汽轮发电机冷却系统（精选7篇）
汽轮发电机冷却系统 篇1
一、某厂G号发电机定子线圈水电接头处漏水情况及处理
1. 故障现象
某厂G号发电机小修时, 在做定子泄漏电流试验时, 发现U相泄漏电流与V、W相比较, 严重不平衡, 是其它两相的4倍。定子水压试验情况:试验压力0.5MPa, 历时8h, 压力下降到0.4MPa, 定子水压试验不合格, 但机内检查并未发现水迹。
机组参数如下。
机组编号:G号发电机;型号:QFSN-300-2 2Y;励磁电流:2 510A;额定电压:20 000V;励磁电压:302V;额定电流:10 189A;频率:50Hz。
2. 分析与处理
通过电气试验与水压试验情况对比, 这两个试验有着必然的联系, 极有可能是定子线圈有渗水现象, 必须找到漏点才能从根源上消除设备事故隐患。将试验水压提到0.8MPa, 发现发电机汽轮机侧8点钟位置一接头手包绝缘处有水渗出。剥开手包绝缘发现三通焊口有一细小砂眼漏水, 对漏点进行补焊处理。
3. 处理后的试验结论
恢复绝缘引水管, 水压试验合格;恢复手包绝缘。电气试验针对重新包扎的手包绝缘进行了电压外移试验, 并进行了修后直流泄漏电流试验。发电机再进行定子水压试验结果合格。
二、发电机冷水管脱落导致定子接地跳闸
1. 事故经过
某年9月28日, 某电厂发电机定子冷却水泄漏进发电机, 定子接地保护动作, 机组跳闸。9月28日12:42, 运行人员监盘时发现“3号发电机液位高”、“3号发电机液位高高”相继报警, 氢气压力由0.288MPa逐渐升高至0.39MPa, 值班人员立即上报并对密封油系统、定子冷却水系统及氢气冷却器系统进行全面检查, 并对发电机进行排污, 发现有水排出;13:05, 在发电机排水过程中机组定子接地保护动作跳闸。机组跳闸后进行了紧急停机操作。
2. 事故原因分析
(1) 3号发电机定子冷却水管路制造质量存在固有缺陷。发电机汽机侧定子绕组3点钟位置处, 汇水环至发电机绕组挠性绝缘引水管线圈侧接头脱落, 是造成此次事故的直接原因。
(2) 3号发电机定子冷却水泵出口压力及发电机入口定子冷却水压力没有接入至DCS系统中, 而仅在就地设置了压力表。运行人员对定子冷却水系统压力没有实时监视, 是造成此次事故的间接原因。
(3) 定子冷却水箱水位仅就地装设了水位表, 没有接入至DCS系统中, 而仅有水位高、低报警信号。运行人员对定子冷却水箱水位没有实时监视, 是造成此次事故的间接原因。
(4) 发电机排污发现有水垢, 运行人员没有按规程要求打闸停机, 造成发电机进水量增加, 是造成此次事故的间接原因。
3. 防范措施与处理
(1) 充分利用机组设备检修的有利时机, 对重要部件、重点部位进行详细全面地检查、检修、试验, 降低和减少设备故障。
(2) 对发电机定子冷却水泵出口压力、发电机入口定子冷却水压力、定子冷却水箱水位计等表计接引至DCS系统中。对就地表计的数据要求巡检员按时检查记录, 便于准确核对数据。
(3) 加强运行人员的的培训力度, 工作中严格执行运行规程, 牢固树立“保设备”意识。
三、发电机内冷水管泄漏, 转子接地停机
1. 事故经过
某年8月18日, 某电厂9#发电机转子冷却水管路由于制造质量存在缺陷, 焊缝砂眼发生贯穿性裂纹泄漏, 造成机组停机检修。
8月18日3:42, 9#机发“转子一点接地”信号, 复归后检查回路正常, 测转子正极对地电压40V, 负极对地电压46V, 恢复信号、光子牌, 信号消失。8月18日9:15, 检查发现发电机汽侧端盖沿气隙冷却水管往外渗水, 9#机有功功率减至55MW, 外部检查无异常。10:05, 申请调度同意, 22:45, 停机检修。
9月9日发电机转子送检后, 判明泄漏点为转子负极第8圈端部的第3匝线棒处冷却水管焊缝处有砂眼漏泄, 抢修处理后返厂。
2. 事故原因
(1) 制造质量存在缺陷。
(2) 9#机转子线圈采用强迫水循环水内冷方式, 正常运行时, 缺少对转子线圈焊缝的检查手段。
3. 防范措施
(1) 充分利用检修设备的有利时机, 对重要、重点部位进行详细全面检查、检修、试验。
(2) 加大技术培训力度, 提高检修人员的技术水平以及对异常现象的分析和判断能力, 有效降低和减少设备故障的发生。
(3) 从检修管理入手, 狠抓检修质量管理。严格监督检修人员按照检修作业指导书、检修工序工艺卡的标准进行检修, 责任落实到人, 考核到位。
四、结语
总之, 通过以上3例设备事故的分析总结, 提示设备部门必须加强设备监造, 提高工程建设质量及设备质量, 防止机组投运后发生非计划停运。其次, 要加强机组的运行维护, 及时消除设备缺陷, 并积极利用机组的检修机会, 搞好设备治理工作, 提高设备的健康水平。
汽轮发电机冷却系统 篇2
改造前对5号机进行了一系列的分析试验, 发现引起5号机发电机温度高的原因主要有以下几个方面。
1.1 有效风量不足
5号机转子支架是“盒形”下斜式结构, 机组运行时每一个轮臂相当于一个下压风扇, 在转子下方产生了巨大的旋转风, 这部分旋转风不能参与到整个空气循环系统中去, 反而与转子支架产生摩擦发出热量, 反而使机组的冷却风温度被提高了。
1.2 风量分配欠合理, 上.下风道进风量不均匀, 相差悬殊。
5号机设计风量124m 3/s, 实测风量119.46m3/s, 两者相差不多, 上进风道进风量73.6m3/s, 占总风量的62%, 下风道进风量45.86m3/s, 占总量的38%, 上进风道进风量明显偏下。
在定子上、下环板上￠120mm的圆孔、定子线圈上下端部、上下齿压板与齿之间、上齿压板各块间的缝隙都有热风回流的现象, 使得机组的冷却风温升高, 造成发电机的温度升高。
2 改造方法
2.1 改变风路结构
(1) 将原封闭双回路径向通风系统改为单回路密闭循环系统, 具体方法是:将转子支架的下进风口由原来的部分封闭改为全封闭, 上进风口封闭后在偏中心体侧开了8个1m×1m的平行四边形进风孔, 从冷却器出来的冷风全部经上风道进行循环, 充分冷却转子磁轭, 磁极, 铁芯。下风道将不在进风, 从而消除了转子下部的旋转绕流风。
(2) 封堵定子机座个部件的漏风, 串风的部位, 防止机组内热风回流。主要有:定子铁芯上齿压板各块之间的缝隙用泡过环氧树脂后的毛毡封堵, 并用50×400mm的薄钢板点焊压住:封堵转子轮毂上的圆孔;定子线棒上下端的根部与齿压板的接缝处用含有玻璃纤维的绳子泡环氧树脂后封堵一圈;定子上下环板上的圆孔用3mm厚的钢板焊死来封堵;在齿压板与环板间用耐温橡胶管封堵一圈。
2.2 更换新型空气冷却器, 增大散热面积
改变发电机的风路结构, 降低通风损耗, 还必须改进空气冷却器, 将原铜丝缠绕式空气冷却器换成双金属翘片式, 冷却效果更好。同时增大了冷却器的散热面积, 但由于定子机座上的出风口无法扩大, 因此将空冷器的安装底座由矩形出口改为喇叭口状, 相应的使每排铜管增加7根, 每台空冷器共增加42根, 18台冷却器一共增加长度1436.4m, 可多带走热流量718.2kW, 总带走的热流量达到3026.7kW, 全满足机组散热的要求。
3 现场安装时的注意事项
3.1 转子上、下盖板及幅板的安装
对于下斜式转子支架, 装下盖板时, 应对下盖板进行处理, 否则下盖板无法与磁轭内沿结合紧密, 现场安装时采用了沿下盖板与幅板配合的槽钢两侧断面割开, 割至加强角铁, 并在盖板的下部设置3个千斤顶, 然后用烤枪沿断面加热, 并给千斤顶缓慢加力, 当下盖板的边沿距磁轭的内沿3mm～4mm时, 可停止加热、加力, 待加热处温度降至常温后, 焊好原割缝处, 方可撤除千斤顶, 这样就可以解决下盖板外沿密封不严的问题。
3.2 风斗的安装
(1) 风斗是通过磁轭的拉紧螺杆固定在转子上的, 由于风斗是玻璃钢材质, 因此要在风斗内加装一“T”型支撑架, 为了保留与磁极的距离, 支撑架高程为90mm, 这就要求拉紧螺杆露出磁轭端部的高度在120mm左右。
(2) 风斗的“T”支撑架的上平面在整圆上的波浪度小于5mm, 否则应在磁极螺母上加垫处理。转子引出线2个支撑架还应和引线保持一定的距离, 引线在安装时, 在支撑架上同时加装有绝缘板。
3.3 各部件的焊接
(1) 抽调焊接水平高、责任心强的焊工, 严格按照规范焊接, 确保各部件的焊接质量达到要求。
(2) 每焊一层时, 必须用风铲将前一层的焊渣清除干净并形成消除应力后, 方可施焊。
如发现有气孔、夹渣、裂纹等缺陷, 必须刨开重新焊接, 直至达到要求。
3.4 配重
此次改造在转子上加装的部件总重量达7吨, 根据厂家要求转子轮臂对称方向的重量误差应小于1kg, 为了保证不破坏机组的动平衡, 我们在各部件正式安装前进行了精确的称重并做好记录, 为配重提供了数据, 主要有:上、下盖板及幅板的重量所加垫片、锁片的规格、数量及重量;电焊条应使用同一规格的焊条, 并有专人发放及回收, 使用的根数及回收的焊头的重量;转子引出线处的风斗与其相称的风斗重量偏差。在机组试运行阶段, 我们做了机组动平衡试验, 试验表明机组的动平衡良好。
3.5 前后的效果对比
在机组试运行阶段进行了改造的通风试验, 温升数据对比见 (表1) , 改造效果明显。通过改造, 发电机定子温升、转子温升在相同的共况下降低最大为18.7k、7.6k, 负载下的通风损耗由4223.58k W降至2469kW, 且定子轴向温升均匀。
丹江电厂5#发电机通风改造均由丹江电厂人员自行完成, 质量均满足优良标准;风斗安装过程中采用根据磁极高层差变化及时校核间隙, 5号发电机的通风系统改造成功, 提高了机组运行时的健康水平和安全可靠性, 给丹江水电厂带来了很高的经济效益和社会效益, 同时也为以后进行其它机组的通风改造提供了宝贵经验。
4 其不足之处
通过改造后的转子增加了7t～8t的重量, 也就使水轮发电机的转动惯量增大, 将会恶化机组的调节性能。现在看来, 对上、下盖板与转子磁轭相接触的那一部分可以不采用以上连接方式, 可以直接将盖板焊在轮臂上可以减轻转子的重量, 节省了安装时的人力和物力。因为它既不影响检修, 又会减小水轮发电机的飞轮力矩的变化, 也就降低了恶化机组的调节性能。
参考文献
[1]单文培.水电站机电设备的安装、运行及检修[M].中国水利水电出版, 2005.
汽轮发电机冷却系统 篇3
发电机的漏氢部位有很多种,定子内冷水管路漏氢是其中一种。正常运行时,定子冷却水压低于氢压,是防止发电机定子线棒或引出管等发生渗漏时,定子冷却水会进入发电机,破坏降低发电机绝缘,引起发电机定子接地及发电机进水事故。
但运行中若发生定子线圈沙眼或水电接头焊缝,将造成氢气进入内冷水中。定子冷却水系统漏入氢气将给机组安全经济运行带来危害:不能保证氢压的额定值,从而影响发电机的出力;消耗氢气过多,造成制氢频繁,成本高;发电机系统可能着火.爆炸,造成主设备损坏以至机组停机。
当发生发电机定子冷却水漏氢时,通过其发生的现象进行分析判断并采取有效的安全措施,以保证设备的安全,防止事故扩大。
定子冷却水漏氢的现象为:
1)漏氢量增加且随着定冷水压的波动而波动;2)漏氢量随着定子冷却水的温度波动而波动;3)在定冷水箱排空气门处用测氢仪检测有漏氢现象;4)用测氢仪对发电机本体进行全面测试,并对小漏点加堵,仍有漏氢现象,而且漏氢量大时需每8小时补氢一次。
发电机定子冷却水漏氢的主要原因有:1.安装质量问题;2.定子线圈处在强大的交变电动力作用下,电动力大小一般与电流平方成正比,而发电机线圈端部是固定相对薄弱的地方,随着交变电磁力的作用,不可避免要产生振动,加剧了引水管与引出线接头之间的磨损;3.随着电网容量的增大,负荷峰谷差越来越大,对引出线接头的磨损也起到了促进作用。
当定子冷却水漏氢时,如果是大量漏氢无法控制,则应立即故障停机处理,如果发生微量漏氢,为确保发电机安全运行,则应采取相关控制措施,并尽快安排停机处理。具体控制措施如下:
1)控制发电机氢压在0.35~0.38Mpa运行,保持氢气压力大于定子冷却水压力0.05Mpa以上。氢压0.35Mpa、冷氢温度48℃以下,发电机定子电流不允许超过18090A。
2)各值安排专人、专用PGP连续监视发电机各定子线棒温度,每小时打印定子线棒温度一次,温度异常增加时要分析原因,并汇报相关专业技术人员,定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应立即降低机组负荷,并汇报相关领导。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃,或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时,应立即停机处理。
3)不进行导致定子冷却水流量、压力大幅波动的操作,如倒泵、倒换水冷却器等。
4)加强对发电机定冷水压力、流量、定冷水泵电流及定冷水箱水位的监视,当发电机定冷水进水压力、流量及定冷水泵电流同时出现间歇性波动现象,通过提高定子冷却水箱水位后,波动现象消除,为防止该现象发生定冷水箱水位经常维持高水位运行:即通过手动开启定冷水补水电磁阀,当其出现高水位报警信号时会自动联关补水电磁阀,待高水位信号消失后20min左右再次手动开启补水电磁阀进行补水(注意:当手动开启补水电磁阀后应严密观察其在高水位信号出现时应及时联关,如未联关应手动关闭,防止出现满水现象)。
5)每2小时对油水探测器排水一次,记录排水情况,发现水量异常增加应立即汇报相关领导,并进行故障停机。
6)每2小时对发电机电子间及6.9m发电机射频监视仪、漏氢检测仪检查一次,发现异常立即汇报相关领导。
7)对定子冷却水水箱进行连续排氢,每2小时检查一次,每班由化学运行班测量定子冷却水水箱氢气浓度一次。保持发电机汽机房屋顶风机连续运行,排氢期间严禁#2机汽机房进行动火工作。
8)化学每4小时测量发电机定子冷却水水质一次,并及时向值长汇报测量结果,控制冷却水水质电导率<1.5us/cm,PH值7.0-9.0。
9)保证氢气纯度≥96%、露点-25~-5℃。
10)每天白班由汽机运行专责组织对发电机集水环排气一次,如有气体应及时汇报相关领导。
同样停机后处理前的氢气置换也很重要,发电机定冷水系统漏氢情况下氢气置换原则:
1)发电机组停机后暂不停定冷水系统,定冷水箱顶部排气阀维持全开状态,并对发电机回气门前放水门(防虹吸门)进行一次排气操作,解除定冷水泵联锁,维持密封油系统正常运行。
2)采取先降低定冷水系统压力至0.2Mpa左右(通过调整再循环门或关小出口门,注意定子冷却水泵不过流),再缓慢降低氢压至0.25Mpa,再依次降低水压和氢压,在降压过程中始终保持氢压高于水压0.035Mpa以上,当水压降至0.1Mpa以下时,停运定冷水系统,关闭发电机定冷水进出水门,待氢压降至0.1Mpa以下时,开始进行CO2置换氢气。
3)CO2置换氢气排死角过程中,注意各油水探测器中有无水排出,同时增加开启发电机回气门前放水门(防虹吸门)进行排死角操作,注意事项:在增开发电机回气门前放水门(防虹吸门)进行排死角,阀门开度不能过大,排气时间约3分钟左右,并注意发电机气压的变化。
4)在CO2置换氢气排死角时,重新开启发电机定冷水进出水门,维持原定冷水出口门及再循环门开度不变,启动定冷水系统运行(A泵)打循环1小时再停运,定冷水箱内的气体用注水阀法进行置换。
5)空气置换CO2排死角时同样按上述方法操作。
6)空气置换CO2后,冲压至0.3Mpa,启动定冷水系统运行,并对系统进换水冲洗。
结语
正确的处理措施,既能保证机组的安全,又能在安全的前提下维持设备的正常运行,一定程度上保证了机组及系统的经济性,尤其是在系统负荷紧张及事故处理时,尤显重要。
摘要：600MW及以上大容量发电机组冷却方式一般都釆用水氢氢冷却方式,氢气的缺点是如果达到它本身的爆炸极限的话(4%~76%),它会很危险。发电机漏氢是氢冷发电机普遍存在的问题,一旦漏氢将给机组安全经济运行带来危害。本文根据机组运行时定子冷却水系统发生漏氢的现象,针对漏氢程度分别处理,包括停机后氢气置换处理,防止发生氢气严重泄露至爆炸极限,以至影响主设备安全。
汽轮发电机冷却系统 篇4
随着我国经济的飞速发展,各行各业对电力的需求不断增长,发电设备的大型化已经成为必然的趋势。目前国内大型汽轮发电机主流机型采用的是"水-氢-氢"冷却方式,但氢气与适量空气混合容易引起爆炸。俄罗斯将在300～500MW等级容量的发电机上采用不燃爆液冷,500MW以上的全液冷也在发展中,ABB公司正在发展全空冷机组,汽轮发电机内部冷却方式的多样化,说明了各自的局限性。寻找新的冷却介质,研究新的冷却结构,从本质上避免冷却介质对机组可能造成的危害,已成为汽轮发电机的重要研究课题[1]。
蒸发冷却技术利用了冷却介质液体汽化吸热的原理来进行冷却,是一种高效的冷却方式。中科院电工研究所和原上海电机厂联合承担了国家“七五”重点工业性试验项目——50MW蒸发内冷汽轮发电机(定子采用全浸式蒸发冷却技术,转子采用水内冷),1991年该机组在上海超高压输变电公司一次性并网成功,累计运行10余年,它奠定了蒸发冷却技术在汽轮发电机上的工业应用基础。随着大容量汽轮发电机对内冷技术的要求不断提高,迫切需要开展蒸发冷却技术在转子冷却方面的研究,为统一冷却介质、实现定转子全蒸发冷却奠定基础。
根据结构形式的不同,转子蒸发冷却技术可以分为管道内冷、浸润式蒸发冷却以及开放管道内冷[1]。管道内冷的原理是在电机绕组空心导体内部通以冷却液体,吸收损耗产生的热量。这种冷却方式受到蒸发空间的限制,不能充分发挥冷却潜力。浸润式蒸发冷却的原理是选择具有较好的绝缘和传热性能的介质,将电机定子和转子各自做成封闭结构,所有需要冷却的部件均浸泡在冷却介质中。这种方式对密封结构有一定的耐压力要求,限制了其在大容量电机上的应用。开放管道内冷在综合各种方式的优点同时避免了上述的缺点,是一种很有市场应用前景的蒸发冷却结构,尤其在大容量电机上优势更为明显。
1汽轮发电机转子开放管道式蒸发冷却技术简介
日本东京芝浦电气公司在1970年就进行了汽轮发电机转子采用开口导线水蒸发试验[2]。冷却水从轴中心引入,经由供水嘴进入绕组,再分配到各处。转子周围套有绝缘筒,筒内的蒸汽吸入冷凝器进行冷凝,再送回转子。整个冷却系统性能很好,但是由于采用水作为冷却介质,存在水和蒸汽对大轴、导体、绝缘材料的腐蚀作用问题。水质要求也高,否则会产生结垢和沉淀。
中科院电工研究所于20世纪70年代末也提出了汽轮发电机开放管道式转子蒸发冷却技术方案[1,3],如图1所示,其原理如下:转子线圈采用凹形开头导线绕制,冷却液体的来源可以是用外部供给的方式,即从中心孔进液或轴边供液;也可以在密闭自循环系统内由冷凝的液体流入内部。匝间由绝缘或导体本身流出汽道,槽内由绝缘留出汽道,以排出蒸发后的蒸汽,使其不聚集在凹槽内,减小两相流阻。绕组每一层的直线及端部都处于相同半径,从内至外层,半径逐层增大。冷却液体首先供到每套线圈最内层的凹槽内,在离心力的作用下自动分配液体到此层的直线部分及端部。第一层得到液体后,就会在一层至二层的过渡处流向第二层,第二层也得到液体后,再逐层向外流直至最后一层。此外,各层间可根据需要设置溢流口,当某层的液体达到一定高度后,就通过溢流口流向下层,这样就把线圈的液路分段,缩短了液体流动路线的长度,提高冷却能力。开口导线的沟槽深度和溢流口高度的设计,要考虑到下线时可能造成的径向误差和液体流动的截面积,使液体在沟内既畅通流动又不溢出来。
液体内任意两处R2和R1的压力差有如下公式
设沟槽内液位最高为h1=R2-R1(见图 2),这个液位在旋转时产生压差,推动液体流动,称为流动压头Pd:
n为转子转速,当R2,R1一定后Pd∝αn2
液体流动速度决定了液体流量,反映了冷却能力。低速模拟实验结果直接用在真机3000转/分时,有很大潜力。同时,在文献[2]中还介绍了单位面积临界热负荷的经验公式
式中gn——离心惯性加速度,可见转速越高,传热也越好。
这种冷却结构充分发挥了蒸发冷却的特点,克服了长管道内较大的流动阻力以及由此引起较大的温差变化;也克服了盒形全浸式冷却结构工艺上的困难。此方式可用于汽轮发电机转子上,在大容量汽轮发电机上优势更为突出。
2实验模型
本文以电工所的汽轮发电机开放管道式转子蒸发冷却技术方案为依据,设计了转子绕组开口导线内部蒸发冷却的旋转实验模型。进行加电流模拟损耗的传热实验,取得了理想的实验结果。通过实验所取得的冷却介质沿转子绕组半径方向温度分布曲线将为10MW以上容量等级蒸发冷却汽轮发电机试验机的设计和计算提供参考依据。
转子模型中两组导线各由六层“凹”字型铜导体组成,分别为14.8m长,旋转模型外直径840mm,最大转速1000转/分。模型中设置了24点T型热电偶,采用自动切换装置通过5支测量滑环引出全部测量参数[4,5,6]。空心导线通以电流以后发热,在导线内部流动的冷却介质吸收热量,当达到压力对应的饱和温度时就沸腾汽化,带走热量,残余的冷却介质排入静止的排液环,经过冷凝之后回收利用。氟里昂类产品CFC113是目前常用的蒸发冷却电机工质,由于它对环境的危害很大,现在已逐步被淘汰,但目前几种实验中的新型环保冷却介质物性参数不全,且价格较为昂贵,因此综合考虑,本次实验中仍采用CFC113作为实验介质。
3实验结果与分析
转子绕组中开口导线和层间都包有绝热材料,由于排气孔的尺寸都不大,因此可以近似认为铜导线损耗所发散的热量全部由空心导线内的冷却介质带走,而忽略热量向周围空气的散失。通过读取温度数据可以清晰地了解转子绕组沿半径方向的温度分布情况。其中1号代表线圈最外层的绕组(半径330mm),6号代表线圈最内层的绕组(半径280mm),从1号到6号测温点绕组半径依次减小,冷却介质先由绝缘进液盒进入最内层绕组,经过线圈内部循环之后,剩余液体在最外层绕组的端部排出。在各实验过程中冷却介质的入口温度均保持为15℃。表1中给出了不同加热电流密度对应的转子绕组损耗。
3.1加热电流密度对转子线圈半径方向温度分布的影响
图3显示了不同加热电流密度(即不同的负荷)下开放管道式绕组沿半径方向的温度分布,可以看出,当负荷较小的情况下,整个线圈的温度分布是相当均匀的,最高点(最后得到冷却介质的最外侧绕组)和最低点(先得到冷却介质的最内侧绕组)之间的温差小于20K。随着负荷的增加,冷却介质不断地蒸发,在冷却介质的流量保持不变的情况下,最外侧绕组出现了缺液的情况,温度有所升高,但内侧的五层绕组仍保持着温度的均匀,没有超过标准大气压下的CFC113的沸点(47.5℃),最高点和最低点之间的温差小于50K。
3.2冷却介质流量对转子线圈半径方向温度分布的影响
当负荷增加的时候,相应地增加冷却介质流量可以保持整个线圈的温度均匀,消除局部的过热点。从图 4可以看出,在负荷固定的情况下,随着冷却介质流量不断增加,原本过热的最外层绕组温度逐渐降低,线圈各层绕组之间的温差逐渐减小。需要注意的是当冷却介质的流量保持在30～40L/h之间时,系统负荷和冷却介质流量之间达到了一个最佳的平衡状态,整个线圈的温度波动被控制在5K以内,最高点温度不超过标准大气压下的CFC113的沸点(47.5℃)。与流量为20L/h时对比可以发现,最内侧绕组的温度并没有随着流量的增加而线性降低。这是因为流量较小时,液体在开放管道内部逐层流动,设计的层间溢流口并没有发挥作用,冷却介质分布到各层线圈有时间上的先后顺序。当流量增大之后,一部分液体在进入内层管道之后没有循环一圈就通过溢流口直接流入了外层线圈,冷却介质在很短的时间内就均匀分布到各层线圈中,因此各层线圈的温度差异较小。随着冷却介质流量的进一步提高,线圈最内侧的绕组温度继续降低,而最外侧绕组的温度基本上保持了冷却介质的流量30～40L/h之间的温度,各层线圈的温差又逐渐增大,而且冷却介质的流量50～60L/h时温度分布基本上没有变化,并没有因为冷却介质流量的增加而得到更好的冷却效果,出现了冷却介质"过剩"的情况,内层绕组多余的冷却介质并没有能够及时分配到外层绕组。因为模型的转速决定了冷却介质流动的速度,当模型转速保持不变时,冷却介质在开放管道内部的流动速度不变,不受外部进入的冷却介质流量的影响,因此在转速不变而冷却介质流量增加时,最内侧的几层绕组集聚了大量的冷却介质,通过溢流口流入外层线圈的液体已经饱和,线圈沿半径方向温差变大,这种现象说明开放管道式转子冷却结构对旋转条件下的液体(特别是低沸点液体)流动以及转子线圈加工工艺都提出了新的课题。
3.3模型转速对转子线圈半径方向温度分布的影响
从式(2)可以看出,冷却介质流动的压力与转动速度的平方成正比,因此当转动速度提高时冷却介质的流动速度也随之提高。本次实验选取了三档转动速度400、600和800转/分,从图 5可以看出随着转动速度的提高,溢流口的作用明显增强,转子线圈从最内层到最外层温度逐渐降低。转速每提高200转/分,平均降温幅度约为8K左右。
4结论
汽轮发电机开放管道式蒸发冷却转子绕组旋转实验,在实验模型的循环系统当中使用了特殊设计的轴边进液装置和开放式的转子导体,取得了很好的实验结果。实验结果表明,开放管道式转子线圈半径方向上的温度分布均匀,在各种实验负荷条件下最大温差均不超过50K,完全符合汽轮发电机的冷却技术要求;实验介质选用的是高绝缘、低沸点的CFC113,对于其它的一些新型高绝缘、低沸点的氟碳化合物也同样适用汽轮发电机的蒸发冷却。该实验为采用开放管道式转子绕组蒸发冷却方式的大容量汽轮发电机的设计和计算提供了依据,对于下一步的中间试验和扩大中间试验有一定的意义。
由于冷却介质温度分布均匀,因此从传热的角度来说,中大容量汽轮发电机转子采用开放管道式蒸发冷却技术是完全可行的,主要的问题将是由于开放式的管道结构而引起的工艺问题和旋转条件下的两相流动问题。
虽然两相流动经常发生在许多工业设备中,但对两相流动的规律性认识还相当不完善,至今没有一整套十分通用的设计计算方法,故而使两相流动和两相传热问题的解决具有极大的理论及实践应用价值。转子绕组处于离心力场的作用下,因此,旋转条件下转子开放管道式蒸发冷却两相流动分析计算,无论是从电机或从流动传热学科来说都是新的课题,解决起来也有相当的难度。该实验也为研究离心力场(尤其是高离心加速度)下的液体流动和传热提供了实验依据。
参考文献
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[4]侯哲,姚涛(Hou Zhe,Yao Tao).蒸发冷却转子多点温度自动检测装置的研究(Study of multi-points temperatureautomatic detection instrument of evaporative cooling rotor)[J].测试技术学报(J Test and Measurement Tech.),2006,20(增刊):203-206.
[5]侯哲,姚涛(Hou Zhe,Yao Tao).多点红外测量技术在蒸发冷却转子温度测量中的应用研究(Applicationresearch of multi-points infrared measuring technology intemperature measurement of evaporative cooling rotor)[J].测试技术学报(J Test and Measurement Tech.),2006,20(增刊):219-222.
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[8]温志伟,顾国彪(Wen Zhiwei,Gu Guobiao).蒸发冷却汽轮发电机负序能力的改进计算(Improving calculating ofthe negative sequence capability of the evaporative coolingturbo-generator)[J].电工电能新技术(Adv.Tech.ofElec.Eng.&Energy),2004,23(4):34-37.
[9]阮琳,顾国彪,傅德平(Ruan Lin,Gu Guobiao,FuDeping).300MW汽轮发电机定子绕组蒸发内冷的试验研究(Experimental research of inner evaporative cooling of300MW turbo generator’s stator windings)[J].电工电能新技术(Adv.Tech.of Elec.Eng.&energy),2002,21(4):9-12.
汽轮发电机冷却系统 篇5
随着我国国民经济的飞速发展, 电力投入也越来越大。特别是在节能、减耗、增效的情况下, 火力发电机组的容量越来越大。目前, 600MW及以上级火力发电机组已成为我国主力机组。当下, 缩短大机组检修工期, 提高检修质量已成为各发电企业的头等大事。
然而, 在火力发电机的检修过程中, 按照《电力设备交接和预防性试验规程》要求, 发电机在停机后和检修结束后时, 都要进行定子绕组泄漏电流测量和直流耐压试验 (其中:还包括发电机定子绕组端部手包绝缘 (简称电位外移) 测量工作) 。据了解, 600MW及以上级汽轮发电机定子绕组汽、励两侧的汇水管多为直接接地方式, 这样就要求在对发电机进行定子绕组直流耐压和泄漏电流测量试验前, 将定子绕组水回路里面的水吹掉后, 才能进行相关试验。
如何将发电机定子绕组水回路里面的水吹干净, 对检修单位而言, 确实是个头疼的大问题 (据了解, 个别单位吹水工作用时将近一个月) 。
笔者经过多年的实践, 将我公司的西屋公司和东方电机厂 (日立技术) 生产的600MW级汽轮发电机定子水回路吹水的方法概括如下, 以供同行们在类似机组检修时参考。
1 西屋公司生产的600MW级汽轮发电机定子水回路吹水方法
1.1 西屋发电机定子绕组水回路示意图
1.2 西屋公司提供的吹水方法 (压力+真空循环法)
1) 压力循环 (PRESSURE CYCLE)
将发电机定子线圈冷却水系统与外部水管隔离。即:
(1) 将与发电机定子线圈进、出汇水管相连的法兰进行隔断密封, 并将发电机下方的出水连接法兰 (法兰5或法兰6) 隔离密封;关闭定冷水箱处的452阀门。
(2) 关闭485、486、400阀门。
在512阀门处向定子线圈冷却水系统充入N2, 当N2压力达100Psi (约0.7Mpa) 时, 停止充气, 关闭512阀门后, 立即打开400阀门排出水系统中的水。如此循环10次以上, 直至无水出来。
2) 真空循环 (VACUUM CYCLE)
(1) 把真空泵与486阀门连接好;
(2) 将N2源与512阀门连接 (注意:512阀门连接前要清洗干净) , 充入4Psi (约为0.028Mpa) 的N2后关闭512阀门;
(3) 开真空泵, 打开486阀门, 使真空达28inches Hg或更高。保持3个小时, 以便除去冷却水系统中的残余水分。3小时后关闭486阀门和停真空泵;
(4) 再打开512阀门, 向系统中充入4Psi的N2后, 关闭512阀门;
(5) 打开486阀门, 开真空泵, 以便带走N2;
(6) 重复上述 (2) ~ (5) 的操作步骤4至5次, 在第5次时保持28inches Hg真空压力2至3小时, 直至在485阀门处的露点低于450F°;
(7) 测量定子线圈的绝缘电阻和吸收比, 吸收比应大于2;否则, 须继续重复上述操作。
1.3 复合吹水法
由于西屋公司提供的吹水方法比较繁锁, 吹水过程较长, 一般在5-7天, 而且对发电机定子绕组内部的水是否彻底吹出, 仍不得而知。因此, 我们在现场的多次试验中, 摸索出1套行之有效的方法 (简称复合吹水法) 。其主要操作步骤如下:
第一步:将发电机定冷水回路与外部系统隔离。隔离方法与西屋公司方法基本相同 (将图中进、出水法兰、485、486、452、400阀门关闭) 。从512阀门处接1根仪用气管道 (接入前先将管道内吹干净) , 向定子线圈冷却水回路充入仪用气。
同时, 观察与486阀管道相连的压力表, 当表压达75Psi (约0.5Mpa) 时, 立即打开400阀门排出水系统中的水。如此循环20次以上, 直至400阀排出口处无水出来。
第二步:用闷板将法兰1隔死后, 再打开法兰4, 从512阀门处向定子线圈冷却水回路充入仪用气, 并将进气压力控制在75Psi (约0.5Mpa) 以下, 直到法兰4出口处无水出来 (此步骤可称做“对汽侧水回路吹水法”) 。
第三步:用闷板将法兰4隔死后, 再打开法兰1处的隔离闷板, 并从512阀门处向定子线圈冷却水回路充入仪用气[注意:进气压力须控制在75Psi (约0.5Mpa) 以下], 直到法兰1出口处无水出来 (此步骤可称做“对励侧水回路吹水法”) 。
第四步:用闷板将法兰4隔死后, 打开400排水阀、打开法兰1, 另接1根仪用气橡皮管, 将橡皮管头伸入法兰1处的管道内, 向发电机主引线、中性点处的引水管冲气 (注意:进气压力控制在0.4Mpa以下) ;同时, 从512阀门处向定子线圈冷却水回路充入仪用气, 并将进气压力控制在75Psi (约0.5Mpa) 以下, 直到法兰1出口处无水出来 (此步骤我们称做“双路吹水法”) 。用时15分钟后, 测量发现发电机定子绕组的绝缘电阻将会有显著提高。
1.4 以我公司近期对西屋制造的#2发电机吹水方法为例, 在各吹水阶段所测绝缘电阻数值
完成第一步吹水工作后, 发电机定子绕组绝缘电阻为:
A/BC地:80MΩ;B/CA地:90MΩ;C/AB地:90MΩ。
完成第二步吹水工作后, 发电机定子绕组绝缘电阻为:
A/BC地:300MΩ/500MΩ;B/CA地:3000MΩ/8000MΩ;C/AB地:3000MΩ/9000MΩ。
完成第三步吹水工作后, 发电机定子绕组绝缘电阻为:
A/BC地:40MΩ/90MΩ;B/CA地:400MΩ/1400MΩ;C/AB地:4500MΩ/11000MΩ。
完成第四步吹水工作后, 发电机定子绕组绝缘电阻为:
4 A/B C地:5 0 0 MΩ/1 1 0 0 0 MΩ;B/C A地:4000MΩ/10000MΩ;C/AB地:4000MΩ/10600MΩ。
从上述反映的数据可见, 在天气条件不变的情况下, 发电机定子绕组绝缘电阻的数值与定子水回路内部有无积水有关。
由于西屋公司制造的 (或采西屋公司技术制造的) 发电机定子绕组引出线和中性点处的瓷套管是用水冷却的, 而瓷套管又处在发电机的最低部位。因此, 只有将瓷套管内的水彻底吹出, 才能算对发电机内部定冷水系统吹水工作结束;也只有将瓷套管内的水吹出后, 对发电机定子绕组进行直流耐压及泄漏电流测量、发电机端部绕组电位外移测量的数据才具有真实性。
在本次吹水工作结束后, 发电机定子绕组直流耐压及泄漏电流测量数据如下:
通过本次检修还发现, 定子水回路内的水是否被吹干净, 对发电机定子绕组端部电位外移的测量数据亦有很大的影响。
如在本次吹水工作结束后 (吹气工作未停) , 进行了发电机汽、励两侧定子绕组端部电位外移数据的测量, 现场测得的数据在10~130V, 而该机组在2008年度大修期间, 测得的数据最大值有2500V。
2 东方电机厂 (日立技术) 生产的汽轮发电机定子水回路吹水方法
2.1 东方电机厂发电机定子绕组水回路示意图
2.2 东方电机厂发电机定子绕组水回路吹水方法——直吹法
由于, 东方电机厂 (或日立技术制造) 的发电机端部引线 (含引出线和中性点) 的冷却介质为氢气冷却, 所以, 该型机组定子冷却水系统吹水工作比较简单。其吹水步骤如下:
第一步:将发电机定子冷却水系统隔离, 即将CU-374线棒进水门、CU-343线棒出水门、CU-363门、CU-340励侧汇水管排门关闭。
第二步:打开CU-339汽侧汇水管排水门, 从CU-338门处接入1个3通阀, 3通阀上装有1只压力表 (量程为0~1.5MPa) , 另一端接入干净的仪用气管道后, 打开CU-338阀门, 向发电机内定子冷却水回路进气 (进气压力控制在0.4MPa以下) , 直到CU-339汽侧汇水管排水门处无水为止。
第三步:并闭CU-339汽侧汇水管排水门, 打开CU-340励侧汇水管排水门后, 再打开CU-338阀门, 向发电机内定子冷却水回路进仪用气 (进气压力控制在0.4MPa以下) , 直到CU-339汽侧汇水管排水门处无水为止。
第四步:在完成上述工作后, 测量发电机定子绕组绝缘电阻。如果发电机定子绕组绝缘电阻低于5000MΩ、吸收比低于1.5时, 须重复上述第二、第三步骤, 直到绝缘电阻数值符合要求为止。
2.3 我公司由东方电机厂制造的#3、#4发电机在大修中
按此吹水法吹水后进行直流耐压及泄漏电流测量和电位外移测量数据情况
2.3.1#3发电机在大修中吹水后进行直流耐压及泄漏电流测量数据情况
(1) 试验前绝缘电阻测量情况: (试验日期:2009年3月15日, 环境温度:13℃)
(2) 直流耐压及泄漏电流测量数据情况: (试验日期:2009年3月15日, 环境温度:13℃) :
(3) 发电机定子绕组端部手包绝缘电位外移测量情况:数据在10~50V之间。
2.3.2#4发电机在大修中吹水后进行直流耐压及泄漏电流测量数据情况
(1) 试验前绝缘电阻测量情况: (试验日期:2011年1月2日, 环境温度:6℃)
(2) 直流耐压及泄漏电流测量数据情况: (试验日期:2011年1月2日, 环境温度:13℃)
(3) 发电机定子绕组端部手包绝缘电位外移测量情况:数据在100~300V之间。
2.3.3两台机组试验数据的差异原因
(1) 主要是受试验季节、天气、设备表面脏污的程度等方面的影响;
(2) 特别是定子水回路内部水分的多少, 对定子绕组端部手包绝缘电位外移测量结果影响较大。
(3) 从试验所得数据来看, 都符合电力设备交接和预防性试验规程要求。
3 对发电机定子水回路吹水时, 必须注意的几个问题:
注意问题1:吹水气压问题
建议以不大于被吹发电机运行中的额定氢气压力为标准。因为, 进气压力一但失控制, 有可能引起发电机定子线棒在运行中发生渗水、漏水问题, 给设备带来不应有的损坏。
注意问题2:杂物问题
接气前, 应先用仪用气对外接管道进行吹扫、对接口进行检查清理, 以防杂物进入发电机定子水回路, 引起水回路堵塞。
注意问题3:闷板及密封垫材质问题
在将发电机定子水系统与外部管道用闷板隔离时, 所用闷板厚度应为不小于3mm的铁板或钢板;所用密封垫应为聚四氟乙烯材料。以防吹水时, 闷板击穿后, 有杂物进入定冷水回路中, 使发电机在运行中发生冷却水回路堵塞, 造成不必要的发电机故障。
注意问题4:不停吹测量发电机定子绕组端部手包绝缘电位外移
为了保证测量发电机定子绕组端部手包绝缘电位外移情况的真空性, 在测量电位时, 应保持定子冷却水回路处于通气状态。
参考文献
[1]美国西屋电气公司发电机说明书.
[2]Westinghouse Power Generatoin Service Division:Field Inspection Procedure Moisture Evacuation on Liquio-Cooded Station for D.C.High Potntial Testing;
[3]东方电机股份有限公司.600MW汽轮发电机安装说明书.
发电机推力轴承油冷却器改造探析 篇6
那岸水电站总装机容量为4×4 000 k W, 4台机组均为悬式水轮发电机组, 由金城江水轮发电机制造有限公司 (现为南宁发电设备总厂) 制造。1979年4台机组全部投产发电。
1 原油冷却器结构及冷却原理
该电站发电机推力轴承油冷却器为环型盘管式结构, 由1根管盘绕而成 (参见原油冷却器示意图) 。冷却管为准17 mm黄铜管, 长约20 m, 进水口与出水口通过法兰分别与进水管和排水管连接。油冷却器安装在推力轴承油盘内 (即上导内) , 浸在透平油中。管内通坝前水, 热油的热量通过铜管传递给冷却水, 冷却水将热量带走并排入尾水河流中。
2 冷却器使用中存在的问题
(1) 油冷却器中, 冷却水以单管形式流经全部冷却管, 管长约20 m且管径较小, 水力损失较大。冷却水又为坝前河水, 水中含泥沙及其他杂物, 易沉积于管道内壁, 使有效过流截面变小, 水流阻力增加, 水流量变小, 冷却效果变差。近几年河水污物增多, 出现这种情况的频率有所增加。管内壁污物於积较严重时, 排水口水压及流量往往小于规定值, 严重时近于断流。
(2) 由于冷却器水管较细长, 清洗管内污物的方法一般是采用低压气吹再用有一定压力的清水冲洗, 如此反复进行, 但对粘得较牢的污垢难以清除, 随着污垢的积累, 冷却器的冷却效果将变差。
3 油冷却器的改造
3.1 1号和2号机组油冷却器的改造 (方案1)
如图1、图2所示, 在油冷却器水管中间位置切断水管并接入进水管, 原来的进水口和出水口都作为出水口。
3.2 3号和4号机组油冷却器的改造 (方案2)
如图3所示, 改造后的油冷却器的结构和原结构相似, 都是由1根管盘绕而成。不同的是改造后的油冷却器由准20 mm的紫铜管制成, 且将冷却器切割成两半并通过承接板连接起来。承接板为宽20 mm的钢板, 铜管和钢板用氧气焊接法连接, 承接板之间垫耐油密封胶并用螺栓进行连接。
4 改造前上导油冷却器的运行和检修情况
(1) 清洗维护工作量大且逐年增加。正常情况下, 水管内部冲洗干净的油冷却器冷却效果良好, 能满足机组运行要求。河水干净时, 少有冲洗维护, 水质污浊时, 一般2个月左右要停机进行一次冲洗维护, 由于近年水体含污物有所增多, 冲洗维护频率有增加的趋势。4台机组每年均轮番进行冲洗维护, 且冲洗维护多发生在丰水期, 不仅增加维护工作量, 也对正常生产造成较大影响。 (2) 影响机组安全运行。实际运行中, 往往是油温及瓦温接近或者达到故障温度时才进行处理, 4台机组上导每年均有多次处于较高温度运行中, 这不利于机组的安全运行。同时也要求相关测控装置要准确可靠, 运行人员要加强监管。建站以来, 曾发生过2#机组因上导油冷却器管内污物於积造成油温和瓦温过高而相关测控装置失效及值班人员处置不当导致上导轴瓦烧坏事故。
5 改造后油冷却器的特点
5.1 方案1的特点
(1) 结构较之前更优。油冷却器由之前的单管路变成了双管路, 水路流程是原来的一半, 过流面积也增加了一倍, 但有效冷却面积并未改变。这有效地降低水力损失、减小水流阻力, 水流速和流量增加, 提高了冷却效果。 (2) 降低清洗维护频率。改造后, 油冷却器内水流速度提高, 有利于减少污物在管内壁上的沉积, 管径增加也有效地延长维护周期。改造前每台机组每年需进行3~4次冲洗维护, 改造后为2~3次。 (3) 缺点。由于管较细长且盘成多圈, 不利于对管内壁的清洗, 尤其是对管内壁上粘贴较牢固的污垢无法袪除。时间长了, 管内污物会越积越多, 有效过流截面越来越小, 冷却效果越来越差, 冷却器终将报废。
5.2 方案2的特点
(1) 结构更优。原为管径准17 mm的黄铜管改用准20 mm的紫铜管后, 有效过流截面增大, 水流阻力变小, 流速和流量增加, 冷却效果较未改造之前好。相对于黄铜管, 紫铜管的导热系数、强度及韧性更好, 更有利于提高冷却效果及降低维修率。 (2) 易于清洗维护及提高使用寿命。把冷却器分为两半后, 最长的管为1.8 m, 最短为1.5 m, 为半圆形, 利于对管内侧的清洗。实际清洗维护中, 用外径与冷却水管内径相近的塑料管进行疏通能干净地袪除管内壁上的污垢。这就避免了因管内污垢的累积使冷却器冷却效果逐年变差及因顽固污物在管内壁上的不断累积造成冷却器的过早报废。此外, 紫铜管的耐锈蚀性能较黄铜管好, 有利于延长冷却器寿命。 (3) 降低清洗维护频率。管径加大后, 水流阻力变小, 流速增加, 有利于减少污物在管壁上的沉积。同时, 这种结构较易于清除管内壁上的污物, 有利于维持有效的过流面积。这些因素都有利于降低清洗维护频率。改造后, 3号和4号机组油冷却器的清洗维护频率由每年3~4次减少为1~2次。
对比2种改造方案, 方案2明显优于方案1。1号和2号机组应采用2号改造方案进行改造。
6 结语
该电站的装机容量由4×3 200 k W扩容为4×4 000 k W后, 发电机的空气冷却器 (内通坝前河水) 也进行了更换, 代之以结构及性能更优的冷却器, 冷却性能有所提高, 在冷却水管内壁干净的情况下其冷却性能能满足发电机运行要求。但运行一段时间后, 尤其是河水含污物较多时, 空冷器管内将出现污物的淤积, 对空气的冷却效果会渐渐变差, 发电机内的空气温度将渐渐被推高, 处在上机架中的上导其油温也将受此影响。空冷器内淤塞较严重时, 发电机内被推高的空气温度足以抵消掉上导油冷却器改造后获得的冷却效果, 上导油温因此被推高。实际运行中, 这种情况每年均有出现, 应加强对发电机空冷器的冲洗维护并进行相应技改。
摘要：主要分析了那岸水电站水轮发电机组推力轴承 (上导) 油冷却器存在的问题及其2个技术改造方案, 并对比了2个方案的优劣, 推举出了最优方案。
汽轮发电机冷却系统 篇7
600MW发电机氢气冷却器卧放在机组顶部的氢气冷却器外罩内,在发电机汽、励两端的氢气冷却器外罩内各有一台氢气冷却器,每台分为二个独立的水支路。氢气冷却器外罩为钢板焊接的圆拱形结构,横向对称布置安装在发电机机座的两端顶部。
故障氢气冷却器运行简历(故障氢气冷却器应用于4号发电机)。
(1)4号发电机为哈尔滨电机厂制造,发电机氢冷器为哈尔滨电机厂机电工业公司冷却器厂配套制造,发电机组于2009年12月21日投产。
(2)2010年10月至2010年12月4号发电机进行了第一次检查性大修,对氢冷器解体检查。检修完毕机组启动后,发生了氢气冷却器漏氢现象,被迫停运机组进行抢修。
2 原有发电机氢气冷却器存在的主要问题
2.1 氢气温度超标问题分析
(1)数据统计与现状说明:4号发电机汽侧冷、热氢温度高,冷氢温度超过厂家说明书的要求值。
2010-2013年夏季高温天气时,冷、热氢最高温度对比如表1所示。
厂家说明书要求冷氢温度正常值为45±1℃,报警值为45±3℃,改造前的发电机的冷氢温度已经超过报警值48℃,且有逐年上涨趋势。
(2)4号发电机氢气温度高原因分析:a.经过历次检修,排除了以下可能导致氢气温度高的因素:冷却器管壁可能有结垢现象,导致热阻增加,使冷却器传热性能下降。冷却水路隔板密封垫错位或脱开,造成冷热水混流,影响冷却效果。冷却器的风罩密封不严,产生冷热风混流,影响冷却效果。b.排除发电机本身发热量大的因素:对3号发电机和4号发电机的发热量进行对比,选取一定时间1个小时计算各发电机的发热量,并保证再此时间段内3、4号发电机运行工况一致,即3、4号发电机有功、无功基本相等均为负荷600MW,无功200Var),且负荷平稳的条件下进行计算对比。并保证此时间段3、4号发电机的氢冷水流量保持稳定,进出水温差稳定。根据热量计算公式:Q=CM(T2-T1)
3号发电机在此时间发热量为:Q3=11651.43KJ
4号发电机在此时间发热量为:Q4=11053.01KJ
在工况一致的情况下,3号发电机发热量和4号发电机相比差(11651-11053)/11053=5.4%
结论:通过以上计算,在此时间段内,考虑以上外界因素的变化,3、4号发电机发热量基本相同。
2.2 发电机氢气冷却器漏氢、漏水的隐患分析
(1)4号发电机氢冷器在机组启停过程中均有发现返回端水箱密封垫渗水的现象,并且在每次氢气冷却器上水过程中,由于水流冲击和水压变化过快,导致氢气冷却器漏水。
(2)4号发电机氢冷器结构不够合理导致氢气冷却器存在运行中漏氢、漏水的隐患。由于氢冷器的特殊结构,检修时进行的氢冷器密封性试验只能保证机组启动后氢冷器不会漏水,不能保证氢气不会沿结合面外漏,故氢冷器结构上的不合理对检修安装工艺要求苛刻。
(3)由于4号发电机氢冷器自身加工精度不够,无法使用无石棉纸柏或TN-9001材质衬垫,只能使用胶皮衬垫。使用胶皮衬垫造成氢冷器整体结构偏软,在氢冷器安装时,容易造成密封面法兰张口,导致漏氢。
3 针对现场的实际情况,对制造厂家提出的技术改造要求
(1)发电机在额定氢压、额定频率运行,在氢气冷却器进水温度38℃时,氢冷器冷却器能保证发电机额定出力660MW,并长期连续稳定运行,运行中的冷、热风温度符合发电机制造厂“汽轮发电机运行和保护参数OEA.140.1213”中的正常值的要求。
(2)氢气冷却器工作水压为0.35~0.60MPa,试验水压1.2MPa,历时30分钟无泄漏。冷却器按单边至少按照承受0.8MPa(g)压力进行设计。冷却管材质应为Cu Ni30Fe,管板为黄铜材质,散热翅片为铜片。
(3)氢气冷却器进出水端盖的密封垫、固定连接板与管板的密封垫等所有密封面处均应采用进口无石棉纸柏垫片,从而保证氢气冷却器在运行期间有良好、可靠的密封性能。
4 结论
通过对发电机氢气冷却器的相关缺陷和故障进行深入分析,找到设备症结所在,并针对现场的实际情况,对氢冷器的制造工艺提出了相关改进意见以及对结合面的密封方式提出了较为严格的要求,保证了新氢气冷却器的冷却效果满足要求和密封的可靠性。因此,发电机更换氢冷器前存在的2个问题:氢冷器冷却效果不良和氢冷器漏氢隐患均得到了解决,发电机启动后各参数运行正常。氢冷器更换效果良好,保证了发电机的安全稳定运行。
参考文献
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