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大型发电机冷却方式的发展及特点阮琳一、概述大型发电机是电网的主要设备之一，是电能的直接生产者大型电机的发展在整个国民经济 的发展中占有重要地位从电力生产，电网运行、管理的经济性和供电质量来看，电网中主 力机组的单机容量应与电网总容量维持一定的比例，例如 6～8%单机容量越大，则单位容 量成本下降，材料消耗降低，其经济性能就越好电机容量的提高主要通过增大电机的线性 尺寸和增加电磁负荷两种途径实现然而增大线性尺寸同时会增大损耗(因为电机的损耗是 与线性尺寸的三次方成正比)，造成电机效率下降而增加磁负荷，由于受到磁路饱和的限 制也很难实现所以提高单机容量的主要措施就在于增加线负荷了但增加线负荷就同时会 增加线棒铜损，线圈的温度将增加，可能达到无法容许的程度这时就必须采用强化冷却技 术，以提高散热强度，从而将电机各部分的温升控制在允许范围内，才能保证电机安全可靠 地运行所以冷却技术的进步是电机向大容量发展的保证电机的冷却方式分为气冷和液冷 两大类气冷的冷却介质包括空气和氢气液冷的介质有水、油及蒸发冷却所使用的氟里 昂类介质及新型无污染化合物类氟碳介质汽轮发电机所采用的冷却方式较为丰富，包括空 冷、氢冷、水冷、油冷及蒸发冷。

二、汽轮发电机的冷却方式汽轮发电机的冷却方式经历了丰富的发展变化过程从最早的空气冷却发展到氢气冷却 ，再到液体冷却，继而到目前研究的热点—蒸发冷却每一种冷却方式都各有其优缺点1 空气冷却20 世纪 30 年代末期以前，汽轮发电机基本上处于单一的空气冷却阶段空气冷却在结构上最 简单， 费用最低廉，维护最方便，这些显著的优点使得空气冷却首先得到了应用和发展随着电网 容量的增大，要求提高汽轮发电机的容量为了提高容量，需要增加电磁负荷，导致电磁损 耗增大，从而引起电机发热量的增加，要强化冷却就必须加大通风量，这必然引起通风损耗 的增大，而通风损耗(含风摩耗)占总损耗的 40%，这就使得电机的效率降低另外，空气 冷却的定转子绕组的温升也较高，影响绝缘的寿命2 氢气冷却当电机的单机容量达到一定水平时，空冷技术在效率和温升等方面逐渐暴露出不足，为了寻 求更加有效的冷却方式，人们发展了氢冷技术从 20 世纪 30 年代末，容量大于 50MW 的汽轮发 电机逐 步过渡到氢气冷却氢气的比重小，纯氢的密度仅为空气的 1/14，导热系数为空气的 7 倍， 在同一温度和流速下，放热系数为空气的 14 ～15 倍。

由于密度小，因此，在相同气压下 ，氢气冷却的通风损耗、风摩耗均为空气的 1/10，而且通风噪声亦可减小氢冷电机的效率 提高了，而且温升明显下降由于电机内氢气必须维持规定纯度，为此必须额外设置一套供 氢装置，给设计和安装带来了困难另外，密封防爆问题始终是氢气冷却电机安全运行的一 个隐患3 液冷早在 1917 年，匈牙利冈次茨工厂就曾用变压器油作牵引电机的冷却介质30 年代后，又曾从 事水外冷的研究，但长期以来没有取得重大进展 1956 年，英国开始采用净化水冷却电机定子绕组目前定子绕组采用水冷已相当普遍液体 的比热，导热系数比气体大，所以液冷的散热能力较气冷大为提高水是很 好的冷却介质，它具有很大的比热和导热系数，价廉无毒，不助燃，无爆炸危险通水冷却 的部件冷却效果极为显著，允许承受的电磁负荷比空冷、氢冷高，提高了材料的利用率但是，由于水垢的产生及空心铜线被水中的氧离子氧化产生的氧化铜和氧化亚铜等沉积造成 水路堵塞，继而产生绕组局部过热而烧毁同时，水接头及各个密封点处由于承受水压漏水 的问题将造成短路和漏电危险近些年，各地的水内冷机组都发生了一种新的漏水现象，被 称为水力钻孔这是由于水中的微小颗粒在空心导线的转弯或粗糙点慢慢沉积下来，由于受 到水流的冲击而以颗粒与空心线的接触处为支点旋转起来，日积月累就会将这一点钻穿。

这 种现象造成绕组漏水漏电，烧毁绝缘的危险因此，水冷电机的堵和漏成为困扰水冷电机发 展的致命弱点 全液冷电机的研制同样受到了各国的重视全液冷主要以油冷为主这种电机的定子浸在油 中，绝缘大为简化电机槽满率高，材料消耗少，效率高于同容量的其他冷却方式的电机 但维护不方便，要考虑防火防爆问题，结构较复杂4 蒸发冷却近年来，美、日、英、俄、加等国相继开展了将相变原理应用于大型发电设备中的研究，并 取得了一定的成果，但至今没有成熟产品生产我国从解放初期就开始研究蒸发冷却，中国 科学院电工所从 1958 年开始研究电机的蒸发冷却技术，目前在研制的各个方面均处于世界领 先水平，并且已有数台机组投入运行，运行情况良好蒸发冷却是利用冷却介质液体汽化吸 热的原理来冷却电机的蒸发冷却从原理上说是一种高效的冷却方式，汽化热大，所需流量 小 ，绕组各部分之间温差小，因此成为目前冷却技术研究的新方向蒸发冷却的研究经历了从 低温蒸发冷却到常温蒸发冷却再到常温自循环蒸发冷却的过程低温蒸发冷却技术使用沸点 较低的介质，汽化后的饱和蒸汽温度低于二次冷却介质温度，必须经过压缩，使其饱和蒸汽 温度高于二次冷却介质温度，才能进行热交换，冷凝为液体。

在电机的允许温升范围内，冷 却介质沸点太低没有必要而且，温度低也容易造成热量逆流，外部热量往电机内部传递 因此考虑用常温蒸发冷却技术，去掉压缩机，用泵来替换，提供压头克服各种阻力损失以 上两种均属于强迫循环方式后来的研究发现，利用电机结构的特点(例如：立式水轮发电 机的定子绕组)，以及液体汽化后密度发生变化而引起压差变化，可以形成自然循环蒸发 冷却方式应用于汽轮发电机的显著优势是介质具有极强的电绝缘性，与其他冷却方式配合时 能够扬长避短，特别是采用浸泡式蒸发冷却后加强了端部的冷却效果，改善了电晕和电磁屏 蔽问题，使电机运行安全可靠，因此是一种极具发展前途的冷却方式三、水轮发电机的冷却方式水轮发电机的冷却方式不象汽轮发电机那么繁多，主要有空冷、水冷和蒸发冷虽然冷却方 式对水轮发电机的技术经济性能具有密切的关系，但还不能算是限制容量的决定因素另外 ，当电力系统发生故障，水轮发电机突然和电网解列(即甩负荷)时，由于水轮机导水机构 关闭需要一定的时间，在这段时间内，机组的转速将升高为了防止转速上升过多而飞逸， 所以要求设计水轮机的转动惯量 GD2 要足够大它直接影响到发电机 在甩负荷时的速度上升率和系统负荷突变时发电机的 运行稳定性。

因此强化冷却减小尺寸的要求由于 GD2 的限制而显得并不迫切另一方面，G D2 越大，则机组转速变化率越小，电力系统运行稳定性越高；但是 GD2 过大，使发电机 重量增加，一方面导致成本提高，一方面将加大推力轴承的负荷推力轴承要承受立式水轮 发电机的全部轴向负荷，所以要具有较高的刚度和强度根据水轮发电机运行的故障统计我 们知道，有 50％的故障源于推力轴承的缺陷如果水轮发电机的转子尺寸过大，重量也相应 较大，那么推力轴承的推力负荷就很大，若轴承强度不够，轴承的结构部件就会发生变形，造成机组运行振动等不稳定现象若将空冷改为内冷，可适当减小转子尺寸及重量，缓解 推力轴承的负担(也有些制造厂设计在相同的 GD2 限制的情况下，增大 D 从而减小 G 来缓解 推力轴承的负荷)再者，是出于要提高电机的效率，增加电机可靠性的考虑，需要改进水 轮发电机的冷却方式，继而出现了对水冷及蒸发冷的研究应用水轮发电机所采用的传统冷却方式一般都是空冷近年来，随着大型水坝和发电机制造业新 技术的发展，水轮机的单机容量正向巨型迈进，目前已超过 80 万 kW，预计还要进一步增长采用传统的空气冷却方式不仅不能满足电机散热的要求，而且还限制了容量的增长。

发电机 的额定容量可由下式计算SN=KABδD2iltnN(kVA)对于大容量的水轮发电机，K 取 135×10-12 对应于飞逸转速 nr 时的发 电机转子周边速度为vmax=KrπDinN6000(m/s )式中 Kr——是飞逸系数Kr=nrnNnr——转子飞逸速度；nN——转子额定转速 从容量计算式可以看出，空冷水轮发电机的极限容量是由电磁负荷、材料强度和定子铁心长 度决定Bδ 值受铁心材料饱和的限制不宜取高于 8000Gs线负荷 A 的取值与采用 的绝缘等级以及冷却方式有关对于空冷效果较好的大容量水轮发电机，定子线圈采用 F 级 绝缘，A的取值可为 800A/cm叠片铁轭的最大周边速度可取到 160m/s对于在水电站进行机 座装焊、定子铁心整圆叠装和下线的水发电机，lt 的值可取 4m在以上各量的极限取 值下，空冷水轮发电机的极限容量由下式计算Smax=3227×1081Ky2nN(kVA)当额定转速由水轮发电机的转轮形式等因素确定后，空冷电机的极限容量也就确定了当空 冷电机的单机容量不能满足要求时，为了提高电机容量便出现了更有效的其他冷却方式例 如：当采用水内冷时，由于冷却效果增强了，水发的线负荷可提高到 1200A/cm。

气隙磁密可 取 8000～9000Gs，其利用效率约为空冷发电机的 15 倍，极限容量约为空冷发电机的 15 ～ 2 倍另外，水轮发电机采用空气冷却存在着一些不利于运行可靠性的问题空冷电机因为热量及 温度分布不均匀，定子线棒温度高，铁心与机座的热应力大，所以硅钢片可能引起拱曲，内 膛产生非圆形变形；甩负荷时，转子的应变增大，即直径比正常运行时大，容易发生“扫膛 ”(即定转子相撞)的事故，例如美国大古力电站就曾发生过由于热变形而造成的定转子 相撞事故对于负荷变化大，频繁起停的调峰机组，定子线棒在运行的过程中会发生热变形 ，由于铜导体和外包绝缘的温度热膨胀系数不同而造成的疲劳，引起绝缘脱壳，会造成绝缘 老化，产生内部电晕，破坏绝缘，西门子公司委托加拿大多伦多大学进行的千次热循环试验 ，证明国外各名牌厂家的线棒均发生了脱壳现象由于线棒与铁心在长度方向上的热膨胀差 别，会造成绝缘与铁心接触面磨损发电机端部，沿圆周通风及损耗分布不均，造成温升差 别大，按照绝缘的8～10℃法则，温度每升高 8～10℃，绝缘的寿命就减半，这种情况说明了 故障多发于端部的原因不完全统计，近 30～40 年，水冷成了大型水轮发电机的主要冷却方式。

水内冷技术的使 用，改善了上述空冷机组存在的问题首先内冷技术的采用降低了绕组温升，特别是能有效 减小绕组线棒的温差，使整个发电机定子绕组温度分布均匀，可延长绝缘寿命；由于使用内 冷方式，发电机定子绕组损耗的发散不再需要定子铁心负担，定子铁心的温升由其自身损耗 产生，其温升较之空冷方式有很大幅度的降低因此内冷电机由于铁心与机座温差相对较小 ，铁心热应力较易控制；内冷技术的应用将大大减小导体与绝缘之间的热应力，可避免绝缘 脱壳和内部电晕；定子绕组内冷后，发电机的电磁负荷可提高，结构尺寸可有一定程度的减 小，特别是转子重量的减小，可降低推力负荷和转子机械应力但水内冷技术使用水作为循 环冷却介质，虽然具有内冷方式的各种优点，但却存在着不可避免的弊端：除了需要在水电 站安装一套净水系统外，还存在着堵、漏及水力钻孔的致命弱点另外，据国际大电网会议 组织调查，水冷的运行可靠性较空冷低约 4～5%，这是用户难以接受水冷的关键为了解决水内冷电机其水系统故障问题，同时继承内冷方式的优点，中国科学院电工所开展 了以蒸发介质代替水内冷的研究工作，称为蒸发冷却技术经过 40 多年的研究，已有累计达 570MVA 的运行经验。

中国科学院电工所还与东方电机股份有限公司长期合作，开发了自己独 特的自循环蒸发冷却技术1983 年给云南大寨水电厂研制的两台 10MW 蒸发冷却水轮发电机组 安全运行至今；1992 年给安康火石岩电厂研制的 525MW 蒸发冷却水轮发电机已在运行，于 1 995 年 12 月通过鉴定，而且该机现在经常处于超发状态运行；1999 年底投入运行的李家峡 440 MW 蒸发冷。