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1、第33卷第12期华电技术V01.33No.122011年12月HuadianTechnologyDec.201l水轮机水导轴承温度过高原因分析及处理郭实田(广东粤电流溪河发电有限责任公司,广东从化510956)摘要:介绍了流溪河水电厂2水轮发电机组水导轴承温度过高的状况,分析了可能引起水轮发电机组水导轴承温度过高的各种原因,提出了相应的技术措施,彻底解决了水导轴承温度过高的问题。关键词:水轮发电机;水导轴承;温度过高;原因分析;解决办法中图分类号:TK73文献标志码:B文章编号:1674—1951(2011)12—0024—040引言2水导轴承温度过高原因初步判断查阅水导轴承相关图纸并结
2、合水导瓦安装特广东省流溪河水电厂位于珠江三角洲水系流溪点,对可能引起水导瓦温度过高的原因进行分析,认河上游的从化市良口镇境内,距广州约90km。电为引起水导瓦温度过高的主要原因有透平油不清站为引水式地下厂房,现装机容量为4×12MW,4洁、测温电阻安装不合理、水导瓦间隙分配不合理、台机组均为哈尔滨电机厂生产的混流式水轮发电机水导瓦进油口油量偏小及油槽冷却器水压不足等。组,于1958年投入运行。1998年全厂设备经过自动化改造后,电厂实现了无人值班(少人值守),使3针对性处理措施电厂的自动化程度上了一个新台阶。3.1第1次处理情况2水轮发电机组水导轴承主要由水导瓦、瓦(1)处理时间。200
3、7—06—15T10:00—06—架、上油盘、下油盘、挡油板、回油管、冷却器等部件16T16:00。组成。下油盘为转动式油盘,透平油的作用是润滑(2)处理情况。抱上导瓦、固定大轴,吊出水导水导瓦,同时转动产生离心力,通过水冷却自循环冷瓦分解检查;检查水导瓦面无异常,旋转油盆清洁;却降温,散去大轴和水导瓦摩擦、撞击产生的热量,检查发现2测温计断线,将其更换,同时更换1测机组运行时,油盘内必须有足够的透平油才能保证温计;水导瓦间隙按照拆前间隙调好。开机后,1水导瓦温度在允许的范围内。测温点瓦温偏高,最高瓦温为61.8℃。3.2第2次处理情况1水导轴承温度过高(1)处理时间。2007—06—1
4、7T16:00—06—流溪河水电厂2水轮发电机组于2007—03—18T01:00。07—13进行过小修,修后水导瓦稳定温度分别为(2)处理情况。开出工作票,抱上导瓦、固定大50.4℃和52.2oC。值班员查历史运行记录时,发现轴,分解水导冷油器,检查无异常。测量上导瓦间水导瓦温度于3月28Et开始出现比较明显的变化,隙、水导瓦间隙,根据上导瓦间隙调整水导瓦间隙。当天最高温度达58.0oC。对水导瓦外部进行检查,开机后,2测温点瓦温偏高,最高瓦温为62.6℃。冷却水水压和油盘油位均在正常范围内,至4月1上导瓦、水导瓦间隙如图1所示。161815日水导瓦温度达60.0℃。之后,水导瓦运行温
5、度呈缓慢上升趋势,6月6日至7日巡检时,水导瓦温度最高达61.7℃(该厂水导瓦报警温度为63.0℃,停机温度为65.0℃),出现缓慢爬升趋势且没有稳定9810a上导瓦间隙b水导瓦拆前间隙c水导瓦调整后间隙的迹象。当时更换了水导轴承上油盆的透平油,但水导瓦温度未发生明显改善,严重威胁机组的安全、图1上导瓦、水导瓦间隙经济运行。3.3第3次处理情况(1)处理时间。2007—06—19T09:00—06—收稿日期:2011—07—2720T18:00。第12期郭实田,等:水轮机水导轴承温度过高原因分析及处理.25.(2)处理情况。开出工作票,抱上导瓦、固定大轴,吊出水导瓦分解、修刮,分瓣面加一
6、张描图纸。水导瓦进油口加焊油兜,加大进油量,上油盆回油管加高10mm,上油盆静止油位为130mm。根据上导瓦间隙调整水导瓦间隙。开机后,2测温点瓦温偏高,最高瓦温为62.0℃。空转0.5h后,水导瓦及1,2上导瓦基本平衡,但带满负荷后,2上导瓦温升较快。H4水导瓦温度过高原因分析及处理∞4.1原因综合分析及处理方案2007—06—15-2O,对水导轴承进行了3次比较全面的检查,水导瓦温度没有明显改观,最高达图3机组中心调整记录62.6c【=。因机组的振动、摆度等技术参数都符合要求,在现场找不出比较有效的可改变水导瓦温度偏>高的方法。经过水导轴承上油盆换油,水导轴承分11解检查、测温计更换
7、、旋转油盆换油,水导轴承分解1/检查,冷油器分解检查,水导轴承分瓣面加垫调整、a上导瓦安装间隙b下导瓦安装间隙c水导瓦安装间隙进油口加焊油兜、加高上油盆回油管等一系列针对图4盘车后水导轴承间隙调整记录性的处理,都无法解决水导瓦温度偏高的问题。而密封后,进行盘车检查,证明在运行中机组轴线会产机组运行时振动、摆度较小,推力轴承温差小,但带生变化,水导轴颈处及下导轴颈处净摆度都变化比负荷后水导瓦温度上升较快,估计是由水力不平衡较明显。因此
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