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文档简介
高水头高转速冲击式悬式水轮发电机组导轴承位置调整
0机组投运后对轴承间隙的调整云南吉沙水库安装了2台60mw的带盖式发电装置。本发射装置是中国先进的类似发芽技术,以及最大的电网容量。该机组水轮机为抱箍水斗式,额定工作水头485m,进口管口直径2.172m,额定转速428.6r/min。该机组投入运行后,上导轴承瓦温一直偏高,为解决此问题,对机组上导、下导和水导轴承间隙进行了多次调整,最后达到了较理想的结果。鉴于处理方法不同于《水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调整工艺导则》(SD288—88)规定的方法,特对该调整方法进行技术探讨。1发电机水水轮机型号:CJKA001—L—217.2/6×18.1;标称直径:2172mm;射流直径:181mm;喷嘴数:6个;最大水头:539.88m;额定水头:485m;最小水头:480.66m;飞逸转速:780r/min;额定出力:61.5MW;额定流量:14.19m3/s。发电机型号:SF60—14/4650;额定容量:70.588MVA;额定电压:10.5kV;额定电流:3881A;频率:50Hz;功率因数:0.85;额定转速:428.6r/min;效率:98%;转动力矩:900t·m2;总重量:310t。2上导、水导瓦温偏高机组投产运行3个月,摆度值偏大:下导处为0.26mm,水导处为0.22mm;下导、水导瓦温不高,但上导瓦温普遍偏高,最高达到63°C,接近65°C的报警温度值;上导油温和推力瓦温不高(共用油槽)。为解决上导轴瓦运行温度偏高的问题,对该机组进行了停机小修。停机后测量各部导轴瓦的间隙值见表1。3确定导轴瓦间隙从表1各部导轴瓦的测量间隙值,可以看出数据不符合盘车时的记录(此处略),也不符合《水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调整工艺导则》(SD288—88)中第“11.2.2”的要求(要求为:当转轴处于实际回转中心时,悬式机组的上导、仐式机组的下导以及采用弹性盘车时抱紧转轴的两部轴承(一般为上导和水导),其间隙为均匀调整;其他轴承应考虑根据转轴在该处的盘车摆度方位及大小进行间隙调整;但对只有两部导轴承的机组可以不考虑摆度而均匀调整间隙)。为此对机组重新盘车,以重新调整各部导轴瓦间隙。重新盘车数据为:下导处最大净摆度为0.22mm,水导处最大净摆度为0.18mm。重新确定各部导轴瓦总间隙为:上导0.34mm,下导0.40mm,水导0.36mm。考虑到摆度方位,各部导轴瓦每块瓦间隙调整值见表2。机组安装后重新开机运行50min后,各部瓦温数据见表3。由表3可见,上导轴瓦最高温度为65.4°C,仍偏高,即处理没有达到降低瓦温的效果。4上导轴瓦间隙的影响将每块上导轴瓦间隙单边放大0.06mm,开机运行50min后上导最高瓦温为61.2°C,瓦温有所降低,但还不理想;之后,将每块上导轴瓦间隙单边再放大0.05mm,开机运行2h后上导瓦温基本稳定(最高瓦温降到56.8°C),下导瓦温和水导瓦温略有上升但不超过45°C,此时上导轴瓦总间隙已经达到0.56mm。经过再次处理后机组并网带50MW负荷运行,下导瓦温和水导瓦温没有明显变化,上导最高瓦温为55.4°C,基本达到了本次小修的目的。5调整水导单元和导缘段的摆度值(1)在该机组以后大修时,要进一步处理推力头处的垂直度,并采取其他措施减小下导和水导处的摆度值。(2)由于水导瓦温普遍偏低,可以将每块水导轴瓦间隙再调小0.02~0.04mm(调整时观察上导瓦温的变化,上导瓦温应该会进一步降低)。水导轴瓦总间隙在0.30mm左右比较合适。6水导瓦间隙的确定(1)《水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调整工艺导则》(SD288—88)中第“11.2.2”规定:对悬式机组,应以上导轴承为基准,上导瓦间隙均匀调整,下导瓦间隙和水导瓦间隙应考虑总间隙和主轴摆度方位及大小进行调整,且上导瓦间隙应该最小,下导瓦间隙和水导瓦间隙应该调大。但本电站的2台机组均不能把上导瓦间隙调小,因为在初期安装时,就由于上导瓦间隙较小导致上导瓦温过高机组无法开机,后只能适当放大了上导轴瓦的间隙值。(2)从这次机组小修中可以发现,如果以水导瓦间隙为机组轴承间隙调整的基准,而下导、上导按照设计间隙和大轴摆度调整间隙,在实际调试和运行工作中可以取得满意的效果。(3)在2次调大上导轴瓦间隙的过程中,机组运转后各部位的振动减小,机组运转更平稳。7水导轴承处导瓦安装间隙大,机组运转离心较小,导致机组组合振动大(1)该型机组水斗抱箍式转轮重量轻(约为14t),转动惯量较小(没有准确数据),而发电机转子转动惯量为900t·m2,二者数据相差较大,造成机组运转后上导轴承处机组运转离心力远大于水导轴承处,故上导轴承处导瓦间隙应该调大。(2)该型机组为高水头高转速水斗式,水轮机受到的水力冲击方向是沿圆周切线水平方向(不是沿主轴垂直方向),因此水轮机水斗处受到
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