Solution on Overtemperature ofHigh－temperature Oil of Shoes or Shafts at Combining Bearings ofPumped Storage GeneratorSets 十（shí）三陵蓄能（néng）電廠（北京昌（chāng）平102200）　　 摘　要：十三陵蓄能電廠4台機組自投產以來均存（cún）在推力瓦（wǎ）瓦溫（wēn）高、油溫高問題。推（tuī）力瓦運行溫度一般為80～85℃，在夏季，因冷卻水和環（huán）境溫度高，運行瓦溫達90～94℃（報警93℃，跳閘95℃）。1998年曾因此被迫申請停機2次、運行中事（shì）故（gù）跳閘1次。經電廠將原裝的管式熱（rè）交換（huàn）器改造為板式熱交（jiāo）換器並（bìng）增容，徹底解決了此問題。 關鍵詞：聯合軸承（chéng）；熱交換器；瓦溫；油（yóu）溫 中圖分類號：TK730．3＋22 文獻標識碼：A 文（wén）章編（biān）號：1003－9171（2000）03－0037－02 1　機組概況及故障情況 1．1　機組概況 十三陵蓄（xù）能（néng）電廠安裝有4台美國VOITH公司製造的204 MW混流可逆式抽水（shuǐ）蓄（xù）能機組，機組參數見表1。 1.2 故障情況 自1995年12月23日1號機（jī）投（tóu）產（chǎn）後，陸續投運的4台機組均不（bú）同程度地存在（zài）聯合軸承推（tuī）力瓦瓦溫和油溫偏（piān）高問題，推力瓦運行溫度一般為80～85℃，夏季為90～92℃，Z高曾達94℃，聯合軸承油溫達74．5℃，而（ér）主機合同（tóng）要求推力軸（zhóu）承和下導軸承（chéng）瓦溫不高（gāo）於70℃。推力瓦瓦（wǎ）溫和油溫偏（piān）高曾導致數次被迫停機。即使是冬季冷卻水溫較低時（shí），熱交換器水側閥門（mén）全開，熱交換器出（chū）口油溫仍（réng）高於設計值（zhí）（45℃），嚴重影響（xiǎng）了十三陵蓄能電廠機組進行電網調峰、調頻和緊急事故備用的可靠性（xìng）。 製造廠家認為：此問題與中方提供的透平油空氣釋放值超過（guò）合同值3～4 min和測溫探頭位置不當有關。顯然，這不是問題的關鍵。Z終，製造廠不（bú）得（dé）不把推力瓦運行溫度提高到85℃。 設備製造（zào）廠家於1998年6月在2號機組上改進了推力軸承的噴油（yóu）嘴結構，並調（diào）整了油壓（yā），目的是增加油嘴噴油流速，以降低瓦溫，但未取得成功。 2　原因分析 十三陵電廠蓄能機組采用半傘式結構，聯合軸承坐（zuò）落在發電機的下機架上，設有外循環油係統，以滿足（zú）推力（lì）軸承、下導軸承潤滑、冷卻用油。 推力軸承共有8塊推力瓦，成傘形（xíng）均勻分布，每塊推力瓦重約250 kg。其支撐結構為彈性墊支撐方式。 從（cóng）結（jié）構（gòu）上看,推力（lì）軸承的油循環係統設計（jì）基本合理（lǐ）,能滿足油槽內各部件（jiàn）潤滑、冷卻的需（xū）求。對此，十（shí）三陵蓄能電廠於1998年（nián）8月成立了攻關小組（zǔ），開始對4台機（jī）組聯合軸承油循環係統的運行參數分別進行測試、計算及相關的改造工作。 （1）機組聯合軸承油循環係統運行參數實測（cè） 實測數據見（jiàn）表（biǎo）2。 （2）熱交換器原（yuán）始（shǐ）設計參數 每（měi）台機組（zǔ）聯（lián）合軸承油循環（huán）係統（tǒng）安裝有2台（tái）美（měi）國REXROTH公司生產的（de）管（guǎn）式熱交換器，並聯運行。熱交換器設計條件見（jiàn）表（biǎo）3。 （3）聯合軸承係統（tǒng）的（de）實際熱（rè）負荷估算熱交換器實際熱（rè）負荷計算公式為： Q＝GpCp（T1－T2） 式中Q--熱負荷，kJ／s； G--流量，m3／s； p--密度（dù），kg／m3 Cp--油的比熱，kJ／（kg℃）。 根據VOITH公司（sī）提供的原設計參數條件，估算出實際油的熱負荷計算公式為： Q＝G油×1 811．6×（T1－T2） 實（shí）際（jì）水的熱負荷計算公式為： Q＝G水×4 180×（T2－T1） 根據4台機組實測數據推（tuī）算出聯合軸承（chéng）係統的實際熱負荷見表2。 理（lǐ）論（lùn）上講，考慮到熱交換器表麵散熱的存在，熱交換器水側和油側（cè）熱負荷應近似相等。而從表4可以看出（chū），兩（liǎng）者相差很大（dà），說明油、水流量及進（jìn）出口溫度的實測（cè）誤差較大（dà）。但（dàn）從油側熱負荷看基（jī）本接近原設計容量。 從上述實測數據與設計值比較可見：油側熱負荷基本相同，但油、水（shuǐ）兩（liǎng）者的傳熱（rè）溫差實測（cè）值遠大於設計值，這足以說明熱交換器傳熱麵積不足或傳熱（rè）效率低下，對（duì）機組安全、穩定、經濟運行極（jí）為不利，必需對熱交換（huàn）器容量不足進行改造。 3　技術改造方案 為了得到實際需要的、足夠的熱交換器傳熱麵（miàn）積，在4台機組中選取3號機油（yóu）側實測熱負荷值乘以1．5倍（bèi）的係數作為估算熱負荷，即約1 250 kW。 根據調研結果（guǒ），目前國內的外資廠（chǎng）和合資廠生產的板式熱交換器均能滿足（zú）我廠對熱（rè）交換器熱負荷、工作壓力、油、水側進出口溫度和布置現場及管路改（gǎi）動小的要求，是目前的Z佳方案（àn）。 改造（zào）後係統布（bù）置在（zài）現有熱交換器處，隻是在熱交換器內放置一過濾器，以防水中雜物（wù）堵（dǔ）塞。另（lìng）外在油側和水側各（gè）加一個排空閥以利維護（hù）檢修。　　改造後的熱交換器增大了傳熱（rè）麵積50％，確保機組（zǔ）在30℃的（de）冷卻水條件下運行中冷油溫度不高於38℃，熱油溫度在55℃左右，以使（shǐ）運（yùn）行中推力軸承的瓦溫（wēn）恒定在一較合適（shì）的溫度。此（cǐ）外（wài），加裝了熱交換器的（de）冷卻（què）旁路閥，以便在冷卻（què）水溫低時調整油溫。 4　結語 目前，十三陵蓄能電廠已完成（chéng）4台（tái）機組的聯合軸承熱交換器的改造，將原裝的設計容量為875kW的管式熱交換器全部更換為容量（liàng）1 250 kW、國內水電廠很少使用的板式熱交換器。經半年多的（de）運行證明，改（gǎi）造取得了圓滿成（chéng）功，熱交換器出口油溫基本保持在26～30℃，推力瓦溫度為71～75℃，達到機組投產以來的Z低溫度。 總之，十三陵蓄能電廠機組的（de）聯合軸承熱交換（huàn）器改造，徹底消（xiāo）除了隨機組原裝熱交（jiāo）換器（qì）容（róng）量（liàng）不（bú）足造成推力瓦瓦溫、油溫高，機組不能安全渡過夏（xià）季的重大設備（bèi）事故（gù）隱患，對提高十三陵蓄能電廠機組運行的安全性、可靠性和整個電廠經濟效益具有顯著的效果。