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大型发电机冷却方式的发展及特点

发布时间：2009/6/20 阅读次数：2058 字体大小: 【小】【中】【大】

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大型发电机冷却方式的发展及特点

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=nrnN

nr——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蒸发冷却水轮
发电机运行已有一年，没有出现任何问题，也将于年内通过科技部验收鉴定。

水轮发电机采用蒸发冷却方式，冷却效果显著，不仅可以解决提高容量的问题
，更重要的是将电机运行的可靠性大大提高了，不仅高于水冷，而且还高于空冷
。蒸发冷却作为水轮发电机的冷却方式，不仅具有内冷电机可以提高材料利用率
，降低定子绕组温升，从而降低绕组与铁心间的温差，提高运行稳定性等优点。
而且蒸发冷却方式无需庞大水处理设备，不容易发生介质泄漏事故。采用了蒸发
冷却技术的优点具体表现在如下几方面：其一，采用蒸发冷技术解决了大型水轮
发电机空冷定子热变形的问题；其二，蒸发冷却利用液体汽化时的潜热，由于汽
化吸热比比热吸热强烈，在同样的热交换条件下它可以比水冷具有更小的热交换
面积。其三，利用液相和气液双相的比重差实现无泵自循环。蒸发冷却的气侧压力
可以设计为运行时接近01MPa正压，停机时成负压，减小泄漏的可能性，而水冷
时压力较高，泄漏可能性大；其四，蒸发冷却线棒，蒸发量会随着热量增大而相
应加大，有自调节能力。故电机绕组各部分之间温差较小(小于10℃)，所以不可
能出现水冷空心导线局部高温形成气堵断水故障；其五，蒸发冷却所采用的冷却
介质，均是经劳保部门测试为化学稳定性好、无毒、无腐蚀性、不燃不爆的介质
。其液态的绝缘性能与变压器油相当，即使稍有泄漏，也不会引起绝缘的损坏而
引发事故。蒸发介质还具有灭火灭弧的能力，可以抑制其他电气故障的扩大，消
除了水内冷因泄漏而引发大事故的根本性缺点。

蒸发冷却技术所采用的冷却介质属于氟里昂类产品，由于氟里昂中所含的CL元
素对大气的臭氧层有破坏作用，所以目前限制使用F11，F12，F13。为了提高冷却
效果，并出于保护环境的考虑，新型无毒，无污染的冷却介质正在开发研制之中
，并已经通过了实际机组的使用。

四、总结

纵观大型发电机冷却技术的发展历程，每一种冷却技术的应用都各有优缺点。
但就比较而言，蒸发冷却技术显示出了极大的优点和广阔的应用前景。1999年底
青海李家峡电站400MW 蒸发冷却水轮发电机的投入运行更加显示出蒸发冷却技术应
用于大容量机组的优势。当然，蒸发冷却技术的研究本身还存在一些问题没有完
全得到解决，特别是两相流问题的处理还缺乏准确性。所以，对蒸发冷却技术进
行深入研究是非常必要的，也是蒸发冷却技术进一步向

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