龙首水电站1#水轮发电机组空气冷却器改造浅析

龙首水电站1#水轮发电机组空气冷却器改造浅析

李正昌汪文波

（甘肃电投河西水电开发有限责任公司甘肃张掖734000）

摘要：以现有供水管路及水压，在用水量不变的情况下，增加发电机有效冷却风量来达到增容的目的，加大空气冷却器的出风面积，减少出口风阻，增加发电机的风量，降低定子、转子温度。

关键词：冷却器改造；水轮发电机；温度

1概述

龙首水电站是甘肃省黑河流域规划的第8个梯级电站、干流梯级开发的最后一级水电站，位于黑河出口的莺落峡。全厂装机5台，总容量59MW，年发电量2亿KW.h，最大坝高80米，总库容1320万M3，可调节库容110万m3水电站的主要任务是发电，并在张掖地区电网中担任调峰、调相任务。龙首水电站控制流域面积10009Km2，多年平均流量50.4m3/S，多年平均径流量15.89亿m3，坝址区属大陆性气候，夏季酷热，雨量稀少，蒸发量大；冬季严寒，冰冻期长达4个月。

2机组主要技术参数

1#水轮发电机组额定参数

3机组运行存在的问题

水轮发电机组自2001年5月相继投产发电以来，机组在额定负荷运行稳定，工况良好，水轮发电机组冷却方式为密闭循环风冷却，冷却水取自机组进口压力钢管，8个空气冷却器环布于定子机座，机组设计有10%的超发能力，在汛期连续运行中，负荷带至16MW左右时，定子铁芯温度高达90℃以上，入口风温温度偏高，定子铁芯、绕组、转子温度均偏高，尤其是定子铁芯温度最高达96℃，转子温度在110℃以上，铁损和铜损不仅影响发电机效率，而且可能因铁芯内部短路，产生局部过热，由于过热，加速铁芯绝缘和定子线圈绝缘的老化，严重时可造成铁芯烧损和线圈击穿的事故，这样即影响了机组出力又为机组的安全稳定运行埋下了隐患。长期运行将加快机组绝缘老化，缩短机组使用寿命，这样即约束了机组增容又影响到机组的安全运行。加之黑河来流特点---主汛期和非汛期的来水比例相差100倍之多。龙首水电站全年的发电量70%集中在6、7、8、9四个月，汛期要求尽量做到不弃水或少弃水，当上游来水接近130m3/s时，机组必须带满16.5万KW，才能保证全年任务的完成。经过我们分析探讨对发电机空气冷却器进行改造。

4问题分析及解决

4.1针对上述问题，经分析：

4.11水轮发电机组空气冷却器用水量符合设计要求，用水量96m3/h，而且进水温度较低，平均温度在15℃以下。

4.12水轮发电机组空气流道符合设计要求。

4.13龙首水电站技术供水为双路切换供水系统，而且用水经过滤水器处理，不存在管路堵塞，供水管路水压为0.4MP左右。

4.14水轮发电机组定子电压、电流，励磁电压、励磁电流运行均符合设计要求。

4.2经过共同探讨，认为可能由于空气冷却器冷却面积过小，不能带走更多热量而导致发电机温度过高，在2003年11月1#水轮发电机组大修工作中，为进一步扩大水轮发电机增容空间及确保水轮发电机组在汛期超负荷运行的安全稳定，在此次大修中更换发电机全部空气冷却器，更换的空气冷却器以现有供水管路及水压、在用水量不变的情况下，增加发电机有效冷却风量来达到增容的目的。保持原通风系统不变，加大空气冷却器的出风面积，减少出口风阻增加发电机的风量，使风量由原来的139m3/h增加到156m3/h，风量增加了接近10%，因而使定子绕组的最高温升由原来的94K下降到84K，降低了10K，转子绕组平均温升由原来的83K下降到76K，下降了约7K，可以看出定、转子绕组的温升均比F级绝缘的容许温升低，均有较大的裕度，可以增加一定的出力。

51#水轮发电机组更换空气冷却器后，改造前后运行数据比较如下

2003～2004年1#水轮发电机组机组运行数据（相同环境温度下）

6结论

通过2004年汛期1#发电机组连续运行考验和机组运行数据的分析，1#水轮发电机组运行工况明显改善，与2003年水轮发电机组同时间同负荷运行比较下，水轮发电机组定子铁芯、绕组及转子温度平均下降4～5℃，尤其定子铁芯温度明显下降达10℃左右，冷风温度下降4~5℃，机组冷却器的更换起到了一定的效果，解决了机组增容的瓶颈问题，保证了机组超负荷运行下的安全稳定。