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北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008/1/8 18:38:26
广东省沙角A电厂一期3台200MW机组均为哈尔滨三大动力厂20世纪80年代制造的机组，分别于1987年至1989年相继投入商业运行。发电机为水氢氢冷却方式，汽轮机为设计技术落后的55型机组。为适应国产三缸三排汽200MW汽轮发电机组全面技术改造的需要，分别于2000年和2002年期间对2号和3号汽轮机进行三缸通流改造，使汽轮机组达到降低损耗，提高调峰适应能力的目的。同时对原发电机–变压器组进行适当的改造，使机组增容至220MW，具有良好的经济效益。
1发电机增容评估及改造
1.1增容后发电机损耗分析
哈尔滨电机厂制造的QFSN2-200-2发电机出力从200MW增至220MW后，在功率因数、出口电压、频率、运行氢压不变的情况下主要额定参数变化如表1。
发电机增容后，由于定、转子本身结构未有改变，气隙合成磁密变化不大，故铁心损耗基本不变，因此发电机损耗中主要是绕组的铜耗增加，其它损耗基本保持不变。经测试，定子线圈每相直流电阻R1≈2.49×10-3Ω，转子绕组直流电阻R2≈0.219Ω(R1、R2已换算至级绝缘的基准工作温度75℃)，所以定、转子绕组铜耗增加量分别为：ΔP1＝(94882－86252)A2×2.49×10-3Ω×3＝116.8kW；ΔP2=(18842－17652)A2×0.219Ω＝95.3kW。即发电机的总损耗约增加212.1kW，约增加7.1。
1.2增容后发电机温升分析
根据厂家计算，220MW发电机定子上层线棒损耗约为7.6kW，发电机定子绕组的冷却水量按30t/h计算，则定子每根线棒的水量qm=(30000kg÷3600s)÷108＝0.077kg/s，因此线棒出水温升是7.6kW÷〔4.2×103J/(kg·K)×0.077kg/s〕＝23.5(其中，4.2×103J/(kg·)代表水的质量热容)，考虑到线棒实心股线和水之间温差约为3～5，同层线棒的不均匀温升系数为1.2，估计线棒最高铜温升达到33.2，按定子线棒进水水温为50℃计算，绕组铜线的最高温度不超过83.2℃。按照原国家标准G/7064—1996《透平型同步电机技术要求》，温升还有较大裕度，满足增容要求。
1.3发电机定子部分改造
1.3.1更换新型的氢气冷却器
沙角A电厂200MW汽轮发电机原设计有4个绕簧式氢气冷却器，布置于定子的个角上，其换热裕度只有6％，因此满足不了增容至220MW的要求，必须全部更换为新型冷却器。新型冷却器具有如下的特点：
a)新冷却器(型号QL356.2-00)采用穿片式，带出损耗675kW(氢压0.3MPa)，比原绕簧式冷却器(型号QRI14×9.5-3052)的换热容量500kW高出35％，当进水温度为33℃、冷却气体出口温度为40℃的技术参数条件下能满足增容的要求；
b)翅片采用T2材料，铜管采用fe10-1-1硬紫铜管替代68黄铜管，适用于近海江湖水，而且传热效果更佳；
c)冷却器木支架改为钢板整片套穿，既改善了通风散热条件，又增加了散热面积；
d)新型冷却器的安装尺寸与原绕簧式冷却器相同，可以互换。
1.3.2加装冷热风区气隙隔板
增容后，发电机转子温升相对提高，为克服这一缺点，在定子铁心内圆冷热风区之间加装径向气隙隔板(见图1)，以减少冷热风气流的混合，确保转子具有较低的进风温度，强迫气隙处冷却气体流经转子，提高转子冷却风量。同时也减少端部气隙气流对内部风区的干扰，从而可确保转子温升分布的均匀性和定子风量分布的合理性。经制造厂的多次试验表明：加装气隙隔板可使转子温升下降10左右，转子温升不均匀系数下降0.05左右。
1.3.3定子线圈端部固定结构改进
增容后，端部电动力增加21％，因此应特别注意绕组鼻端径向电动力问题。沙角A电厂2号、3号发电机分别是1987年6月和1988年11月出厂的产品，发电机端部均采用27块窄压板的压板式固定结构。1993年2号机组大修期间已对端部进行加固改造，具体措施是将27块窄压板改为宽压板，相邻压板之间加装切向支撑块(俗称“小扁担”)，并加绑φ5mm涤沦玻璃丝绳；水电接头绝缘盒全部更换为盒缝在背风面的新型绝缘盒，并加装两道φ20mm涤沦玻璃丝绳；槽口垫块更换为新型的三块式契形垫块。
3号机组在2002年4月大修期间，结合现场重压铁心、更换全套线棒的工作采用了新设计的端部固定结构，特殊的加固措施是在线棒与上层压板及下部支架间加垫一层氟橡胶板，起阻尼作用，以降低端部固有振动频率，避开电磁共振区域。
1.4发电机转子结构的评估
发电机转子原设计是沿轴向划分成9个冷却风区，进5出，与定子进出风区一一对应；转子线圈在槽内部分为中间铣孔，构成斜流式气隙取气的氢气通道；端部采用一路半通风结构，能解决大号线圈风路过长末端温升偏高的问题；转子线圈采用含银铜铜线冷拉成型，抗蠕变能力强；匝间和槽绝缘均采用高强度的级绝缘，最高允许温度为130℃；轴和联轴器均采用高机械强度的合金钢，能满足增容后发电机扭振时的强度要求。因此，转子结构能满足增容需要，不需改造。
2发电机励磁系统的评估
2.1主励磁机的评估及改造
原主励磁机型号为JL-1150-4，设计容量为1058kW，额定电压415V(200MW)、额定电流1600A，因此主励磁机的储备系数K=［1058/(15×1.6)］1/2=1.262，设计容量裕度较大，满足发电机增容10％的要求。
原主励磁机的空气冷却器为绕簧式(型号LQ52/8-1200)，背包式放置，每一风路上只有一个冷却器，不能满足“停运一个冷却器，仍能保证额定出力的要求”，因此冷却器需改为一组两个冷却器(型号02A781)，共两组。冷却器水管及水箱材质选用fe10-1-1和Q235A，翅片选用2材料。新型的一组冷却器与原冷却器具有互换性。
2.2副励磁机评估
原副励磁机型号为TFY-46-500，设计容量为40kW、额定电压为161V、额定电流为165A，其储备系数K=1.227，显然设计容量裕度能满足发电机增容10％的要求。副励磁机是500z的稀土钴永磁体，具有外特性硬、技术参数好、可靠性高等特点，因此副励磁机不需改造。
2.3其它设备的评估
发电机励磁系统原设计采用哈尔滨电机厂配套的KTG-2D型励磁系统，其整流装置额定输出电流为2000A，电压为1000V，灭磁开关采用DM2-2500型自动灭磁开关，长期允许分断能力为直流电压500V，电流2500A，可以满足增容要求。
由于早期的转子放电器过电压保护性能不可靠，一旦发生过电压就极易烧损，对发电机转子回路造成事故隐患，因此在1995年沙角A电厂加装了中国科学院等离子体物理研究所的MB11-1.0型发电机灭磁、过电压保护柜，利用高能氧化锌压敏电阻进行恒压和吸收能量。原配套的励磁调节器调整功能不全，运行近10年后又出现元件老化，不能满足目前系统对无功调节及稳定的要求，因此沙角A电厂在1996年和1998年机组第三次大修期间已更换为GEC-1A型全数字式微机励磁调节装置，提高了电压调节精度并改善了系统振荡时无功调节能力，为发电机的增容创造了有利条件。
另外，原励磁系统设计有两个整流硅屏，单屏运行时只能维持1.1倍额定励磁电流，不能满足发电机2倍的强励要求。并且采用带水冷却器的风冷系统，屏内顶部水箱一旦出现漏水，易造成短路事故。又因整流器件老化而性能变差、发热严重，屏内通风散热不良，如关闭柜门运行，时常出现屏内风温过高，威胁晶闸管的安全运行(尤其在夏天)，故运行中必须打开柜门通风散热，但也带来许多不安全因素。因此沙角A电厂在2000年和2002年机组大修期间，将硅屏更换为清华同方股份公司的ZGLF-2000A/1000V整流硅屏，取消冷却水系统，单靠纯风冷就可以关闭柜门安全运行，效果良好，而且能够满足单柜运行时具有2倍强励的要求。
3主变压器的评估及改造
3.1主变压器增容前后的温升情况
沙角A电厂2号、3号机组主变压器均是保定变压器厂产品，型号为SFP7-240000/220(产品代号IBB.710.257.1、标准代号G109.1～5—85，共组冷却器)。发电机带220MW有功负荷时，如果功率因数在0.85，视在功率将达258.80MVA，主变压器低压侧电流将达到9488A，因此主变压器必须增容至260MVA(型号：SFP7-260000/220，电压高压侧为242kV，低压侧为15.75kV)。
根据计算，主变压器由240MVA增容至260MVA时，主要性能数据和温升的变化见表2和表3。
从表3可看出，主变压器增容后保持原3组冷却器工作、1组冷却器备用方式投入运行，油面温升和绕组温升均在国家标准允许的范围内，但在夏天环境温度高(40)时油面温度可能超过85，这时可以投入第4组风扇运行，油流速度尚在允许范围内。为安全起见，沙角A电厂利用原变压器预留位置增加了一组250kW冷却器，采用“3组工作、1组辅助、1组备用”或“4组工作、1组备用”的运行方式。
3.2主变压器低压侧电流密度改善措施
主变压器从20MVA增至260MVA后，额定的低压线电流由8798A增至9531A，而原低压套管选用10kA大电流套管，油中部分由两个导电面与低压引线相接，平均每个接触面通过的额定电流为5000A，为了保证套管油中接触面电流密度不致过高而局部发热，沙角A电厂在套管与低压引线的两个接触面之间加装短接片，保证该处的电流密度分布均匀(见图2)。
4 厂用高压变压器、发电机出口封闭母线、主变压器出口开关等设备的评估
a)沙角A电厂2号、3号机组厂用高压变压器的型号分别为SFF1-31500/15和SFFL-25000/15，保定变压器厂生产。铭牌上额定容量高压侧为31500kVA，低压侧分别为20000kVA，11500kVA；高压侧25000kVA，低压侧分别为12500kVA，12500kVA；电[JP 1]压均为高压侧15750kV，低压侧分别为6300kV，6300kV。由于汽轮机三缸通流改造后，机组在炉蒸发量不增加的情况下可带210MW负荷(经济运行额定负荷)，所以机组增容至220MW时，实际上只增加约10MW的蒸汽流量，经计算评估机炉辅机的额定容量基本能满足220MW负荷要求，因此厂用电量未有明显的变化，厂用高压变压器设计容量能满足增容要求。
厂用6kV共箱封闭母线为LMY-2(120×10)铝母线，额定电流为2000A，裕量较大，能满足增容要求。
b)发电机出口封闭母线为全连式分相封闭母线，规格为φ380mm×12mm铝母线，额定电压20kV，额定电流10kA，而发电机在功率因数为0.85、带220MW负荷时，定子额定电流为9488A，因此能满足增容要求。
c)主变压器高压侧额定电流620.3A，分接开关在“Ⅴ”位置时(比额定电压降低5％)，电流为652.9A，而主变压器出口为220kV日本三菱GIS，断路器额定电流3150A，额定开断电流50kA；主变压器出口隔离开关额定电流2000A，额定短时允许最大电流50kA。两者裕量较大，均能满足增容要求。
d)由于电气主回路及励磁系统均无变化，送出系统也不增加，电气二次线系统在改造中基本未改变。
5增容改造效果
沙角A电厂2号、号发电机大修增容后进行了各项性能试验，如发电机空载特性试验、三相稳态短路特性试验、额定负载温升试验及发电机噪声测试等。试验结果表明：
a)发电机三相电压、三相电流基本平衡。
b)发电机实测空载和短路特性曲线与设计曲线和上次大修后测得的曲线基本吻合。
c)电机实测空载额定励磁电流约为630A，额定三相稳态短路励磁电流约为1330A，与设计值较接近(设计值分别为670A，1224.5A)。
d)实测号发电机剩磁电压为120.3V，与常规电机吻合。
e)3号发电机温升试验结果：发电机各部分温升与规定温升值相比均有较大余量。发电机各部分温度如下：定子线圈温度61～64℃；线圈出水温度5～68℃；氢气温度，冷风40～44℃、热风41～49℃；铁心温度，段49～5℃、51段62～68℃、100段51～56℃；内冷水温度，进水41℃、出水64℃。主励磁机，线圈51～54℃、铁心48～50℃；转子绕组平均温度79.7℃。
f)号发电机大修增容期间，在发电机定子线圈端部加装了振动在线监测系统。从大修后投入运行的一个多月来看(2002年5月11日至6月1日)，定子端部振动情况良好。发电机负荷有功功率从223MW至150MW、无功功率从109Mvar至10Mvar，端部振幅最大值(汽侧9号通道)为45μm，远低于120μm的要求。
沙角A电厂2号、3号机组自增容改造后发电机–变压器组运行情况一直较好，机组带210MW至220MW负荷时主变压器温升同以前相比变化不大，均在运行规程规定范围内。因此国产200MW发电机–变压器组增容至220MW是可行的，是一项节省投资、具有显著经济效益的技术改造项目。
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