题进行处理,彻底解决了2号机组水导瓦温度过高的问题。     

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.     

700MW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.     

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。     

水轮发电机组水导轴承瓦温过高因为分析及技术改造

结合金岩水电站2×23MW 机组运行初期水导轴承瓦温过高的现象,对中高水头、高转速水轮机稀油筒式瓦体外循环的冷却效果及有关部件结构进行了分析.认为对于高转速机组,由于瓦面线速度大,油和瓦的热交换不充分,使得水导瓦冷却效果不理想,因此对金岩水电站2台机组在实际运行中,如何增加水导瓦的上油量、加强油循环、增强油冷却器冷却效...     

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。     

筒式水导轴承瓦温度偏高的分析与处理

筒式轴承由于加工简单、运行中稳定性好,在机电行业得到了广泛的推广和应用。但筒式轴承与大轴间隙的大小与机组运行的稳定性关系密切,其间隙的控制比较关键。间隙大了,机组稳定性较差;间隙小了,机组轴承温度较高。通过对筒式轴承及其冷却器在水导位置的热功进行分析,进而判断冷却设备与轴承间隙之间的关系。     

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     

龙滩水电站导轴承瓦间隙测量方法与工艺控制

龙滩水电站水轮发电机组包括上导、下导、水导三部导轴承,分别由16块、12块、24块巴氏合金瓦组成。上导、下导轴承采用平键来调节瓦间隙,水导轴瓦采用设计斜度为1:50的楔子板来调节瓦间隙。针对轴承的结构特点,结合机组检修,应用了多种测量方法对瓦间隙进行测量,摸索并总结出了效率较高、测量误差较小的测量方法。     

石板水电厂10 MW机组水导轴承技术改造

分析了石板水电厂10MW机组水导轴承运行温度过高的原因。对高水头机组，因设计结构紧凑原因，使得水轮机稀油筒式瓦体外循环冷却效果不理想，因此，对在实际运行工况中如何增加水导瓦的上油量，加强油循环，增强油冷却器冷却效果提出了解决办法及今后在设计中应注意的问题。     

某水电站机组导轴承支撑间隙调整方式

某水电站厂房布置于坝后主河道上,总装机容量为3 000MW,安装5台600MW的混流式机组,由3个设备厂家设计制造,发电机均采用2个导轴承的立轴半伞式结构,推力轴承布置在下机架上。水轮发电机组导轴承包括上导轴承、下导轴承和水导轴承。由于设计制造厂家的不同,机组导轴承的支撑调整形式就有所不同,有偏心销结构支撑调整板调间隙、支柱支撑调节螺栓调间隙、球面支撑楔子板调间隙3种结构形式,从结构、间隙调整及是否方便检修维护对3种导轴承进行对比分析。     

白石电厂水导烧瓦现象及故障处理

2015年白石电厂3#机组检修时,发现水导瓦烧瓦严重,巴氏合金瓦面被挤压堆叠,油道被封堵,透平油已变质。通过对成因的分析和检查,最终确定是水导瓦设计不合理、水导振动幅度过大及冷却器接头漏水等原因引起的。通过对水导瓦进行改造和修复,重新盘车找中,使上油量大幅增加,并增加巴氏合金瓦面储油小凹点大小,增加上油盆透平油回油速度,更换合格的国产L-TSA 46#新油,通过加强透平油循环速度和冷却效果,有效的保护了机组轴瓦。在后期运行过程中,水导轴瓦运行良好,未出现烧瓦、损伤的现象。     

大化水电厂水导轴承瓦温偏高分析处理与预防

大化水电厂1~4号机组水轮机导轴承多年来运行瓦温一直偏高,虽经检修处理后瓦温仍然运行在较高值,不利于机组长期安全、稳定运行。为解决此问题,该厂对水导轴承结构进行了分析,对各种可能造成瓦温偏高的原因进行了排查,找出导致瓦温偏高的原因并进行了处理,有效解决了瓦温偏高的问题;同时针对大化水电站上游水质情况而导致机组水导瓦温偏高的问题提出了预防措施,收到了较好的预防效果。