發電機風溫高的原因分析及處理

劉 剛

(國電靖遠發電有限公司， 甘肅 白銀 730919)

某電廠安裝的4臺QFQS-220-2型發電機，由四川東方電機公司設計生產，其冷卻方式為水-氫-氫型。發電機內4角各裝有1組立式氫氣冷卻器(以下簡稱氫冷器)，位置距地面約高9～12 m，氫冷器進水母管在發電機平臺下4.5 m處。冷卻器的水源為循環水，經2臺氫冷泵升壓后供給氫冷器運行，正常工作時1臺運行、1臺備用，氫冷升壓泵安裝在汽機0 m處。

1 故障經過及運行狀況

2011年5月，運行人員在調整發電機負荷過程中，發現2號發電機汽側進風溫度上升至50 ℃(規程規定不超過45 ℃)，而勵側進風溫度僅為42 ℃，汽側進風溫度明顯高于勵側進風溫度。此時2號發電機有功負荷為176 MW，定子鐵芯溫度為65 ℃(正常在60 ℃以下)，氫冷泵出口壓力為0.26 MPa，氫冷器進水壓力為1.5 MPa，就地測量勵側進風溫度為45 ℃，汽側氫進風溫度為54 ℃。調整機組在相同負荷的情況下，2號發電機進風溫度比其他機組的進風溫度約高出10 ℃；而且，隨著發電機負荷的變化，其進風溫度也不下降，在200 MW有功負荷狀態下達到52 ℃，嚴重影響2號發電機的滿負荷運行。故障時，運行人員首先開大氫冷器進水閥門，通過提高氫冷器的進水流量來降低汽側進風溫度，但效果不明顯；后又啟動2臺氫冷泵運行進行降溫，效果仍然不明顯。

故障發生后，對2號發電機進行C級檢修。小修期間，對4組氫冷器的進出水閥門解體檢查，沒有發現堵塞現象，閥門芯子完好；逐個打開4組氫冷器上側水室進行檢查，氫冷器上水室內沒有異物堵塞情況，只有少量淤泥和輕微結垢現象，且汽側2組氫冷器是2010年10月份更換的新冷卻器，不存在氫冷器管子被淤泥堵塞的情況。由于當時工期短，再加上沒有引起足夠重視，就沒有抽出氫冷器做進一步檢查，因此，此次小修沒有查出根本問題。2011-09-02,發電機并網運行，由于受電網調度負荷的限制，2號發電機一直處于低負荷狀態運行，且也正值進入秋冬季節，投運后發電機進風溫度基本能控制在45 ℃以內，但進風溫度調整不下來的情況仍然存在。

2012年5月，2號發電機運行風溫又開始出現上升跡象，汽側進風溫度為52 ℃，明顯高于勵側進風溫度；同時，運行人員增大氫冷器的進水流量，進風溫度下降不明顯，測量氫冷器進水溫度與出水溫度基本接近，溫差僅有1 ℃。而測量3號發電機氫冷器進水與出水溫差為4～5 ℃。用超聲波流量計測試2號發電機4組氫冷器冷卻水流量，汽側氫冷器冷卻水流量約為30 t/h，勵側氫冷器冷卻水流量約為80 t/h，而3號發電機4組氫冷器冷卻水流量均在80～100 t/h范圍內。

2 檢查中發現的問題

2012年6月，公司申請調度對2號發電機實施B級檢修。為了徹底查出問題，此次檢修將4組氫冷器從發電機內抽出，打開氫冷器兩側水室進行檢查，同時，公司領導特別請來氫冷器廠家協助解決問題。此次檢修中處理的情況以及發現的問題如下。

(1) 打開氫冷器水室，發現汽北側氫冷器下水室內，進、出水隔板密封墊被水沖開。

(2) 汽側2組氫冷器上的2道密封條有多處破損和斷裂情況。該密封條主要用來隔離冷熱風道，起密封作用。

(3) 汽側2組氫冷器內冷卻管結垢情況比第1次檢修時嚴重，淤泥也比前一次檢修時多，但冷卻管內沒有出現填料和異物堵塞情況；而勵側氫冷器內結垢情況則要好些。

(4) 汽側2組氫冷器是2010年8月份生產的，散熱結構是板式散熱片，散熱片疊裝密度很大；而勵側2組氫冷器是2005年7月份生產的，散熱結構是繞片式。4組氫冷器管子均采用Φ19的銅材質，管口內徑均為17 mm。

(5) 上述2種氫冷器，雖然都是發電機增容以后的產品，且容量都是550 kW，但是氫冷器內的冷卻管數量卻明顯不同，由2005年勵側的133根降為2010年汽側的102根。

3 原因分析

3.1 氫冷器內冷卻管數量減少

2010年10月份新更換的2組汽側氫冷器，由于其內部冷卻管數量與之前相比明顯減少了31根，導致其換熱容量大幅降低，對發電機的換熱效果產生直接影響，使其運行僅1年，就出現運行風溫高的情況。并且長時間運行后，隨著淤泥增多和結垢加大，氫冷器的換熱容量將進一步下降。

3.2 氫冷器散熱片疊裝密度大

汽側氫冷器為板式散熱結構，雖然散熱面積增大了很多，但是散熱片疊裝過密，使風路阻力大，熱風不能充分經過冷卻器而被迫從縫隙中流走，造成散熱效果明顯下降。

3.3 淤泥和結垢的影響

由于冷卻管數量少，氫冷器換熱效果差，造成運行溫度長期偏高，加速了冷卻管結垢的形成，長時間運行后，淤泥增多，也降低了水的流量。同時，使得氫冷器進水壓力增大，導致氫冷器進、出水隔板密封墊被沖開，造成冷卻水短路。但是，該情況對于大容量的氫冷器影響會小一些。

3.4 氫冷器閥門、管道年久失修的影響

冷卻水質差，管道、閥門年久失修，使管道拐彎處、閥門縮口處沉積大量泥垢，阻礙水循環，造成冷卻水流量降低，這也是導致發電機風溫高的原因之一。

根據以上情況分析，最終得出造成2號發電機汽側風溫高的主要原因有2方面：一方面冷卻管數量減少，冷卻介質流量降低，氫冷器沒有設計余量；另一方面采用的板式散熱片疊裝不合理，雖然增加了散熱片的數量，但散熱片密度過大，增加了風阻，不利于氫氣流通，導致冷卻效果差。

4 防范措施

針對檢修中發現的問題和分析所得出的結果，對2號發電機汽側重新訂做了2組新氫冷器，管子數量和散熱結構與勵側氫冷器相同，并進行了更換處理。為防止類似故障再次發生，特制定出了以下防范措施。

(1) 對重大設備的備品訂購和選型，一定要根據設備的實際運行狀況，向廠商提出設計余量要求，設計余量應超出額定容量的15 %，以滿足高負荷及高溫季節狀態下的運行需求。

(2) 制定具體檢修方案，改變原來只在發電機大修時才對氫冷器進行清洗的做法。根據實際情況，縮短對氫冷器的檢修周期，每年在機組小修或夏季來臨前對發電機氫冷器進行清洗，提前為迎峰度夏做好準備。

(3) 隨著設備運行年限的增加，在縮短外部閥門、管道檢修周期的同時，應考慮提高冷卻水的質量，定期清理循環水濾網或再增加1道過濾網，擴大檢修范圍和深度，這也是確保機組長期運行的有效途徑。

(4) 利用每次機組檢修的機會，對發電機氫冷器管子進行淤泥清理和高壓水沖洗；同時，根據氫冷器管子的結垢嚴重程度，采取稀鹽酸酸洗的辦法，清除管子內部垢層，這不僅能提高氫冷器的散熱效果，而且還能防止管子腐蝕破損。

5 處理后的運行狀況

通過對2號發電機的2次檢修和汽側氫冷器的更換處理，2號發電機于2012年9月開機并網，運行溫度明顯降低，發電機汽側風溫得到了有效控制，機組在200 MW有功負荷的情況下，進風溫度為40 ℃，定子鐵芯溫度在60 ℃以內。