发电机是电力系统中十分重要和贵重的设备,它的安全运行对电力系统的正常工作、用户的不间断供电、保证电能质量方面,都起着非常重要的作用。但是,由于设计及制造工艺质量和运行维护水平等方面的原因,发电机事故率较高,引起制造和运行部门的广泛重视,多次组织专家组进行调查分析,表8—1和表8—2列出了发电机事故按部位及原因分类表。
由表8-1可见,在定子故障中,以定子绕组绝缘击穿和相间短路为最多,属定子故障的48.4%;其次是漏氢、漏水,占定子故障的36.3%;其他故障仅占定子故障的15.3%。在转子故障中,以漏水为最多,占转子故障的55.2%;其次是电刷、集电环冒烟,占转子故障的23.8%;发电机失磁异步运行, 占22.4%;转子绕组接地或匝间短路,占17.9%;负序电流损伤转子,占8.95%。
表8-1 发电机事故按部位分类表(台次) 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 表8-2 发电机事故按原因分类表(台次) 序号 1 2 绝缘老化 硅钢片断裂、压圈松动、绝缘垫条外移损坏绝缘 发电机事故原因 年份 1984 2 1 1985 6 2 1986 4 1 1987 11 3 累计 23 7 发电机事故部位 定子绕组绝缘击穿 定子绕组相间短路 定子绕组端部接头、引线接头过热 定子铁芯烧伤 发电机内部氢气爆炸或起火 发电机漏氢 定子绕组漏水 转子绕组引水导线断裂、拐角漏水 转子其余部分漏水 转子绕组接地或匝间短路 转子绕组极间连线断裂 转子绕组过热 转轴磁化 负序电流损伤转子 异步起动损伤转子 联轴器螺丝断裂 密封瓦湿度高、零件磨损 发电机漏油 电刷、集电环冒烟 发电机失磁异步运行 水冷发电机断水 其他 年份 1984 2 8 1 2 2 1 1 1 1 3 1 2 25 1985 5 7 2 2 1 4 1 3 4 1 1 3 3 6 43 1986 13 2 4 1 1 13 10 4 16 4 1 1 1 1 1 4 5 1 14 97 1987 14 9 4 1 3 13 6 5 5 4 1 2 1 3 2 9 4 2 13 101 累计 34 26 10 4 5 29 16 15 22 12 1 1 1 6 4 3 4 3 16 15 4 35 256 总计 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 总计 定子线棒振动、磨损绝缘 定子引水管破裂、水电接头焊接不良、空心导线断裂漏水 定子绝缘端部接头、引线接头焊接不良 定子端盖密封垫、引出线、冷却器、密封瓦等漏氢 定子线棒绝缘引水管内部闪络 转子绕组引水管导线拐角疲劳、水电接头焊接不良、绝缘管裂纹 转子振动大 转子绕组匝间短路 转子绕组极间连线断裂 转子超速 转子通风孔或空心导线堵塞 转子护环键甩出 励磁机联轴器螺丝断裂 密封瓦磨损 电刷接触不良、碳粉堆积 密封油管、法兰等焊接不良 水冷发电机断水 非同期并列 发电机内氢气未排净 定子绕组相间短路 制造质量不良 维护管理不当、误操作 其他 2 3 1 3 1 1 1 1 1 1 2 3 2 25 1 1 2 1 1 5 1 1 1 3 6 6 6 43 4 1 7 7 1 1 1 1 2 24 27 16 97 3 1 9 1 1 2 1 6 1 1 3 1 3 22 19 13 101 3 11 4 18 1 16 1 1 1 4 2 1 2 1 10 3 1 4 2 4 54 55 37 266
本章主要介绍定子绕组短路故障和转子绕组常见的绝缘故障产生的原因和防止措施。
第一节 定子绕组短路故障
一、定子绕组短路故障原因 (一) 定子绕组端部绝缘缺陷
发电机定子绕组故障主指相间短路,而相间短路故障主要是由于定子绕组端部绝缘有缺陷而造成的。定子绕组端部绝缘缺陷主要有:
1、先天性绝缘缺陷
(1) 端部绝缘工艺质量差。定子绕组端部绝缘制造工艺质量差所导致的先天性绝缘缺 陷是造成定子绕组端部短路故障的根本原因。对国产200MW汽轮发电机,常见的有:
1) 鼻端绝缘存在弱点。线棒主绝缘在末端与绝缘盒搭接处,未加包绝缘带即伸入盒内或只包二层绝缘带,成为鼻端绝缘弱点;水盒接出引水管水嘴处的锥形绝缘层也未深入绝 缘盒内,易出现缝隙,成为鼻端的另一绝缘弱点。
2) 引线接头处绝缘存在缺陷。引线接头处的手包绝缘段的股线未进行固化处理,甚至充填该处的绝缘物竟是卷起来的绝缘带。该段手包绝缘层整体性差,出现分层。绝缘盒
内 环氧泥未填满的占相当数量,特别是空心股线与实心股线分叉处大多未塞满环氧泥。
3) 端部绑扎用涤玻绳绝缘,处理工艺差。涤玻绳脏污、除铁不净、干燥不彻底、浸胶不透,固化不彻底,运行中受油污浸蚀和在氢气中湿度超标,遇到机内结露的不利情况下, 绝缘水平将显著降低。耐压试验证明,这种工艺处理不良的涤玻绳的击穿电压小于发电机 的额定电压,结果在不同相位的涤玻绳之间形成无数条闪络小桥。
例1 某发电厂4号机1989年1月21日发生严重的相间短路事故。短路点位于励侧端部时钟1点的位置,一处在上层10号引线线棒与A相首端引线接头处的手包绝缘段, 另一处位于其后的下层31号引线线棒与C相首端引线接头处手包绝缘段。二者前后相对 击穿,导线烧断。在短路点两侧的9号、11号鼻端也严重烧损,对应的内盖表面有大量的 熔铜渣粒。不仅如此,励侧还有13根线棒移位,15个绝缘盒破损,7个绝缘支架开裂;汽侧有13根线棒移位,14个绝缘盒裂开,8个绝缘支架裂缝。
该机之所以能在上述部位发生击穿短路,是下列因素综合作用的结果:①引线线棒与 引线接头处的手包绝缘未固化密实,该段绝缘层有分层现象;②含水分的油烟进入机内,布 满端部绝缘表面,并渗透到手包绝缘分层之间;③引线线棒的股线在进入接头盒之前未固 化成一整体,也未充填即包缠绝缘带,无法限制股线的振动磨损,如个别股线原来就有缺 陷,易发展成断股;④引线线棒与引线的接头处,既无压板紧固,又无其他支撑,抗振能力差,成为事故的温床;⑤氢气湿度大(常压下7.8g/m3),氢温(入口31℃)、内冷水温(入口25℃)低,在引水管及绝缘表面结露,降低绝缘强度。
至于在短路点以外,还造成端部如此大面积损坏,充分说明固定结构存在着先天弱点。 例2 某热电厂的11号发电机于1992年3月26日发生相间短路事故。故障点位于励侧端部时钟9点位置、A、B两相引线首端的手包绝缘段上。该处前后两引线相对面上, 各烧出一个坑。位于后侧的A相引线,实芯导线烧断17股,空芯导线及水接头未烧损。此 外,励侧端部左侧及左下侧附近部件和导风板下半部全部被熏黑,但没有线棒移位及绝缘 盒损坏情况。
这台机是1989年9月30出厂,是某电机厂将端部改为27块压板固定的第一台 200MW发电机。机上留有不少改进前的遗痕:上、下层线棒鼻部接头用同一水盒焊接上、 下层12根空芯导线;压板是等宽80mm的长方形压板;绝缘盒无方向性、无边缘突棱。解 体中发现引线接头手包绝缘段整体性差,分层现象明显;端部积油,且油中很脏。
分析事故的原因可能是由于B相引线接头处渗水,致使绝缘强度降低,表面电位升高。 通过前后引线间的绑绳,又将相间电压加在A相引线的手包绝缘段上。最后因该处绝缘强 度承受不住而被击穿短路。
(2) 鼻端水盒结构不易保证焊接质量。将上下层线棒的12根空芯导线一起套入一个水 盒的结构,不仅施工难度大,而且不易保证焊接质量持久牢靠。运行中一旦发生水盒漏水, 抢修恢复困难,往往因此而延长非计划停运延续时间。例如,某电厂的2号发电机于1988年1月25日发生相间短路事故。抢修后投运不久,又于1988年2月24日发生第二次相间短路事故。这两次事故主要是由定子线棒接头漏水所引起的。两次事故前都从机内排放出 含油的软化水,说明机内不仅进油,而且内冷水系统有漏泄。经分析认为第1次事故是由于漏水使B相27、26、25处接头绝缘降低,而造成匝间短路,短路弧光使集水盒熔铜喷溅到内端盖表面,并蔓延到其下方的C相引出线接线板,造成B、C相短路。该机的第二次事故也是由漏水引起的,推断是从28号上层引线线棒与引线的接头(C相)对邻近的弓形引线(A、B相)放电而引起的。由于引线线棒与引线的接头未经固定,缺乏抗振能力,加上第1次事故后该接头已受到短路电流的冲击,抢修时又未采取加固措施,致使恢复运行不久,该接头空芯导线极有可能损伤漏水。加之上次事故的短路点就在附近,遗留的金属熔渣和碳粉不易清除干净,这些不利因素都会促成相间击穿的发生。
2、定子端部线棒固定结构单薄
端部采用18块压板固定的发电机,每根线棒在每一侧渐伸线部分只受到3或4块压板的作用,实际上受到紧固作用的长度只占渐伸线全长的20%左右。在线棒末端振幅最大处,则有占总数l/3数量的鼻端未受到压板固定,处于悬空受振状态。结果,投入运行一段时间后,水盒在焊接薄弱处出现裂缝、水盒接口附近空芯股线疲劳断裂、空芯、实芯股线相互磨断或磨漏、引水管与汇水管接头螺母松动等。
引线接头的固定,同样也十分单薄。在时钟11点、l点位置的引线接头,前后所联接导线连续弯曲,在其延伸达1005mm范围内竟没有一个固定点。即使是延伸长度最短的时钟5点、7点处的引线,固定也很差,有的用手即可扳动。
此外,支撑压板的绝缘支架也存在着强度不足、材质易裂的缺点;过渡引线的固定方 式由于过分单薄,夹板螺帽经常松脱、掉落。
这些情况说明,原有端部固定结构不能有效遏制端部线棒及引线的频繁振动.使原已 存在的绝缘弱点在运行中不断扩大,以致无法避免绝缘击穿事故。更有甚者,一旦发生相间短路,这种单薄的固定结构还无法抵御强大电磁力的冲击,最终造成大面积的损坏。
例如,某发电厂的l号发电机于1987年10月2日发生相间短路事故。其原因主要是线棒鼻端绝缘存在缺陷,线棒主绝缘层末端未伸人绝缘盒内,搭接处仅靠装盒时挤出的环 氧泥抹严来填补;其次是汽侧28、25、10号线棒的端部接头均未被压板压住,9号线棒的端部只被压板压住一半。结果,接头在长期悬空受力作用下,绝缘盒两端出现裂缝。又加上端部受到油雾的污染,致使28号绝缘盒在与线棒搭接处产生裂缝后,导体经涤玻绳、压板紧固螺杆对绝缘支架的固定支座放电,引起另两相对地电位升高,25号鼻端对内盖起弧, 最后酿成9、10号鼻端相间击穿。
(二) 端部遗留异物
在发电机制造和安装检修过程中, 由于检查、清除机内异物的工作不细,使异物遗留在机内,当发电机投入运行后,造成相间短路或其他不良后果。例如:
(1) 某电厂的l号发电机于1989年5月7日发生相间短路事故。其主要原因是,在励侧端部右上方18号上层线棒和23号下层线棒渐伸线交叉处,被一段110mm长的锯条割破 绝缘而短路。经查实,锯条是更换线棒时遗留下来的。
(2) 某电厂6号发电机于1990年7月16日,励侧发生相间短路,其主要原因是,一个M8的螺杆(长20mm)将两根异相线棒绝缘磨破而导致击穿。事故是在投运后刚半年发生的。
(三) 氢气湿度大、漏(进)油严重
氢冷发电机中的氢气湿度过高会在发电机内部产生结露现象。结露一旦发生,轻则发 电机内金属部件产生锈蚀,重则使发电机定子和转子绕组受潮,影响绝缘性能。特别是水 一氢一氢冷却的发电机,当定子内冷水温度低于氢气中水分的露点时,在定子绝缘引入管 外表面会产生结露,严重时会发生单相对地闪络或相间短路,烧坏发电机端部绕组。近几 年来,在额定电压15kV以上的发电机上,多次发生绕组端部短路事故,例如:
(1)据1991年报导,国内102台水-氢-氢冷却的200MW发电机已经有1l台、15台 次发生端部短路事故。
(2) 某电厂的1号发电机于1993年6月22日在运行中发生定子相间短路。分析认为, 事故的原因是该机端部绝缘存在缺陷,鼻端绝缘为沥青云母带包扎,绝缘整体性差,模压 绝缘与手包绝缘搭接不良,绝缘盒充填不满;此外,该机的氢密封瓦向发电机内漏油,机 内氢气湿度超标。在绝缘薄弱或缺陷处,由于氢气湿度较大,导致绝缘破坏,发生相间短 路击穿。
(3) 某发电厂的2号发电机,于1987年12月并网发电,1988年1月25日在正常运行
中突然发生定子绕组端部相间绝缘击穿烧损事故,B、C相间端头短路,在励磁机侧5点钟 位置,绕组水接头、水盒和过渡引线烧毁,事故的当时,发电机内氢气纯度达99.7%,机 内氢气绝对湿度为32.4g/m3。
(4) 某热电厂的11号发电机,于1989年6月并网发电,1992年3月26日正常运行中氢压为0.29MPa、氢纯度为97.2%、机内氢气绝对湿度为34g/m3,突然发电机纵差动保护、 差动速断保护同时动作,发电机和变压器主开关、灭磁开关跳闸,造成事故停机。发电机解列后检查发现,故障点在励磁机侧9点钟位置,定子绕组端部A、B相相间短路,A相烧断17根股线,B相烧断1l根股线。
(5) 某发电厂的5号发电机,于1991年12月31日并网发电,1992年4月16日在系 统无任何异常情况的正常运行中,发电机内氢气绝对湿度32.24g/m3,励磁机侧B、C相相间定子绕组端部绝缘短路击穿,A相定子绕组引出线水接头对端盖内护板放电,定子绕组端部严重烧损变形,定子绕组全部更换,大修费约200万元。
发电机因密封系统不良,导致发电机内进油情况较为普遍,进油会使发电机定子、转 子部件上形成油腻(垢),以致影响发电机的绝缘、散热与安全运行。例如:
(1) 某电厂的l号、2号发电机,为了防止发电机内积油,在定子端部冷热风交界的风 道上钻了批2mm的泄油孔。由此可知进油的严重情况。
(2) 某发电厂4号发电机,在大修中查出鼻端有25处绝缘弱点,拆开绝缘盒后发现都与进油有关。
(3) 某发电厂8号发电机,在大修中发现,定子膛内气隙隔环的橡胶元件大部分已被 覆盖在表面的油层胀大变形。
(4) 某发电厂的*l发电机于1994年5月15日发生了定子绕组相间短路事故。分析认为,这次事故属于典型的绝缘性质的事故,事故后检查过渡引线并联块的绝缘盒,盒内绝缘填料不满,过渡引线铜线有外露,部分接头绝缘不良,运行中发电机内油污及氢气湿度大等情况形成爬电接地而导致相间短路。
综上所述,先天性绝缘缺陷是导致定子绕组端部短路故障的根本原因,端部固定不牢、 遗留异物、氢气湿度过大、漏油等缺陷,是诱发和扩大端部短路故障损坏程度的重要原因。
二、防止定子绕组短路的措施
(一) 消除定子绕组端部绝缘的薄弱环节
由上所述,发电机定子绕组端部绝缘存在一些薄弱环节,为消除这些薄弱环节,就要 做好以下几点:
1、做好引线线棒接头绝缘
根据现场经验,首先将引线线棒与端部连线之间的接头按图纸的尺寸整型焊牢。清理干净后用环氧树脂胶将空心导线和实心导线粘固成一个整体,再用环氧泥将接头导线表面凹凸处抹平,把整个接头导体修成一个平滑过渡体并进行中温固化,然后再将其表面处理光滑整齐。将引线线棒主绝缘端头清理干净,修成锥形斜面,按绝缘工艺用环氧粉云母带半叠绕包扎20层作为引线线棒接头的主绝缘。为了使主绝缘得到良好的局部高温固化,在主绝缘表面半叠绕一层聚四氟乙烯脱膜带和一层聚脂热收缩带,待局部高温固化后将其全部清除干净,最后将主绝缘表面进行绝缘处理,提高绝缘水平。
2、改进端部线棒鼻部接头绝缘
根据现场经验,将汽轮机侧和励磁机侧上、下层线棒端部主绝缘加长。首先将线棒主绝缘端头清理干净,修成锥形斜面。然后用环氧粉云母带加长半叠绕10层。手包绝缘与主绝缘搭接长度不小于30mm,线棒绝缘加长后伸进绝缘盒内的长度不小于30~40mm。
3、加强端部线棒鼻部引水管接头绝缘
现场的做法是,在原来绝缘的基础上,用环氧粉云母带半叠绕8~10层,使加强后的 水管接头绝缘伸进绝缘盒内的长度不小于30mm。
4、采用新型的绝缘盒
锦州发电厂将原来的老结构绝缘盒全部拆除。换以盒口外边沿带有凸棱、并且具有方 向性的新型绝缘盒,使汽轮机侧和励磁机侧的绝缘盒盒口接缝都背向迎风面,以避免运行 中积存油污杂质。绝缘盒口外沿凸棱不仅能使绑扎锁固的涤玻绳沿端部整个圆周准确定位,而且能使涤璃绳与手包绝缘保持可靠距离,从而有效地提高这一环节的绝缘强度。
锦州发电厂的经验表明,经过上述绝缘处理后,使手包绝缘的绝缘强度、机械强度和 密封性能都得到显著提高,从而保证了整个定子绕组端部绝缘的稳定可靠,因此,它是防止端部短路故障的有效措施。
5、测量定子绕组端部的泄漏电流
上述措施对提高手包绝缘强度和绝缘盒质量具有重要意义。如何检查手包绝缘和绝缘盒的质量,规程中提出在投产后,第一次大修时和必要时测量定子绕组端部手包绝缘的泄[漏电流。现场测试经验表明,这个方法对检查手包绝缘质量是有效的。
测量方法是,首先将要测试的手包绝缘部位包上锡箔纸,然后在手包绝缘一侧施加与额定电压相同的直流电压,测量另一侧的泄漏电流值与电压值。按照加压方式的不同,又可分为下加压和反加压两种:
(1) 正加压 正加压是指在定子绕组的出线端加压,用静电电压表和串入100MΩ电阻的微安表测量手包绝缘外的锡箔纸处的电压值及泄漏电流值,一般在通水的情况下进行,莽原理接线图如图8-1所示。
该方法由于是将定子三相绕组首尾相连并短接在其上加压,测试部位的电压一般较低(多为几百伏),对测试人电及测量仪器、仪表皆比较安全,测量的准确度也比较高,应用比较多。但由于其试验容量较大,需用的设备容量也较大(一般要用直流耐压试验的全套设备),故试验方法相对复杂一些。
(2) 反加压 反加压是指在手包绝缘外的锡箔纸上加压,将三相绕组在出线端首尾相连并短接,经微安表并串人100MΩ电阻(如果定子绕组曾经通过水且未干燥,为避免在绝缘不好的情况下,因绕组电位的提高而影响测量结果的准确性,100MΩ电阻可不串,但应逐点升压)后接地,测量其泄漏电流值和电压值,一般是在不通水的情况下进行。
由于该方法每次只在一处手包绝缘上加压,试验容量比较小,一般使用60kV直流发生器即可进行试验,试验方法比较简单。但由于在绝缘杆上直接加高压,对试验人员及设备的危险性比较大,试验时应特别小心。在新机组安装后未通水前一般应用该方法进行试验,机组大修或事故抢修过程中未通水时又急需试验时也可采用此方法。
规程要求,200MW及以上的国产水氢氢汽轮发电机的测试结果一般不大于表8—3,
表8-3 测量结果的要求值
部位 手包绝缘引线接头,汽轮机侧隔相接头 大大于 20μA; 100MΩ电阻上的电压降值为2000V 部位 端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块 大大于 30μA; 100MΩ电阻上的电压降值为3000MΩ 吉林省电力试验研究所的测试经验是,对200MW的发电机,泄漏电流低于10μA认为是合格的。泄漏电流大于10μA,认为手包绝缘和绝缘盒有缺陷需要进行处理,泄漏电流大于30μA,一般都存在不同程度的薄弱环节,如手包绝缘固化不好及分层、与模压绝缘搭接表面不清洁、鼻端绝缘盒内环氧泥充填不实、进油、固化不良等。泄漏电流大于100μA时,则说明有较为严重的缺陷存在。例如:
(1)1992年在某电厂10号发电机事故抢修过程中,用泄漏电流法对102个绝缘盒的手包绝缘处进行的检查中,发现有近50处泄漏电流值在10μA以上。砸开盒子后发现,环氧泥及手包绝缘固化不良,更换绝缘材料并重新处理后,泄漏电流均在5μA以下。
(2)对某热电二厂的2台200MW的发电机进行的泄漏电流试验中,共发现22处泄漏电流超过10μA。砸开盒子后发现,有的盒内存在环氧泥充填不实、进油、导线直接靠盒壁手包绝缘没有延伸段等。
(3)1994年,某热电厂对9号发电机励侧端部靠近鼻端的过渡引线手包绝缘进行加固处理后,测量发现,有2根过渡引线在靠近鼻端的手包绝缘处泄漏电流达30μA以上,扒开手包绝缘后发现,除最外边几层云母带已固化外,里边的绝缘材料几乎没有固化,绝缘强度很低。其原因是厂家对此处进行包扎时,是用环氧粉云母带与环氧树脂及固化剂一次性包扎24层,由于绝缘厚度太大,影响了固化效果,只形成了表面固化,内部的潮气不易发挥。后来采用2次进行包扎,每次12层。第一次包扎完后固化24h,然后进行第二次包扎,并在最外层用浸树脂的无碱玻璃丝带半叠绕包扎2层以防油,再固化24h。处理后的泄漏电流均在5μA以下。
近来,华东电力试验研究院在上述原理的基础上,研制出了GC型发电机定子绕组端部绝缘状况探测仪,采用手持式电阻分压器结构,无静电电压表和微安表,利用二次电阻分压方法测量一次电压,同时可以推算出泄漏电流。实测表明,该仪器能够有效地检出发电机定子绕组端部的微渗水现象。例如:
(1) 1993年11月23日,对某发电厂3号QFS-300-2型发电机进行测试,发现有14个端部引水管的接头部位绝缘极差(很薄),对绝缘极差的2号(对应上层线棒槽号)线棒接头(励侧)进一步检查,发现其并头套焊点有微渗水现象。
(2) 对某发电厂的1l号QFSN-300-2型发电机进行测试,发现34号线棒接头(励侧)绝缘不合格。进一步检查,发现也是并头套焊点有微渗水现象。
由于发电机定子端部漏水故障是多发性故障,而且是导致发电机端部绝缘发生击穿事故的重要原因之一,所以采用该仪器进行测试,对防止发电机定子端部的绝缘事故具有重要意义。
应当指出,该方法的测试目的是检测定子端部的微渗水故障点,而绝缘强度仅作参考。因此,在认清绝缘下降的原因后,绝缘的合格标准可适当放宽。例如,当端部接头绝缘重新包扎后,因环氧胶未彻底固化,所测电压达到3~4kV,也可不作处理。但当绝缘严重下降,应剥开绝缘进行泵压检查,以查明原因。
(二)改进定子绕组端部的固定工艺结构 1、改进定子端部绕组的固定方式
制造厂为了改进定子端部绕组固定结构,近来已采取了加固措施:将端部支架和压板
由原来18块增加至27块,且为宽压板,在相邻压板间加装切向支撑梁;在上、下层线棒鼻端之间的直线部位分别装设适形组合撑块。支撑梁与组合撑块间,用浸渍环氧树脂的涤玻绳绑紧。
对早期产品,压板尺寸偏小,现场将原来的40mm× 50mm× 600mm的压板增大到 40mm×80mm×600mm。使压板与端部绕组线棒紧密接触,达到切实压紧所有线棒的目的, 以防止引线出现100Hz的固有频率,导致铜线疲劳断裂和损伤绝缘。
2、加固定子端部绕组背部绝缘支架
为了使原设计孤立装设的全部绝缘支架沿整个定子圆周形成一个相互联接的整体,现 场分别在相邻的两个绝缘支架的对应位置之间装设切向支撑板,以提高绝缘支架抵抗短路 冲击时产生的切向破坏应力的能力。切向支撑板利用铜锤螺母两侧后焊上去的两个黄铜定 位耳定位,按绝缘支架之间的实际距离进行现场装配。全部装配结合面均垫人浸胶涤纶毡。
调整并打紧全部切向支撑板,使其形成一个圆周整体。然后用直径20mm的浸胶涤玻绳分别将相邻的两个切向支撑板与绝缘支架配装处牢固地交叉绑扎在一起,绑扎后表面涂刷环氧树脂胶,最后进行中温固化。
3、加固引线线棒接头
现场在引线线棒接头与端部连线之间增加固定点,以减小引线悬空长度。在对应切向 支撑板的位置上,首先将同一时钟位置的两个引线线棒接头之间和接头与切向支撑板之间 的间隙用外表面包有浸胶涤纶毡的环氧玻璃丝布板塞紧,然后用直径20mm浸胶涤玻绳先 将两个接头自身绑扎,再统一与切向支撑板绑扎牢固,最后进行中温固化处理。
4、加固绕组鼻部接头
现场分别在励磁机侧和汽轮机侧端部绕组的上、下层线棒端头之间沿定子端部圆周方 向的每个间隙逐一用三组合绝缘楔块加垫浸胶涤纶毡配装塞紧。在相邻的端部绕组绝缘压 板之间,对应于三组合绝缘楔块的位置上,加装辅助压板(俗称小扁担)。然后用直径5mm的浸胶涤玻绳分别将上、下层的三组合绝缘楔块先后绑扎在辅助压板上,并且将上、下层绑绳横向勒紧以增加整个绑扎的紧固性,从而构成上、下层三组合绝缘楔块之间的机械联系,加强了端部绕组鼻端的整体性。最后进行一次中温固化处理,进一步提高整体机械强度。
5、加固端部连线及过渡引线
现场利用增加固定点的方法,加固端部连线和过渡引线。对于端部连线采用适当增加 夹具,提高固定强度;对于过渡引线采用增加绝缘支撑板,借用机壳内筋板生根进行固定, 从而显著提高其纵横方向的固定强度。
6、改进固定结构部件的锁固方式
为了防止运行中固定结构部件松弛,破坏整个定子端部的坚固整体性,现场采用的方 法是,装设切向支撑板,以防止铜锤螺母脱落;改用异形锁片,以防止绝缘压板夹紧螺栓
松弛和脱落;采用加厚锁片和在空余螺纹上缠绕浸胶涤玻绳的方法,以防止绝缘引水管地端接头螺母和端部连线及过渡引线夹紧螺栓松弛脱落,使定子端部稳定可靠地固定。
锦州发电厂采用上述方法对发电机端部绕组进行改进、加固处理后,使发电机定子端部形成一个稳定坚固的整体。运行经验表明,它不仅能从根本上防止由于固定结构部件松动,磨损主绝缘而产生新的绝缘缺陷,而且还可以限制发电机的端部或机外出口短路故障,损坏程度的扩大,所以这一措施具有重要意义。
(三) 严格检查定子端部绕组中的异物
定子端部遗留异物问题,主要是管理制度不严,检查清理不彻底造成的。因此,为杜绝这种现象,应加强管理,严格执行规章制度,在制造、安装和检修过程中,认真对端部绕组夹缝、上下层线棒间隙进行检查,必要时应用内窥镜逐一进行仔细检查,消灭事故隐患。
(四) 严格控制发电机内氢气湿度
我国的氢冷发电机约占火电装机总容量的60%,提高对氢气湿度的认识,严格控制发电机内氢气湿度,对氢冷发电机的长期安全运行有重要意义。
在近期将颁发的《发电机运行规程》中,对发电机内氢气的湿度、温度等参数进行了严格的规定,要求发电机内氢气混合物的绝对湿度不得超过10g/m3;向机内充氢时,新鲜氢气在常压下测量的绝对湿度不大于2g/m3。然而,目前国内大型氢冷发电机的氢气湿度普遍高于该要求值,对机组的安全运行造成威胁,为机组突发性故障构成恶劣的环境因素。表8-4列出了某省7台200MW发电机组氢气绝对湿度的情况。可见7台机组的平均湿度与部颁要求值相差较大,其中7号机组机内氢气的绝对湿度已达31.6g/m3,约为部颁要求值的3.2倍。
表8-4 某省200MW机组氢气绝缘湿度情况表 机组代号 机内氢气绝缘湿度(g/m3) 氢站新鲜氢气绝缘湿度(g/m3)
机外测量值 折算至机内 机外测量值 折算至机内 1 1.91 2.76 2.78 2 3.3 13.2 3.29 3 4.04 4 5.27 5 5.7 6 7.13 7 7.9 平均值 5.04 20.16 4.01 16.04 部颁要求值 2.5 10 2 8 16.16 21.08 22.8 28.52 31.6 3.45 13.8 4.23 16.9 6.33 25.3 3.99 16.0 11.12 13.16 面对我国氢气湿度的现状,首先要统筹安排,在采取临时措施改善老电厂氢气湿度的同时,要从根本上想办法最终解决我国的氢气湿度。其中包括:
(1) 改造制氢站的制氢工艺过程,使氢站提供的氢气露点温度为-40℃以下。
(2) 设计新型的干燥器。干燥器的作用是使通入发电机的湿度已经合格的氢气继续长期保持合格,而绝对不是使通人发电机湿度不合格的氢气变为合格。它主要吸附的密封油中可能含有的水分,挥发到发电机内使氢气湿度增加的这部分水气。当然内冷水系统、氢冷器可能的渗漏造成氢气中水气的增加,也靠它吸附出去。
(3) 杜绝汽轮机透平油进水。
对现有的电厂降低氢气湿度的临时应急措施如下:
(1) 坚持在每天气温最低时排放氢系统中每个容器内可能存在的结露水。容器主要是指贮氢罐、发电机排污、氢气干燥排污,至于电解氢气后的冷却器排液,应该在氢气输入贮氢罐的整个过程中经常进行。有的资料上虽然强调了排放积液,但没有强调在每天气温最低时进行,以贮氢罐为例,如在气温30℃时排液,那末罐中的氢气湿度最高为30.48g/m3,如选在气温20℃时排液,即可降为17.36g/m3,效果有明显的不同。
(2) 利用地下水的低温对电解氢气进行最充分的冷却。有的厂将电解后的氢气冷却器 由2个增为4个,使第2个冷却器经常可放出水的情况,变为在第4个冷却器根本放不出水。
(3) 阻止氢气系统的管道中无法排放的积液进入发电机。例如,在向发电机充氢前先 将氢气排空,确认无水后再进入发电机内。或在发电机进氢管前增装干燥器,既可正常地 吸附来氢中的部分水气,又可阻止大量水分进入发电机。
(4) 开通发电机内的积液区,使它一旦有积液立刻可排放到发电机外。
(5) 勤换干燥剂。东北的现场经验是夏天7天换1次,冬天10~15天换1次,将氢气 中水气强行吸附出来。南方电厂为达到同样效果,更换要更勤。
(6) 对发电机内的内冷水系统和氢气冷却器,除了例行的水压试验外,还要增加气密 试验。试验气压为额定氢压,允许漏量为一昼夜不超过试验压力的0.25%。
(7)严格控制氢侧密封油中的水分含量。将油中含水量降到0.05%以下,是保证氢湿 度达标必不可少的条件。
(8) 提高贮氢罐的压力。额定压力为1MPa的罐一般均贮到0.7~0.8MPa,如果能将贮氢罐的工作压力提高到5MPa,并保证在最低气温20℃时排液,则可获得17.35/50=
0.347g/m3湿度的氢气。
哈尔滨第三发电厂采取上述措施后,可将发电机氢气湿度保持在:夏季为3.1~4.3g/m3;冬季为2~2.7g/m3;贮氢罐为1.8g/m3。可见效果是很显著的。
(五) 提高检修和运行管理水平 1、防止运行中密封瓦向机内进油
要防止发电机内进油,关键在于平衡阀的性能要好,油封结构要完善,氢侧回油路径 要畅通无阻。为此,要着重抓好下列几项工作:
(1) 密封瓦的间隙应严格按标准掌握,与密封对它的轴颈应确实保证平整光洁。否则, 大修中必须处理。密封瓦与轴颈的径向间隙,厂家标准双侧为0.135~0.205mm。有的电厂 担心密封瓦磨损卡涩,间隙超标没有处理,有的电厂轴颈已磨出多条沟道,听之任之。势 必会导致机内进油。
(2) 挡油板、挡油盖(装有油封梳齿环)在组装时要仔细调整,先进行预装,找准位 置,再正式安装,确保其下半部和上半部在合口处不仅和端盖的合口平面对齐,还要和装 在挡油盖和端盖之间的橡胶垫的水平切口对齐。消除这些部件合口处的错位现象和不应存 在的合口间隙,把挡油板、梳齿和轴的四周间隙调到0.06~0.2mm(下间隙取下限),将会 大大限制油烟抽人机内和油流进入机内的可能。当然大修时还要检查处理油封部件上的回 油孔有无油垢,安装位置是否正确等。
(3) 对压差阀和平衡阀,在大修时要进行试验调整。经多次调整试验达不到要求的,要进行更换,不能再靠开旁路门手动调整油压运行。对压差阀,在0~0.35MPa气压范围内, 油压一气压压差值应保持在0.45~0.55MPa。对平衡阀,两侧油压压差值应保持在500~ 1500Pa。
(4) 油封箱的自动补排油装置和远方油位信号显示及就地油位指示要保证正确可靠。这方面需要热工专业人员的协同配合。自动补排油次数和油封箱的补排油量应越少越好。这既是双流环式密封系统运行正常的标志,也是机内不进油或进油少的标志。
(5)密封油的油质必须确保干净,无水分和杂质,这是一条重要经验;这不仅是密封瓦正常运行的要求,也是上述两阀正确动作的要求。大修后起动前提前进行油循环滤油,不合格决不迁就,宁可延长检修周期,也不能降低对油质的要求。
2、防止密封油中带水
在大修中按规定标准严格调整汽封间隙,运行中严格控制汽封气压,防止油中进水。加强透平油管理,确保油质合格。做到透平油油质净化经常化、制度化。它不但是压差阀和平衡阀连续可靠运行的必备条件,同时也对整个汽轮机组的安全稳定运行有重大意义。
(六) 开展在线监测和诊断技术的研究
为保证发电机的安全可靠运行,最近十几年世界一些国家都开展了在线监测和诊断技术的研究,并逐步推广应用。主要项目有:
(1) 定子绕组绝缘监测;
(2) 发电机内过热监测与诊断, (3) 定子绕组端部振动监测;
(4) 氢冷发电机氢气湿度及漏氢监测等。
有的项目国内已开始研究并将研究出的监制和诊断系统用于发电机,但还需要不断完善。
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