大岗山650 mw水轮发电机组初期运行的基本经验

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机电与金属结构摇摇摇摇摇摇摇摇摇摇西北水电·2020年·第2期摇摇摇摇摇摇摇

文章编号:1006—2610(2020)02—0083—03

大岗山650MW水轮发电机组初期运行的基本经验

刘摇名,曹摇灿,曾摇勇

(国电大渡河大岗山水电开发有限公司,四川石棉摇6209)

摘摇要:通过对大岗山水电站水轮发电机组发电以来设备所遇到的重点问题进行分析,掌握设备存在的设计规划、产品质量等方面缺陷,并制定专项治理措施,及时消除设备缺陷,确保设备的安全稳定运行。关键词:水轮发电机组;初期运行;重点问题;安全稳定运行

中图分类号:TV734.2摇摇摇文献标志码:A摇摇摇摇DOI:10.3969/j.issn.1006-2610.2020.02.0019

BasicExperienceofTheInitialOperationofDagangshan650MWHydroelectricGeneratingUnit

LIUMing,CAOCan,ZENGYong

(GuodianDaduheDagangshanHydropowerDevelopmentCo.,Ltd.,Shimian摇6209,China)

Abstract:ByanalyzingthekeyproblemsencounteredbytheequipmentsincetheoperationofthehydroelectricgeneratingunitoftheDa鄄areformulatedtoeliminatetheequipmentdefectsandensurethesafeandstableoperationofequipment.Keywords:hydro-generatorset;initialoperation;keyissues;safeandstableoperation

gangshanHydropowerStation,thedefectinthedesignplanningandequipmentqualityisapprehended,andspecifictreatmentmeasures

1摇大岗山水电站机组、主变结构特点

大岗山水电站4台立轴式水轮发电机组采用发变组单元接线,单机额定出力为650MW。发电机为普通伞式,水轮机为混流式。

水轮机型号为HLV1-LJ-701,主轴密封采用可动式向下端密封,水导轴承采用稀油润滑的金属轴承,由10块轴瓦组成,瓦面为巴氏合金,采用2台油泵2台冷却器的外循环冷方式。

水轮发电机为立轴普通伞式三相凸极同步发电机,其型号为SF650-48/14500,上导轴承布置在上机架中心体内,由16块稀油润滑巴氏合金瓦组成,下导轴承布置在下机架中心体内,由24块稀油润滑巴氏合金瓦组成。导轴承为自润滑内循环系统,采用半环式油冷却。推力轴承布置在下机架中心体上部,由20块巴氏合金瓦组成。推力轴承采用镜板泵

摇摇收稿日期:2019-10-22

外循环润滑冷却系统,在下机架布置8台油冷却器。

主变压器采用三相一体式电力变压器,将发电机出口18kV电压升压至500kV电压后送出。型号为SSP-723000/500,容量723MVA,高、低压侧接线方式为“Yn/d11冶,主变中性点直接接地,铁芯及夹件通过安装在主变压器油箱顶部的接地套管引至油箱下部接地。

2摇曾经出现的重点问题

(1)机组顶盖排水泵启动频繁

大岗山水电站布置4台顶盖排水泵,根据顶盖水位上涨幅度逐一启动。主用水泵平均启动时间为12min左右启动1次,正常启动时间60min左右1次。顶盖排水泵的频繁启动,不但增加厂用电使用量,还降低设备使用寿命,设备维护工作量也大大增加。

果不明显[4-5]

(2)下导、推力轴承油雾较大,吸排油雾装置效大岗山1F~4F机组自投运以来,水轮发电机下导、推力轴承油槽存在不同程度的油雾现象,下导

摇摇作者简介:刘名(1990-),男,四川省广安市人,助理工程师,从事水电站运行、维护、检修工作.

84刘名,曹灿,曾勇.大岗山650MW水轮发电机组初期运行的基本经验

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红外热成像测试时,发现1、2、3号主变压器B相低栓的最高温度高达128益,A、C相也有部分螺栓温度高达110益,已影响变压器的安全运行。

压侧套管升高座与变压器器身连接法兰处的部分螺

3摇处理经验及探讨

根据上述的种种情况,大岗山公司做了如下处理,供参考。

(3)大岗山电站水导采用水导瓦温及油槽温度偏高

10块360mm伊360mm稀油润滑分块瓦结构,分块瓦采用巴氏合金材料,设计轴瓦间隙0.2mm(运行时),轴承采用强迫外循环油泵润滑,外置式冷却器。机组空载运行时水导瓦温偏高,个别超60益且不稳定;瓦温分布不均衡,最高瓦温和最低瓦温相差十几度[6-7]机组运行时,热损耗未能有效循环带走。

,油槽温

度偏高,单泵运行时达50益,双泵运行时达45益;主要因为水轮机轴领尺寸大,直径3480mm,圆周线速度高达22.78m/s,导致轴瓦之间空间区域产生大量搅油损失,致使总损耗加大。

喷位于两块轴瓦中间,距离轴瓦较远,喷出的冷油可能在进入轴瓦前先与轴瓦泵出的热油混合,致使油温升高,从而降低冷却效果,见图1。

图1摇机组运行时单、双外循环油泵运行时瓦温情况图

温度报警

(4)主变压器低压侧与IPB连接处导体、外壳当负荷在520MW以上且稳定运行超过1h

后,主变压器低压侧与IPB连接处导体、外壳温度高报警(导体温度超过80益时报警,外壳温度超过60益时报警)。用红外热成像测试仪对主变压器进行

封检查情况(1)通过对大岗山水电站,分析出顶盖水泵启动频繁因主轴密封1F~4F机组主轴密

水漏水大。漏水的原因有2点:淤主轴密封环与支持环安装时使用的覫9橡胶圈购买较早,长期浸泡在水中,老化严重,出现了断节、硬化、裂纹、脱落等现象,导致密封失效;于机组止动销安装时未按照要求涂抹螺栓锁固剂,在机组振动和水流冲击下出现松动、脱落现象,导致密封环偏心,进一步增加了漏水。主轴密封环与支持环之间橡胶圈更换之前,大岗山公司运行维护处加强顶盖排水泵启动次数和主轴密封磨损量监控,发现启动次数和磨损量异常增加情况及时停机临时处理,保证设备安全可靠运行。根据厂家设计及安装要求进行了处理,现在顶盖排水泵运行时间间隔在45min左右。

1)(2)针对同类型机组油雾大的问题下导、推力轴承油雾较大改进措施盖整体加高,增加轴承箱内部容积,密封盖上面装设,对轴承密封呼吸器,转轴处加装甩油环,防止润滑油顺轴向上攀爬,甩油环相对面贴有油雾吸收层,可有效吸收甩油环甩出的油滴,预防油滴四处飞溅,密封盖与轴之间采用3道接触密封齿及2道气密封片的组合密封形式。

成若干偶数等份2)轴承密封盖的接触密封齿按圆周方向等分

,每一等份通过衡力弹簧的作用均能径向前进和后退,灵敏度高,能紧随转轴的摆动做径向跟踪,能够有效补偿运行中密封齿的磨损量,使

密封齿与转轴之间连续不断地接触,保证密封齿和转轴之间零间隙运行;密封齿最外面采用2层有效密封齿,与转轴接触部分材料选用非金属多元复合材料,该材料具有良好自润滑功能,磨擦系数极小,密封齿与转轴接触采用尖齿形状,密封齿前端与轴接触部分接触面为0.40mm;在密封盖上安装密封齿间隙调整装置,方便安装、检修时调整密封齿与轴之间间隙,调整间隙范围在0~2mm。

西北水电·2020年·第2期85

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油槽由于内甩油产生的油雾封闭在密闭空间,油雾在密闭空间内凝结,通过安装在转轴上的甩油环将凝结的油滴收集在接油盆内,从而有效防止油槽内4)在轴承内挡油圈与转轴之间加装接油盆,将3)气密封片具有优良的自润滑性能,具有自动

改为侧向喷(如图2所示),使冷油直接对准轴瓦进口侧间隙喷射,以改进冷却效果。同时,在2块轴瓦中间区域加装隔板,尽量隔开热油和冷油,避免两者提前混合,同时也可减少油的搅动损耗,根据运行情况,发现效果较好,现已将机组水导外循环系统全部改造完成。

增加,变压器低压侧法兰出现不同程度的发热现象,特别是B相法兰温度平均比A、C相高20益左右,(4)4台主变压器自投运以来,随发电机负荷

甩油造成油雾扩散;同时在接油盆上安装呼吸器,呼吸器保证接油盆内外压力平衡,防止因大轴转动造成在接油盆密闭空间内产生负压吸出轴承内大量油雾。

不太均匀(3),水导瓦温不同轴瓦温差较大、油温高原因分析;0.5mm:轴瓦间隙分布冷态单边间隙有点偏紧,根据厂家校核计算,冷态下轴瓦单边间隙应为0.618mm,在热态下轴瓦间隙会变为0.2mm;过多作用在水导上根据之前现场数据记录,可能在一定程度上加剧了水导,下导受力偏小,载荷的恶劣受力工况。

改进措施:淤调整轴瓦间隙,冷态下按照0.6mm使10单边间隙进行调整块轴瓦的瓦温更为均衡。另外,。采取适当措施调整先将4号水导轴瓦,间隙已调整到单边0.6mm,摆度基本能稳定在200滋m运转以内3h,后最大瓦温只有且轴瓦间隙调整后53,益单泵单冷状态下空载,效果改善明显。其他机组根据此标准进行调整后温度下降明显,特别是1号机组,当单台水导外循环泵运行时,温度最高在52益左右。于根据水导搅油损失较大以及热交换不畅,对水导外循环系统进行局部改进措施,将喷

图2摇机组水导外循环油槽内喷路线改造图

有的局部温度达120益以上。其原因是变压器低压侧法兰与屏蔽罩间有橡胶密封垫,罩与法兰未形成完整的屏蔽体。使在重负荷时,低压导管有20000A作用下导致连接法兰及螺栓发热电流流过,会有大量漏磁通从缝隙泄漏。

,在强磁场实施方案:淤增大变压器低压侧法兰屏蔽罩;于处可靠电气连接在屏蔽罩与法兰间加装金属密封衬垫。盂在变压器B相低压侧法兰正,保证间隙对的防火墙上装1台轴流风机。

4摇结摇语

通过对大岗山水电站运行初期所发生的设备隐患进行治理,优化了设备运行方式,并降低了设备运行风险,大岗山水电站自2015年9月投产至今,未发生设备安全事故。

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