發電機上導瓦溫偏高改造

劉華清

(云南恒安電力西雙版納天生橋水電開發有限公司，云南 景洪 666100)

0 前言

某電站裝機為2×25 MW，機組安裝高程為742 m，額定水頭235 m，引用流量為25.2 m3/s，最大壩高19 m，上導承軸油冷卻器為內置式，由7 排外徑Φ19/內徑Φ17 紫銅管組成;設計冷卻水工作壓力不超過0.2 MPa、機組冷卻水進水溫度最高不超過25℃;冷卻器上裝有擋油板，可強迫熱油經過冷卻器冷卻后才流進軸承內。

1 存在的問題及臨時處理措施

1.1 存在的問題

上導軸承瓦是8 塊巴氏合金瓦，一直偏高。是電站安全生產運行中的較大隱患，特別是在長期運行后振動偏大、泥沙在管內沉積增多的情況下，瓦溫常常超過報警溫度，處于不安全狀態。

1.2 臨時處理措施

1)解除報警裝置，加強運行監測、觀查，確保65℃以上運行風險可監測、可控制。

2)加大冷卻水壓力，增加冷卻水量，輔助降低溫度。設計水壓力0.2 MPa，運行水壓力基本在0.25 MPa 左右，極端時候達0.28 MPa。

3)汛期每班進行一次間隙性、不斷開關進水閥，在冷卻水管內形成絮流，擾動部分沉積在管內的泥沙，使之隨水流沖走，增加冷卻效果。

4)在負荷可以分配時，降低負荷運行。

5)加冷油、置換熱油，對冷卻器進行全面清洗。

2 原因分析

2.1 設計冷卻容量不足

電站地處熱帶，濕季平均氣溫約28℃，日最高溫度可過40℃。長期監測顯示，濕季機組冷卻水進水溫度在27℃－29℃之間運行，而設計冷卻水進水溫度最高不超過25℃。設計未充分考慮電站濕季環境溫度較高，設計進水溫度偏低、冷卻容量不足。這是瓦溫偏高的主要原因之一。

2.2 與冷卻器堵塞的關系

運行一個汛期后，冷卻器銅管內部會有泥沙沉積，但很少存在堵死現象。抽尾水經過濾水器后作為技術供水，水質較差，泥沙沉積較重;改為頂蓋取水供水后，水質有所改善，泥沙沉積有所減輕。但在這兩種情況下，對銅管進行清洗疏通，前后運行對比，溫度會有1℃左右的變化。說明冷卻器輕微堵塞對上導軸承瓦溫影響有限，不是主要因素。

2.3 機組負荷的對瓦溫的影響

經過試驗，冷卻水壓相同的條件下，滿負荷與20%負荷時的瓦溫對比，滿負荷時溫度會降低1℃左右，主要原因是滿負荷時機組頂蓋漏水量較大，冷卻水量會增大，但對瓦溫的影響不明顯。

2.4 油循環系統對瓦溫的影響

油池溫度一直在35℃～37℃之間運行;而上導瓦溫一直高于油池溫度25℃～30℃，基本在60℃以上運行。瓦溫與油池溫差太大，這說明熱量交換存在問題，熱油未得到充分冷卻就進入了下一個循環。這是瓦溫偏高的另一個主要原因。

分析認為，冷卻器設計冷卻容量不足、油循環系統熱量交換存在問題，是上導瓦溫偏高的主要原因。冷卻容量不足，需要更換冷卻器，改造成本較高、周期較長;對設備結構分析研究后認為，油循環系統熱量交換存在問題，現場有改進的空間，可以優先進行改造。

3 油循環系統結構分析

冷卻器上雖然裝有擋油板，但實際裝配中，擋油板孔洞較多，同時軸承支架下圈與冷卻器之也有10 mm 左右的安裝配合間隙，設計理論上油經過擋油板流到冷卻器外側、強迫熱油經過冷卻器冷卻后才又回流進軸承內的目的，難以實現。分析原因是大部分熱油只是從冷卻器的內側經過，未經冷卻器充分冷卻即進入了下一個循環。

4 油循環系統改進

通過對軸承支架結構的分析，認為可以將軸承支架回油孔溢出的熱油，加DN25 的管子(見圖1“加長的回油管”)引到冷卻器的外側，熱油必須經過冷卻器后才能進入推力軸承座底部，參加下一次的油循環，這樣對油的冷卻效果會明顯改善。

回油不暢，也是間接影響油冷卻效果。改進措施是:一是在原回油孔的前方焊接一塊擋塊(見圖1“增加的擋油板”)，油在隨推力頭轉動過程中，在擋板處受阻，對回油形成壓力，加大進入回油孔的回油量;二是在上擋油板的上部，對稱新增設孔徑為30mm 的4 個回油孔，下部原回油孔未排出的熱油可全部從這4 個孔排出，經上擋油板流到冷卻器的外側，全面參與冷卻、循環。

圖1 改進后的油循環圖

5 結束語

改進后，2 號機上導瓦溫在55℃～56℃運行，最高未超過57℃;1 號機上導瓦溫在58℃～59℃運行，改進前在67℃左右運行。1 號機因水平振動有0.05 mm，大于2 號機0.02 mm，其瓦溫高于2 號機。可見，改進效果明顯，基本解決了長期存在的安全隱患。