三峡vgs机组推力轴承冷却系统研究

三峡vgs机组推力轴承冷却系统研究

1机组运行时,推力瓦总温度较高三峡左岸能源站14台机组中，6台为vgs机。其动力轴承冷却系统设计为外部循环冷却方式、三个油冷严肃气嘴（每个组2台）和三个油冷突器（两个组和一个组备用）。根据设计要求,在各种工况下运行时,冷却系统在1组冷却器备用的情况下,推力瓦温度不大于80℃。2003年7月三峡左岸电站投入运行,蓄水位为135～139m,机组最大出力为550～560MW。根据三峡左岸电站2004～2006年实际运行的统计数据可知,在夏季高温时,即使VGS机组推力轴承的3组冷却器同时运行,推力瓦的平均最高温度也连续3a超过了80℃,最高温度已接近83℃,对机组运行造成隐患。所以,必须对VGS机组推力瓦的冷却系统进行优化,明确安全的运行瓦温范围、确保机组安全稳定运行。2推力瓦温等性能参数法三峡左岸电站VGS机组采用加拿大GE公司传统结构的推力轴承,其参数值如下。推力轴承的冷却效果决定了推力瓦温和油温,进而影响推力轴承的正常运行。为解决推力瓦温偏高的问题,从以下方面对推力轴承冷却系统进行了研究:①通过推力轴承的油循环和热交换计算,研究油温与机组功率的关系、油温与水头的关系和油温与冷却水量的关系;②确定合理的冷却水量、流速、备用容量等参数;③在上述计算和研究的基础上,掌握推力轴承系统的运行特点及规律,进而预测推力瓦温等性能参数的变化趋势。经上述计算分析,推断出可能导致三峡VGS机组推力轴承瓦温偏高的原因:①油冷却器换热能力偏小;②推力瓦较薄,仅为55mm,瓦块刚性较差,高压油顶起时瓦块凹变形较大,镜板不能与瓦块完全脱开,而且瓦块厚度与弹簧的布置不完全匹配,瓦变形的控制没有达到最优;③多弹簧支撑的推力轴承,其油槽容积较小;④内循环冷却进、出油管的间距较小,导致油循环短路,冷、热油并未得到充分的热交换。油冷却效果较差,瓦间温度比油槽的其它部位高出约4℃。3改善措施3.1修刮倒边处理2004年1月,对三峡左岸电站1号机组的推力瓦进油边进行了修刮倒边处理,推力瓦的进油边宽度增加15mm,出油边边缘倒角0.175mm,此措施在一定程度上增加了推力瓦的进油量,可达到降低瓦温的目的。3.2改造油泵叶轮2005年2月,对三峡左岸电站8号机组推力轴承外循环油泵进行改造,更换了油泵的叶轮,增大了外循环油泵的油流量。试验表明,此措施并未使推力轴承的油温、瓦温发生明显下降,说明加大油泵的油量对瓦温没有影响。3.3针刺管型冷却器三峡VGS机组推力轴承油冷却器是间壁式换热器,两种液体通过金属壁进行换热:46号透平油放热、水吸热,油冷却器热负荷的设计值为210kW以上。通过热交换仿真计算可知:VGS机组推力轴承油槽油温为38℃,油冷却器热负荷仅为120kW左右,冷却器的容量未达到设计要求。2003年7月三峡左岸电站2号机组调试试运行后,对其推力轴承油冷却器的结构进行改造,将冷却器内的冷却水管从300多根增至583根。试验表明,此措施使瓦温由82～75℃降至79～71℃,油槽油温下降8℃。为进一步优化冷却器结构,委托重庆通达公司设计了一种新型针刺管型冷却器。2006年3月,在三峡左岸电站3号机组上更换冷却器,与原冷却器相比,冷却水管由583根增至786根,且冷却管采用了高效针刺管,管与水接触的面积共增加21.1m2,管与油接触的面积共增加47.47m2。试验结果表明,3号机组更换冷却器后,与前1a同月份的实测数据相比,平均油温下降1.4℃,最高瓦温下降0.4℃,冷却器进、出油的温差增大2.13℃。3.4推力轴承油系统2003年7月三峡左岸电站2号机组调试试运行期间,为改善推力轴承油循环系统,将推力轴承油槽进油管上移,增大它与出油管的间距,在推力瓦与镜板分界处设置分油隔板,分油隔板用支柱螺杆支撑,使进入油槽的大部分冷油经瓦间流向出油管。4国外大型节水电站的推挤性能研究4.1国外大型5座vgs发电系统根据统计资料可知,VGS设计的部分电站推力轴承长期在80℃以上的条件下运行,有的甚至在超过90℃的条件下运行。在装设了VGS机组的国外大型水电站中,大古力和邱吉尔瀑布具有代表性。大古力水利枢纽是美国哥伦比亚河上一座具有发电、防洪、灌溉等效益的大型综合利用水利枢纽。其左、右岸厂房各装有9台单机容量为108MW的水轮发电机组。邱吉尔瀑布电站位于加拿大拉布拉多半岛纽芬兰省邱吉尔河上,安装有11台单机容量为500MW的高水头混流式水轮发电机组,1974年建成发电。4.2风力瓦的改造2006年8月,对大古力和邱吉尔瀑布电站进行实地调研,并将其结果与三峡电站的情况进行比较分析,如表1、2、3、4所示。邱吉尔瀑布电站机组推力轴承运行30多年来未作改动。大古力电站在运行初期推力轴承温度曾达到87℃,所以对推力瓦进行了改造(如图1所示),具体措施为:将推力瓦出油边的背面开266道槽,槽宽1.524mm、槽深3.175mm、槽长120.65mm。理论上分析,此措施利于瓦的散热。但瓦温从正面到背面递减,且大古力推力瓦测温电阻距瓦面33.5mm、距瓦背面18mm,此项改造措施使RTD处温降较明显。5vgs机组运行情况从理论上讲,在其它条件相同的情况下,推力轴承瓦温与推力负荷有关,而推力负荷随水推力变化而变化。因此,在156m水位上升过程中,对VGS机组的轴向水推力随水头和负荷的变化情况进行了测量和分析。如表5和图2所示。根据模型试验和真机测量结果预测,在175m蓄水过程中,预估VGS机组在运行范围内(至756MW)最大轴向水推力约为11000kN,略超过155m水位情况下机组最大轴向水推力为10157kN,但增幅不大。此外,根据156m蓄水过程中观测结果,水位上升对推力轴承瓦温影响不明显,三峡水库从2006年10月蓄水至156m以来,根据现场运行情况,VGS机组推力瓦温基本维持在80℃以内,运行状况基本稳定,如表6所示。综合上述分析,在175m蓄水过程中,VGS机组推力瓦温预计在80℃左右,在加强监测的条件下,预计是可以安全运行的。6/三大机组推力轴承冷却系统实际运行情况(1)通过上述分析、计算及试验的结果可知,三峡左岸电站VGS机组推力轴承瓦温偏高的原因为:VGS机组推力轴承冷却系统油循环不合理,瓦的间距较小,冷、热油未得到充分交换;冷却器的容量较小,未达到设计要求。(2)根据三峡左岸电站VGS机组推力轴承瓦温偏高现象的分析,并虑及推力轴承结构的限制,提高冷却器容量和改善油槽内循环这两种方法是优化推力轴承冷却系统最行之有效的措施,且这两项有效措施已在三峡左岸电站的实际运行中得到验证。(3)通过对国外大型水轮发电机组推力轴