发电机上导瓦温偏高改造

2015-03-02刘华清

云南电力技术 2015年2期

刘华清

(云南恒安电力西双版纳天生桥水电开发有限公司，云南景洪 666100)

0 前言

某电站装机为2×25 MW，机组安装高程为742 m，额定水头235 m，引用流量为25.2 m3/s，最大坝高19 m，上导承轴油冷却器为内置式，由7 排外径Φ19/内径Φ17 紫铜管组成;设计冷却水工作压力不超过0.2 MPa、机组冷却水进水温度最高不超过25℃;冷却器上装有挡油板，可强迫热油经过冷却器冷却后才流进轴承内。

1 存在的问题及临时处理措施

1.1 存在的问题

上导轴承瓦是8 块巴氏合金瓦，一直偏高。是电站安全生产运行中的较大隐患，特别是在长期运行后振动偏大、泥沙在管内沉积增多的情况下，瓦温常常超过报警温度，处于不安全状态。

1.2 临时处理措施

1)解除报警装置，加强运行监测、观查，确保65℃以上运行风险可监测、可控制。

2)加大冷却水压力，增加冷却水量，辅助降低温度。设计水压力0.2 MPa，运行水压力基本在0.25 MPa 左右，极端时候达0.28 MPa。

3)汛期每班进行一次间隙性、不断开关进水阀，在冷却水管内形成絮流，扰动部分沉积在管内的泥沙，使之随水流冲走，增加冷却效果。

4)在负荷可以分配时，降低负荷运行。

5)加冷油、置换热油，对冷却器进行全面清洗。

2 原因分析

2.1 设计冷却容量不足

电站地处热带，湿季平均气温约28℃，日最高温度可过40℃。长期监测显示，湿季机组冷却水进水温度在27℃－29℃之间运行，而设计冷却水进水温度最高不超过25℃。设计未充分考虑电站湿季环境温度较高，设计进水温度偏低、冷却容量不足。这是瓦温偏高的主要原因之一。

2.2 与冷却器堵塞的关系

运行一个汛期后，冷却器铜管内部会有泥沙沉积，但很少存在堵死现象。抽尾水经过滤水器后作为技术供水，水质较差，泥沙沉积较重;改为顶盖取水供水后，水质有所改善，泥沙沉积有所减轻。但在这两种情况下，对铜管进行清洗疏通，前后运行对比，温度会有1℃左右的变化。说明冷却器轻微堵塞对上导轴承瓦温影响有限，不是主要因素。

2.3 机组负荷的对瓦温的影响

经过试验，冷却水压相同的条件下，满负荷与20%负荷时的瓦温对比，满负荷时温度会降低1℃左右，主要原因是满负荷时机组顶盖漏水量较大，冷却水量会增大，但对瓦温的影响不明显。

2.4 油循环系统对瓦温的影响

油池温度一直在35℃～37℃之间运行;而上导瓦温一直高于油池温度25℃～30℃，基本在60℃以上运行。瓦温与油池温差太大，这说明热量交换存在问题，热油未得到充分冷却就进入了下一个循环。这是瓦温偏高的另一个主要原因。

分析认为，冷却器设计冷却容量不足、油循环系统热量交换存在问题，是上导瓦温偏高的主要原因。冷却容量不足，需要更换冷却器，改造成本较高、周期较长;对设备结构分析研究后认为，油循环系统热量交换存在问题，现场有改进的空间，可以优先进行改造。

3 油循环系统结构分析

冷却器上虽然装有挡油板，但实际装配中，挡油板孔洞较多，同时轴承支架下圈与冷却器之也有10 mm 左右的安装配合间隙，设计理论上油经过挡油板流到冷却器外侧、强迫热油经过冷却器冷却后才又回流进轴承内的目的，难以实现。分析原因是大部分热油只是从冷却器的内侧经过，未经冷却器充分冷却即进入了下一个循环。

4 油循环系统改进

通过对轴承支架结构的分析，认为可以将轴承支架回油孔溢出的热油，加DN25 的管子(见图1“加长的回油管”)引到冷却器的外侧，热油必须经过冷却器后才能进入推力轴承座底部，参加下一次的油循环，这样对油的冷却效果会明显改善。

回油不畅，也是间接影响油冷却效果。改进措施是:一是在原回油孔的前方焊接一块挡块(见图1“增加的挡油板”)，油在随推力头转动过程中，在挡板处受阻，对回油形成压力，加大进入回油孔的回油量;二是在上挡油板的上部，对称新增设孔径为30mm 的4 个回油孔，下部原回油孔未排出的热油可全部从这4 个孔排出，经上挡油板流到冷却器的外侧，全面参与冷却、循环。