发电机风温高原因分析与处理

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1、J电力安全技术第16卷(2014年第5期)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，期短，再加上没有引起足够重视，就没有抽出氢冷由四川东方电机公司设计生产，其冷却方式为水一器做进一步检查，因此，此次小修没有查出根本问氢一氢型。发电机内4角各装有1组立式氢气冷题。201卜09-02，发电机并网运行，由于受电网调却器(以下简称氢冷器)，位置距地面约高9～12m，度负荷的限制，2号发电机一直处于低负荷状态运氢冷器进水母管在发电机平台下4．5m处。冷却器行，且也正值进入秋冬季节，投

2、运后发电机进风温的水源为循环水，经2台氢冷泵升压后供给氢冷器度基本能控制在45℃以内，但进风温度调整不下运行，正常工作时1台运行、1台备用，氢冷升压来的情况仍然存在。泵安装在汽机0m处。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1故障经过及运行状况进风温度；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2011年5月，运行人员在调整发电机负荷温度基本接近，温差仅有1℃。而测量3号发电机过程中，发现2号发电机汽侧进风温度上升至氢冷器进水与出水温差为4～5℃。用超声波流量50℃(

3、规程规定不超过45℃)，而励侧进风温度仅计测试2号发电机4组氢冷器冷却水流量，汽侧氢为42℃，汽侧进风温度明显高于励侧进风温度。冷器冷却水流量约为30t／h，励侧氢冷器冷却水流此时2号发电机有功负荷为176Mw，定子铁芯量约为80t／h，而3号发电机4组氢冷器冷却水流温度为65℃(正常在60℃以下)，氢冷泵出口压量均在80～100t／h范围内。力为0．26MPa，氢冷器进水压力为1．5MPa，就地测量励侧进风温度为45℃，汽侧氢进风温度为2检查中发现的问题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l0℃；而2012年

4、6月，公司申请调度对2号发电机实且，随着发电机负荷的变化，其进风温度也不下降，施B级检修。为了彻底查出问题，此次检修将4在200MW有功负荷状态下达到52℃，严重影响组氢冷器从发电机内抽出，打开氢冷器两侧水室进2号发电机的满负荷运行。故障时，运行人员首先行检查，同时，公司领导特别请来氢冷器厂家协助开大氢冷器进水阀门，通过提高氢冷器的进水流量解决问题。此次检修中处理的情况以及发现的问题来降低汽侧进风温度，但效果不明显；后又启动2如下台氢冷泵运行进行降温，效果仍然不明显。(1)打开氢冷器水室，发现汽北侧氢冷器下水故障发生后，对2号发电机进行C级检修。室内，进

5、、出水隔板密封垫被水冲开。小修期间，对4组氢冷器的进出水阀门解体检查，(2)汽侧2组氢冷器上的2道密封条有多处破没有发现堵塞现象，阀门芯子完好；逐个打开4组损和断裂情况。该密封条主要用来隔离冷热风道，氢冷器上侧水室进行检查，氢冷器上水室内没有异起密封作用。物堵塞情况，只有少量淤泥和轻微结垢现象，且汽(3)汽侧2组氢冷器内冷却管结垢情况比第1侧2组氢冷器是2010年l0月份更换的新冷却器，次检修时严重，淤泥也比前一次检修时多，但冷却不存在氢冷器管子被淤泥堵塞的情况。由于当时工管内没有出现填料和异物堵塞情况；而励侧氢冷器一9一第16卷(2014年第5期)电力

6、安全技术J内结垢情况则要好些。不利于氢气流通，导致冷却效果差。(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4防范措施励侧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中l9的铜材质，针对检修中发现的问题和分析所得出的结果，管口内径均为17mm。对2号发电机汽侧重新订做了2组新氢冷器，管子(5)上述2种氢冷器，虽然都是发电机增容以数量和散热结构与励侧氢冷器相同，并进行了更换后的产品，且容量都是550kW，但是氢冷器内的处理。为防止类似故障再次发生，特制定出了以下冷却管数量却明显不同，

7、由2005年励侧的133根防范措施。降为2010年汽侧的102根。(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，3原因分析设计余量应超出额定容量的150／0，以满足高负荷及高温季节状态下的运行需求。3．1氢冷器内冷却管数量减少(2)制定具体检修方案，改变原来只在发电机2010年lO月份新更换的2组汽侧氢冷器，由大修时才对氢冷器进行清洗的做法。根据实际情况，于其内部冷却管数量与之前相比明显减少了3l根，缩短对氢冷器的检修周期，每年在机组小修或夏季导致其换热容量大幅降低，对发电机的换热效果产来临前对发电机氢冷器进行清

8、洗，提前为迎峰度夏生直接影响，使其运行仅1年，就出现运行风温高做好准备。的情况。