发电机风温高的原因分析及处理

刘 刚

(国电靖远发电有限公司， 甘肃 白银 730919)

某电厂安装的4台QFQS-220-2型发电机，由四川东方电机公司设计生产，其冷却方式为水-氢-氢型。发电机内4角各装有1组立式氢气冷却器(以下简称氢冷器)，位置距地面约高9～12 m，氢冷器进水母管在发电机平台下4.5 m处。冷却器的水源为循环水，经2台氢冷泵升压后供给氢冷器运行，正常工作时1台运行、1台备用，氢冷升压泵安装在汽机0 m处。

1 故障经过及运行状况

2011年5月，运行人员在调整发电机负荷过程中，发现2号发电机汽侧进风温度上升至50 ℃(规程规定不超过45 ℃)，而励侧进风温度仅为42 ℃，汽侧进风温度明显高于励侧进风温度。此时2号发电机有功负荷为176 MW，定子铁芯温度为65 ℃(正常在60 ℃以下)，氢冷泵出口压力为0.26 MPa，氢冷器进水压力为1.5 MPa，就地测量励侧进风温度为45 ℃，汽侧氢进风温度为54 ℃。调整机组在相同负荷的情况下，2号发电机进风温度比其他机组的进风温度约高出10 ℃；而且，随着发电机负荷的变化，其进风温度也不下降，在200 MW有功负荷状态下达到52 ℃，严重影响2号发电机的满负荷运行。故障时，运行人员首先开大氢冷器进水阀门，通过提高氢冷器的进水流量来降低汽侧进风温度，但效果不明显；后又启动2台氢冷泵运行进行降温，效果仍然不明显。

故障发生后，对2号发电机进行C级检修。小修期间，对4组氢冷器的进出水阀门解体检查，没有发现堵塞现象，阀门芯子完好；逐个打开4组氢冷器上侧水室进行检查，氢冷器上水室内没有异物堵塞情况，只有少量淤泥和轻微结垢现象，且汽侧2组氢冷器是2010年10月份更换的新冷却器，不存在氢冷器管子被淤泥堵塞的情况。由于当时工期短，再加上没有引起足够重视，就没有抽出氢冷器做进一步检查，因此，此次小修没有查出根本问题。2011-09-02,发电机并网运行，由于受电网调度负荷的限制，2号发电机一直处于低负荷状态运行，且也正值进入秋冬季节，投运后发电机进风温度基本能控制在45 ℃以内，但进风温度调整不下来的情况仍然存在。

2012年5月，2号发电机运行风温又开始出现上升迹象，汽侧进风温度为52 ℃，明显高于励侧进风温度；同时，运行人员增大氢冷器的进水流量，进风温度下降不明显，测量氢冷器进水温度与出水温度基本接近，温差仅有1 ℃。而测量3号发电机氢冷器进水与出水温差为4～5 ℃。用超声波流量计测试2号发电机4组氢冷器冷却水流量，汽侧氢冷器冷却水流量约为30 t/h，励侧氢冷器冷却水流量约为80 t/h，而3号发电机4组氢冷器冷却水流量均在80～100 t/h范围内。

2 检查中发现的问题

2012年6月，公司申请调度对2号发电机实施B级检修。为了彻底查出问题，此次检修将4组氢冷器从发电机内抽出，打开氢冷器两侧水室进行检查，同时，公司领导特别请来氢冷器厂家协助解决问题。此次检修中处理的情况以及发现的问题如下。

(1) 打开氢冷器水室，发现汽北侧氢冷器下水室内，进、出水隔板密封垫被水冲开。

(2) 汽侧2组氢冷器上的2道密封条有多处破损和断裂情况。该密封条主要用来隔离冷热风道，起密封作用。

(3) 汽侧2组氢冷器内冷却管结垢情况比第1次检修时严重，淤泥也比前一次检修时多，但冷却管内没有出现填料和异物堵塞情况；而励侧氢冷器内结垢情况则要好些。

(4) 汽侧2组氢冷器是2010年8月份生产的，散热结构是板式散热片，散热片叠装密度很大；而励侧2组氢冷器是2005年7月份生产的，散热结构是绕片式。4组氢冷器管子均采用Φ19的铜材质，管口内径均为17 mm。

(5) 上述2种氢冷器，虽然都是发电机增容以后的产品，且容量都是550 kW，但是氢冷器内的冷却管数量却明显不同，由2005年励侧的133根降为2010年汽侧的102根。

3 原因分析

3.1 氢冷器内冷却管数量减少

2010年10月份新更换的2组汽侧氢冷器，由于其内部冷却管数量与之前相比明显减少了31根，导致其换热容量大幅降低，对发电机的换热效果产生直接影响，使其运行仅1年，就出现运行风温高的情况。并且长时间运行后，随着淤泥增多和结垢加大，氢冷器的换热容量将进一步下降。

3.2 氢冷器散热片叠装密度大

汽侧氢冷器为板式散热结构，虽然散热面积增大了很多，但是散热片叠装过密，使风路阻力大，热风不能充分经过冷却器而被迫从缝隙中流走，造成散热效果明显下降。

3.3 淤泥和结垢的影响

由于冷却管数量少，氢冷器换热效果差，造成运行温度长期偏高，加速了冷却管结垢的形成，长时间运行后，淤泥增多，也降低了水的流量。同时，使得氢冷器进水压力增大，导致氢冷器进、出水隔板密封垫被冲开，造成冷却水短路。但是，该情况对于大容量的氢冷器影响会小一些。

3.4 氢冷器阀门、管道年久失修的影响

冷却水质差，管道、阀门年久失修，使管道拐弯处、阀门缩口处沉积大量泥垢，阻碍水循环，造成冷却水流量降低，这也是导致发电机风温高的原因之一。

根据以上情况分析，最终得出造成2号发电机汽侧风温高的主要原因有2方面：一方面冷却管数量减少，冷却介质流量降低，氢冷器没有设计余量；另一方面采用的板式散热片叠装不合理，虽然增加了散热片的数量，但散热片密度过大，增加了风阻，不利于氢气流通，导致冷却效果差。

4 防范措施

针对检修中发现的问题和分析所得出的结果，对2号发电机汽侧重新订做了2组新氢冷器，管子数量和散热结构与励侧氢冷器相同，并进行了更换处理。为防止类似故障再次发生，特制定出了以下防范措施。

(1) 对重大设备的备品订购和选型，一定要根据设备的实际运行状况，向厂商提出设计余量要求，设计余量应超出额定容量的15 %，以满足高负荷及高温季节状态下的运行需求。

(2) 制定具体检修方案，改变原来只在发电机大修时才对氢冷器进行清洗的做法。根据实际情况，缩短对氢冷器的检修周期，每年在机组小修或夏季来临前对发电机氢冷器进行清洗，提前为迎峰度夏做好准备。

(3) 随着设备运行年限的增加，在缩短外部阀门、管道检修周期的同时，应考虑提高冷却水的质量，定期清理循环水滤网或再增加1道过滤网，扩大检修范围和深度，这也是确保机组长期运行的有效途径。

(4) 利用每次机组检修的机会，对发电机氢冷器管子进行淤泥清理和高压水冲洗；同时，根据氢冷器管子的结垢严重程度，采取稀盐酸酸洗的办法，清除管子内部垢层，这不仅能提高氢冷器的散热效果，而且还能防止管子腐蚀破损。

5 处理后的运行状况

通过对2号发电机的2次检修和汽侧氢冷器的更换处理，2号发电机于2012年9月开机并网，运行温度明显降低，发电机汽侧风温得到了有效控制，机组在200 MW有功负荷的情况下，进风温度为40 ℃，定子铁芯温度在60 ℃以内。