大型汽輪發電機環形引線汽堵故障分析

趙偉鐸， 劉玉新， 杜博超， 崔淑梅

(1.哈爾濱工業大學電氣工程及自動化學院，黑龍江哈爾濱150001;2.哈爾濱電氣動力裝備有限公司，黑龍江哈爾濱150001)

0 引言

大型發電機是電能的直接生產者，單機容量越大，經濟性能越好，而單機容量的增大，主要依靠冷卻技術的改進［1］。現大型汽輪發電機普遍采用水氫氫冷卻方式，定子電樞繞組及其環形引線均采用水內冷結構，水路的暢通與否直接關系著機組能否實現安全可靠運行［2－7］。

近年來，多臺600 MW級汽輪發電機先后發生了定子環形引線水路堵塞引起的非正常停機事故，致使引線燒毀甚至整臺定子線棒報廢，造成了非常嚴重的損失［7－11］。典型的案例如A電廠和B電廠的發電機都發生過2W2相引線熔斷事故，B電廠電機還伴有W1相環形引線絕緣夾板局部碳化，對應線棒絕緣流膠等現象，最終更換了14根定子線棒。

停機后檢查發現，兩起事故發電機的外接連通管管徑均小于設計值，且在兩根燒毀的環形引線內并未發現異物與銅垢，因此定性的分析事故原因為環形引線由于水流量不足而引發了汽堵故障。迄今為止，對于汽堵故障的研究多是通過多年的實踐經驗獲得的定性分析結論［12］，缺乏系統的、理論的定量分析計算，因此難以形成比較有針對性的預防措施與解決方案。

針對這一問題，本文以A電廠及B電廠事故為背景，對600 MW等級汽輪發電機環形引線汽堵燒毀故障展開研究。基于流固耦合的共軛傳熱計算方法，建立定子環形引線及其冷卻水的計算仿真模型，分析汽堵故障發生的機理，并給出有效的防護措施與建議。

1 環形引線共軛傳熱的數學模型

1.1 汽輪發電機定子冷卻水路簡介

兩起事故電機均為優化型國產600 MW汽輪發電機，該型電機定子42槽上下層共84根線棒，通過位于勵端的12根環形引線連接成雙Y形接法，兩路并聯。對于每相引線水路，冷卻水從勵端匯流管進入，流過并聯的兩個支路后再與該相的主引線串聯，最后通過小匯流管返回汽端，如圖1所示。

圖1 600 MW汽輪發電機定子冷卻水路示意Fig.1 Stator water cooling circuit of 600 MW turbogenerator

檢查發現，A電廠存在小匯流管外接連通管內徑由38 mm接為20 mm的安裝錯誤，而B電廠則是在外接連通管上錯誤的加裝了通徑為Φ20 mm的閥門，并且直接將外接連通管接到了汽端匯流管處。兩處安裝錯誤都導致了冷卻水流量降低，影響了散熱效果。

1.2 共軛傳熱與CFD方法

環形引線內發生著流固共軛傳熱現象，即冷卻水對熱源銅管進行冷卻的同時，也受熱升溫，水溫從入口到出口沿程逐漸升高，熱邊界面上的溫度和熱流密度受到流體與壁面之間相互作用的制約，不再是已知條件［13］。因此，以往的方法無論是給定壁面溫度計算冷卻水流動，還是給定散熱系數計算銅管傳熱，都是將流體的傳熱過程與銅管的導熱過程分開，與實際情況差距較大，不能客觀反映環形引線冷卻的流動與傳熱問題。

采用計算流體力學法(computational fluid dynamic，CFD)對這類問題開展研究［14］。CFD 是建立在經典流體動力學與數值計算方法基礎之上的一種離散化方法，通過計算機數值計算和圖像顯示，在時間和空間上定量地對流動進行數值模擬［15］。CFD能夠提供有效的流固共軛傳熱計算技術，在流體和固體交界面上不必施加任何邊界條件，就可以實現對流體區域和固體區域耦合求解導熱微分方程和流體控制方程［16－18］。

1.3 共軛傳熱的數學模型

采用CFD共軛傳熱方法進行流固耦合計算，流體區域和固體區域需要分別求解不同的方程。在固體域求解銅管的導熱微分方程，在流體區域求解冷卻流體的控制方程，在交界面上耦合交換數據，從而實現流場與溫度場的耦合計算。

1.3.1 固體域環形引線銅管的傳熱

環形引線由空心銅管制成，流過電流產生熱量，屬于常物性、有內熱源、暫態的傳熱過程，滿足導熱微分方程為

式中:α =λ/ρc為熱擴散率;λ 為熱導率，W/(m·K);ρ 為密度，kg/m3;c為比熱，J/(kg·K)為單位體積的生成率，W/m3;τ為時間，s。

1.3.2 流體域環形引線冷卻液的流動與傳熱

環形引線內的冷卻液流動受基本物理守恒定律的支配，研究對象為不可壓流體，滿足控制方程:

1)質量守恒方程

式中，u為速度矢量。

2)動量守恒方程

研究對象冷卻液微元體上的體力只有重力，且z軸豎直向上，因此動量守恒方程可簡化為

式中:u、v、w 為速度矢量 u在 x、y、z方向的分量;p為流體微元體上的壓力;μ為動力粘度;g為重力加速度。

3)能量守恒方程

式中，ST為粘性耗散項。

1.3.3 流固耦合交界面的共軛傳熱

引線內的流體冷卻液通過對流換熱帶走固體銅管產生的熱量，在流固耦合邊界滿足第三類邊界條件，即

式中，n為換熱表面的外法線;h為表面傳熱系數;tw和tf分別為交界面和其周圍流體的溫度。

2 環形引線溫度場計算

基于ANSYS CFX軟件，對外接連通管故障接法下的環形引線溫度場進行求解，定量的分析引線燒毀事故原因。

只對兩次故障均燒毀的2W2相環形引線進行仿真分析，這是因為該相引線是所有12根引線中最長的一根，約5.5 m，且冷卻水需要從2點鐘位置逆時針流到7點鐘位置，中間要通過12點的最高位置處，因此最容易出現汽堵故障。建立該相引線的求解域模型及進出口邊界條件如圖2所示。

圖2 2W2相環形引線求解域模型及進出口邊界條件Fig.2 Model and inlet/outlet boundary condition of 2W2phase circular lead

采用ICEM CFD劃分網格，對流體控制方程在空間域上進行離散。由于環形引線管徑只有0.019 m，而軸向長度卻達到5.5 m，屬于細而長的管道流體模型，因此需要在網格劃分時采用六面體的結構網格剖分策略，軸向上節點之間距離可以適當增加，徑向上對壁面處的網格進行加密處理，如圖3所示，既保證了計算精確度，又節約了計算時間。

圖3 結構網格剖分管道模型示意Fig.3 Structured grid of pipe model

網格結果如圖4所示，可見流固交界面處網格得到了足夠的細化。求解域共有112 176個單元，102 113個節點;Determinant和Angle 2項網格質量評價分別大于0.5和45°，滿足工程計算的需求(一般認為 Determinant大于 0.2，Angle大于 18°，即符合工程計算要求)。

圖4 網格剖分結果Fig.4 Mesh results

對于共軛傳熱問題，首先需要定義固體域與流體域，并在固體域中設置子域加載熱源，熱源以生熱率形式給出。模型前處理及邊界條件設置如下:

1)入口:根據相關資料，錯誤接法時水流量為0.446 8 m3/h，約為設計值的一半，入口水溫45℃;

2)出口:靜壓0 Pa;

3)壁面光滑，無滑移;

4)根據環形引線的電流密度，固體子域的生熱率設為1.19×106W/m3;

5)流體側的熱導率根據流體溫度從水熱力性質數據庫中自動插值提取，固體側的熱導率則采用給定定值的方法，這里取銅的熱導率為401 W/(m·K)。

仿真得到穩態環形引線溫度分布如圖5所示，冷卻水沿程溫升曲線如圖6所示。

圖5 故障接法環形引線溫度分布Fig.5 Temperature distributions under fault connections

圖6 故障接法冷卻水沿程溫升Fig.6 Temperature rise of water under fault connections

結果表明，外接連通管錯接時，環形引線最熱點溫度73.34℃，冷卻水出口溫度61℃，沿程溫升16 K，約比設計溫升值增大一倍，但仍在正常范圍內(30.5 K)，說明單獨的冷卻水流速降低引起的散熱效果變差并不足以導致引線熔斷，進一步驗證了引線內出現汽堵是造成事故的主要原因。

3 環形引線汽堵故障分析

3.1 汽堵故障誘因分析

所述的汽堵故障泛指引起環形引線燒毀的全過程，實際應分為兩個階段:氣堵和汽堵。

一般認為，環形引線冷卻水中析出的氫氣是引發氣堵的主要原因。根據相關資料，1臺600 MW發電機每天約有200L左右的氫氣通過絕緣引水管滲入定子水路，在水箱中因擴容析出，正常情況下只溶解在水路里。然而如上節所分析，在外接連通管錯接后，冷卻水溫一直高于設計值，水中將析出更多的氫氣，同時引線中冷卻水流速也降為設計值的一半，一部分氫氣不能有效地排出，首先形成氣堵;隨后冷卻水流速進一步降低，引線散熱條件變差，水溫繼續升高超過水的沸點，水汽化最終形成汽堵;汽堵后，水路完全堵塞，環形引線的散熱條件被完全破壞，最終達到銅的熔點，將環形引線熔斷，故障過程如圖7所示。

圖7 汽堵故障形成機理Fig.7 Formation mechanism of steam blockage faults

3.2 從氣堵到汽堵過程的定量仿真計算

氣堵開始形成時，水路中的氫氣會越積越多并聚集在引線頂部12點位置附近，逐漸堵塞水路。本文引入了堵塞程度表征參數η，研究氣堵程度對引線及其冷卻水溫升的影響:

η越大堵塞越嚴重，并假定氣堵位置η處處相同。這樣，決定氣堵時引線及冷卻水溫升的因素主要有:η、水流量和堵塞出現的位置。在A和B電廠事故中，堵塞位置相對固定，假定堵塞出現在距進水口150～200 cm的引線頂部位置。

由于氫氣熱導率遠小于水，因此假設堵塞處的氣體不傳熱，在建立流體域時根據η切去氣泡所占的體積，如圖8所示。這相當于冷卻水在流動過程中遇到一個固定的阻塊，導致水流量降低，并且引線的散熱面積減小。在氣泡與流體的交界面處采用O－grid網格剖分策略，細化邊界層的流體網格。

圖8 氣堵時流體域模型η=0.3Fig.8 Fluid model during steam blockage η =0.3

以環形引線的入口水壓為恒定的邊界條件，入口水溫45℃，在不同堵塞程度表征參數η下，流固共軛計算仿真結果如圖9所示，各具體數值如表1所示。

結果表明，堵塞越嚴重，引線內冷卻水的流量和流速越小，散熱越差，引線和冷卻水的溫度越高。在堵塞處，氣泡使冷卻水流道變窄，水流速出現一個階躍的高值，對堵塞處的散熱產生影響。

圖9 氣堵時2W2環形引線及其冷卻水溫度Fig.9 Temperature of 2W2phase circular lead and its cooling water during steam blockage

對流散熱與流體的流速和散熱面積有關，當堵塞較小時，如η=0.3和η=0.5時，流速突變并不明顯，分別只增加0.5倍和1倍，此時堵塞處散熱面積減小成為決定散熱效果的主要因素，因此如圖9(b)所示，穩態時堵塞處引線溫度會有明顯的凸起;當堵塞較嚴重時，如η=0.8和η=0.9時，堵塞處流速分別增加約5倍和8倍，此時流速的增加成為決定散熱效果的主要因素，因此如圖9(d)所示，堵塞處環形引線的溫度出現凹陷。

如表1所示，當氣堵程度超過0.8時，冷卻水出口處的環形引線溫度已經超過引線主絕緣的最高允許溫度(120℃);當堵塞繼續發展η＞0.9時，水溫已超過100℃，水汽化變成蒸汽，體積急劇增加，氣堵最終發展為汽堵。

表1 氣堵時環形引線仿真結果Table 1 Simulation results of circular lead during steam blockage

3.3 汽堵故障時環形引線溫升規律研究

一旦汽堵故障發生，環形引線水內冷條件被完全破壞，引線上產生的銅損熱量只能通過絕緣，由電機端部的氫氣進行對流散熱。在額定負載工況下，電機內的氫氣風速為3.5 m/s，處于強制對流散熱，引線表面的氫氣溫度為40℃，根據空氣橫向掠過圓柱筒表面時的放熱準則，可以求得此時引線表面的對流散熱系數為70 W/(m2·K);然而，由于電機端部空間有限，引線及繞組的排列比較緊湊，因此一部分引線將處于自然對流狀態，算得此時散熱系數為14 W/(m2·K)。

利用Ansys Workbench有限元仿真平臺，取單位長度定子環形引線及其絕緣層，對汽堵故障時的環形引線進行瞬態溫度場仿真研究。熱源來自銅管的電阻損耗，電阻率與溫度的高低有關，溫度越高，電阻率越大，在相同的電流密度下，當初始溫度45℃時，環形引線銅管的生熱率為1.073×106W/m3;當達到銅的熔點1 070℃時，引線的生熱率可高達5.002×106W/m3。在強制對流與自然對流兩種邊界條件下，環形引線的最熱點溫升曲線如圖10所示。

圖10 汽堵時環形引線最熱點溫升曲線Fig.10 Temperature curve of hottest spot during steam blockage

結果表明，引線溫度幾乎線性增長，通風良好的引線約1 h后熔斷;通風不良的引線約0.5 h后熔斷。由于電機還裝有固定引線的絕緣壓板，相當于增大了引線散熱路徑上的熱阻，因此，故障熔斷時間一般小于0.5 h，幾乎所有的事故均首先由絕緣壓板處銅管開始熔斷。

4 汽堵故障的預防措施及建議

通過本文對汽堵故障的定性分析與定量計算，針對汽堵形成的原因及其現象，提出以下預防措施及建議:

1)環形引線的流固共軛仿真結果表明，故障時，銅管內的水流速過低是引線及其冷卻水溫升過高的主要原因。因此，為了抑制氫氣的過量析出，從源頭上抑制氣堵，必須保證引線內的冷卻水流速滿足設計要求，外接連通管的安裝應嚴格按照運行規程及廠家說明書的要求，機組運行前，需按照說明書及圖紙，對冷卻水路系統進行全面檢查。

2)根據汽堵故障時的引線溫升計算，從出現異常到引線燒毀仍有接近0.5 h的時間，如能及時發現故障，快速采取有效的措施，仍能保證電機環形引線不至燒毀。因此，應實時對環形引線的流量和溫度進行監測。建議在外接連通管加裝流量監測裝置，同時在引線水回路加裝測溫元件，特別是要對故障頻發的2w2相引線出口水溫進行監測。

5 結論

針對兩起汽輪發電機定子環形引線汽堵燒毀事故，本文基于共軛傳熱理論對環形引線及其冷卻水進行了流固耦合研究，重點分析了汽堵故障形成的機理與過程，從定性和定量的角度解釋了故障產生的原因，總結了環形引線溫度變化特征與水路堵塞程度之間的對應規律。計算及分析結果表明，外接連通管錯接后冷卻水流量過低是導致汽堵故障的直接原因，汽堵發生后約0.5 h引線開始熔斷。在此基礎上，提出了水路水管的安裝應嚴格按照運行規程及加裝引線流量與溫度監測裝置的預防措施與改進建議。

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