陈敬明

（湖南省南津渡水电站 永州市 425100）

南津渡水电站位于湖南省永州市境内，是一座集防洪、供水、发电、航运等综合利用的水电枢纽工程，也是湘江支流潇水流域水电梯级开发的最后一个梯级电站，距湘江河口7 km，坝址控制流域面积11 791 km2，总库容为6 100万m3，电站总装机容量为60 MW，为奥地利ELIN 公司低水头径流式灯泡贯流式机组，单机容量20 MW。 1991年发电机冷却系统投运后效果一直不理想，线棒满负荷运行最高温度达120℃，导致机组线棒在运行10年后事故不断，冷却系统改造刻不容缓。

1 机组冷却系统基本情况

1.1 冷却方式

发电机现有通风冷却系统采用的是密闭循环强迫通风的冷却方式，冷却系统是完全独立的，它由4台轴流风机、8 台空气水热交换器、2 台冷却水泵、1个锥形冷却套等组成，具有两个密闭循环冷却系统，经过两次热交换进行冷却，如图1 冷却水系统示意图所示。 通过空气水热交换器后的冷空气由轴流风机吹至转子的下游侧，流经磁极端部、定子支架、磁极间气隙、磁极与定子线圈间气隙等，在上游侧端部汇合后通过空气水热交换器再次进入轴流风机，达到对发电机定子、转子的冷却，这便是密闭气循环。空气水热交换器中所产生的热水通过冷却套时，由流道中的河水对其进行冷却，冷却后的冷水经水泵送入空气水热交换器中再次对发电机的热风进行冷却，这便是密闭水循环。

图1 冷却水示意图

电站冷却水系统在为发电机提供冷却水的同时还为轴承油系统、调速器油系统提供冷却水，轴承油冷却水的流量是受恒温控制器控制的，原冷却水系统原理图如图2 所示。

1.2 现阶段冷却效果及原因分析

图2 冷却水系统原理图（改造前）

运行发现现有冷却系统的冷却效果很不理想，发电机线棒仲夏运行的最高温度达120℃，发电机灯泡头环境温度最高达45℃，对发电机组绝缘造成极大的危害。 造成的原因有三个方面：

（1）设计时冷却器的热交换功率不够，达不到冷却效果的要求。

首先对原有空气水热交换器的热交换功率进行核算：

根据在热量交换过程中的热量守恒定律进行计算，在同一时间段内空气水热交换器中水温度升高所吸收的热量等于空气温度降低所释放的热量。

1 小时内水温升高所吸收的热量为：

1 小时内空气温度降低所释放的热量为：

空气与水在1 小时内所交换的热量大致平衡，电站现有8 台空气水热交换器的热交换功率为360 kW。

缺容计算：（449-360）/360=24.7%

上述计算说明在最初设计时空气水热交换器的热交换功率没有达到设计的要求。

鉴于电站使用的ELIN公司设计的空气水热交换器在冷却水的进出口均未设计温度表计，电站当时也未加装，所以无法统计历年来水温的变化情况。 从2005年以及2007年对发电机热风、冷风的温度统计数据来看，冷却气体温度平均降温为20℃左右，并没有达到设计的标准25.6℃，这也进一步说明了空气水热交换器存在缺容现象。

（2）冷却套与河水的热交换不够充分。

冷却套的外壁较厚且与河水直接接触的面积有限，影响了热对流的效果，导致空气水热交换器中的热水没到降到所要求的温度，从而降低了机组的冷却效果，特别是在夏天环境温度较高的时候更是如此，定子线棒极限运行温度达120℃，对定子线棒和机组的长期安全稳定运行不利，同时缩短设备寿命。

（3）冷却计算时ELIN 进水温度取得较低，而实际温度比计算取值高。

ELIN 公司在设计空气水热交换器的进口水温时所考虑的河水温度比我国低，而实际上空气水热交换器的进水口水温比设计值要高，导致冷水与热空气之间的温差变小，温差越小，热对流时所带走的热量越少，从而降低了空气水热交换器的冷却效果。

2 冷却系统更新改造的可行性分析

飞来峡、大源渡等电站改造前与南津渡电站的冷却方式是一样的，冷却水系统均为密闭循环强迫通风的冷却方式，后来均改为复式冷却，即利用外置冷却器对锥形冷套出来的冷水再进行一次冷却，进一步降低发电机空冷器的进水口水温，从而提高了热空气与冷水之间的温差，增强了空气水热交换器的冷却效果，使得线棒的温度得到进一步的降低。

根据同类型机组广州飞来峡电站采用增加1组板式冷却器对冷却系统改造后运行1年的情况来看，在环境温度最高时，机组额定工况下运行安全稳定，达到改造设计要求，能将发电机线圈温度降低9℃左右。

附表为飞来峡电站改造前后的冷却效果对照表。

附表 飞来峡电站改造前后的冷却效果对照表 ℃

从多个ELIN 进口灯泡贯流机组的冷却系统改造的经验看，改造是可行的。

3 更新改造的步骤安排及预计效果

运行近20年后，3 台机组的线棒均有不同程度的损坏，已全部更换为国内线棒，为保证更换线棒后的机组能在合适的温度环境下运行，延长它的使用寿命，3 台机组的冷却系统必须进行更新改造。 改造分三个阶段安排：

第一阶段：安装分体空调（每台机约5 kW），根据空调的功率与发电机灯泡头的冷却空间容积相匹配来计算，将发电机灯泡头的空气温度降低10℃左右，即保证灯泡头的温度最高在35℃左右，全面改善泡头环境温度，预计线棒降温（1～2）℃。

第二阶段：对冷却介质进行强迫冷却，根据广州飞来峡电站冷却系统成功改造成后的经验来看，计算线棒降温为（8～10）℃。

第三阶段：对空冷器进行增容更换，增大冷却风量，进一步降低线棒温度，力争降温（3～5）℃。

4 机组冷却系统改造（第二阶段）技术方案设计

4.1 方案选择

通过对同类型灯泡贯流式机组的考察和分析，不同电站根据自身机组的情况以及水质情况一般采取两种改造方案：一是由原来的密闭式内循环冷却水系统改造为开放式外循环冷却水系统（如广州的白垢电站），改造后的系统图如图3 所示；二是复式冷却，在不改变原有冷却系统设备的基础上增加一组板式冷却器（如广州飞来峡电站），对原有冷却水进行二次冷却（如图4 所示），两种方案均能达到所要求的冷却效果。 方案一的缺点是洪水季节水质对冷却水设备及管道会产生腐蚀以及微生物在管道内壁的粘附会造成管道内流态的改变，增加检修的工作量和设备潜在的风险，所以只适用于水质情况比较好的电站；方案二虽然需要增加一组平板冷却器，却避免了上述风险的发生，并且可以做到和外循环一样的冷却效果，并且从梧州长洲电站内安装的4个厂家（东电、哈电、天阿、东芝）16 台机组看密闭循环冷却系统是主流和发展方向。所以建议采用方案二，需要考虑南津渡水电站机组的安装比较紧凑，发电机层和抗压盖板上空闲空间均不多，需要优化设备的布置。

4.2 整体布置及开孔说明

图3 冷却水系统原理图（改造后）

图4 复式冷却系统图

进水、取水口均可布置在抗压盖板的下面，需要注意的是考虑到抗压盖板和导流板之间的水几乎为死水，流动缓慢，淤泥沉积，建议将进出水口均穿过导流板伸入到流道内，并在进出水口安装过滤网，进水口安装在出水口的上游侧，两台水泵均安装在抗压盖板上，见图5。

图5 抗压盖板设备平面布置图

考虑到发电机层和抗压盖板上所空闲的空间均不多，以及避免大修时增加拆卸的设备，建议将过滤器和板式冷却器均安装在水泵房的走廊上，虽然增加了一部分管道，但便于安装，巡视、维修和整体布置，见图6。

5 结语

电站冷却水系统的更新改造计划3年内完成，改造完成后发电机组定子线棒的最高运行温度在100℃，将大为改善发电机运行环境，延长机组的使用寿命。

图6 水泵房走廊设备平面布置图