发电机定子线圈故障分析.doc

全国火电大机组（300MW级）竞赛第三十五届年会论文集 电气

发电机定子线圈故障分析及预防措施

刘志青 王晓春
（国电太原第一热电厂）

摘要：本文就国电太原第一热电厂12#单元300MW发电机定子线圈故障及处理过程进行了阐述，针对此故障的发生，详细分析了国电太原第一热电厂11#、12#两台300MW发电机存在的隐患，提出了预防性措施和建议。
关键词: 汽轮发电机　绝缘击穿　预防措施

1　前言
国电太原第一热电厂12#汽轮发电机定子线圈绝缘故障，根本原因是定子冷却水回路泄漏造成绝缘降低而击穿。近年来全国大容量发电机定子线圈故障的事件时有发生，而定子线圈故障局部修理的可能性非常小，这样修理工期长势必会造成巨大的经济损失。为此，总结经验教训，分析静子线圈故障产生的各种原因，提出相应的预防措施，对保证发电机的安全运行，防止定子线圈损坏是非常必要的。

2　设备概况
国电太原第一热电厂11#、12#汽轮发电机是东方电机厂制造，山西省电建四公司安装，分别于1991、1992年正式投入运行，其基本参数如下：
型号 QFSN一300—2 视在功率： 353MVA
有功功率： 300MW 额定电压： 18000V
额定电流： 11320A 额定转速： 3000 r／m
功率因数： 0.85 接法： 2Y
绝缘等级： B级 冷却方式； 水氢氢
额定氢压： 0.3MP 定子槽数： 60

3　12#发电机事故经过及处理情况
3.1 事故经过
1998年9月16日13时15分，12#发电机保护掉闸解列停机，事故后分析保护动作正确，伴随着故障停机，定子冷却水大量泄漏，定子水箱水位下降，解体发电机检查，发现上层29#槽并头三通水接头熔化后进人线圈空心导线内，绝缘引水管烧断，C1、Z1引线在水接盒上方烧了约Ф50mm的孔，　并头属于B相，C1、Z1引线属于C相53#槽下层线棒第一道绑环处主绝缘断裂，C1、B2引线有弯曲现象(短路瞬间电动力所致)，发电机引出线靠近故障点处有电击痕迹，在解体取线棒过程中，又发现励侧34#槽、45#槽、汽侧31#、36#槽并头绝缘填料中有积水。
3.2　故障处理过程
经我厂有关领导、专业技术人员及东方电机厂共同研究修理方案，原则上确定尽量不动线棒，但在修复过程中，发现故障上下层线棒内空心水回路导线被熔化的铜渣堵死，采取各种办法均告失败，必须更换线棒处理；取下一个节距的上层线棒，更换两支下层线棒后恢复，各支线棒流量试验合格，分支及整体电气试验合格后投人运行。

4　事故分析
4.1　定子冷却水水接头漏水
发电机29#槽定子冷却进水并头焊接质量不良，环氧树脂添料不严密，投产后在长时间运行过程中产生裂纹，使水并头处发生微漏，是造成此次事故的直接原因。
4.2　发电机内冷却水系统设计布置不合理
发电机端部线圈部分冷却水引水管与引线连接块距离太近，故障引水管与引线连接块距离<20mm，加装了长约300mm的黑色防磨套管，由水接头处漏出的冷却水沿线圈引水管与该管上套有的黑胶皮与夹缝之间，流至C1、Z1引线连接块上方，在本次故障中起到事故通道的作用。
4.3 引线绝缘安装工艺差]
引线绝缘盒内部无环氧树脂绝缘添料，只包扎有一层B级胶带，使漏下来的水轻易进入引线绝缘盒内，加速并扩大了这次事故的发生。

5 五期两台300MW发电机还存在影响定子线圈绝缘损坏的隐患
5.1 发电机定子线圈水路在装配过程中存在隐患
5.1.1 发电机定子线圈水接头存在泄漏隐患
从我厂12#机组抢修过程来看，在打开的汽、励两侧各28个并头套中，汽侧、励侧非故障线棒还各有2个并头套中有残余积水，而且还有部分接头松动，无锥型垫圈等情况，从概率角度考虑，12#机至少还有4个并头套存在泄露，而11#机也存在这个问题，这些泄露的可能性的存在，是我厂五期两台机组安全运行的潜在危险。
5.1.2 发电机定子线圈水电绝缘填料安装工艺不良
发电机并头套绝缘填料不均匀，有不同程度气隙空洞，而印出线水电绝缘盒内在安装中竟无任何填料，环氧树脂填料一方面起到绝缘作用，而另一方面，对冷却水回路的泄漏也起到密封作用，就12#发电机这次事故来说，如果C1、Z1引线水电绝缘水盒内填料完整的话，故障不会这么快，并头套漏水会被油水信号器等保护装置发现，及时停机处理，减少故障的损坏程度。
5.1.3 机内绝缘水管安装未按规程严格施工
规程规定，绝缘引水管每根之间及每根对地的距离不小于20mm，而五期两台发电机有部分绝缘引水管直接接触机壳或绝缘绑块，在电动力的作用下绝缘引水管有可能因摩擦损坏而产生泄漏。
5.2 端部线圈绑线松动
我厂11#、12#机在大修解体中均发现端部线圈绑线在电动力作用下有不同程度的松动现象，反映到运行中，线棒在电动力的作用下抖动将增大，对静子线棒产生两个方面的影响，特别是当多数线棒的自振频率接近电磁干扰力频率，并与之发生共振时。将加剧这两种情况的发生。
5.2.1 线圈的主绝缘受损
当今发电机普遍采用环氧树脂云母绝缘（简称黄绝缘），这种绝缘的性能比沥青云母绝缘有很大改进，但黄绝缘较脆，对弯折特别敏感，机组运行中，这种抖动的加剧，使线棒绝缘本身易产生裂纹，严重时将引起绝缘的贯穿性击穿。
5.2.2 水回路弥封破坏
水回路各接头及焊口密封破坏，绝缘引水因管间距离不够，摩擦损坏加剧，易发生冷却水回路漏水事故发生。
5.3 氢压与定子冷却水压的不到有效的控制
5.3.1 发电机漏氢量超标
发电机内额定氢压0.3Mpa，可以在降低氢压下运行，但不得低于0.1MPa，在额定功率因数下运行还必须满足其输出功率与氢压的关系(见下表)，机内氢气泄漏量≤0.81KPa／小时，而我厂五期两台300MW发电机存在着不同程度的泄漏超标情况，特别是11#发电机达到7～8KPa／小时，使机内氢压下降太快，补氢跟不上，我厂又是一个调峰厂，负荷变化比较快，在氢压得不到保证的情况下，机组满负荷运行，线圈温升虽未超标，但线圈绝缘老化加剧，严重情况下将发生绝缘损坏事故。
氢气压力
允许输出功率
0.1MPa
153MW
0.2MPa
234MW

5.3.2 定子冷却水水压偏高
发电机定子冷却水进水设计压力为0.1～0.2MPa，我厂水回路无定子线圈进水压力表计，11#、12#机组主控定子线圈冷却水压力指示均为0.38MPa(水压表压力取自发电机6米平台)，减去高度压差及损耗等，发电机进水管口水压大致在0.27MPa左右，且不做调整，显然机组实际运行中，压力比设计值高出许多，对水回路密封不利，易引起水回路泄漏，绝缘降低。
5.3.3 发电机定子冷却水流量不符合技术要求
发电机定子冷却水流量设计值为50T／h(包括引线室流量3.2T／h)，11#机组定子冷却水实际流量47T／h(包括引线室流量3.3T／h)，12#机组定子冷却水流量55T／h(包括引线室流量3.3T／h)，可见11#、12#机流量与设计值或高或低存在偏差，流量低将降低定子线圈散热能力，影响绝缘寿命，流量高势必为压力高所致，对水密封不利。
5.3.4 与水压差得不到保证
机组在运行中，定子线圈进水压力必须低于氢压，其压差不小于0.03MPa，从我厂实际运行工况来看，只有氢压在额定状态下，才能满足要求，而我厂五期两台机组最高氢压也只能补到0.29MPa，且泄漏大，使机组在大部分时间内，水压明显高于氢压运行，这也是引发定子冷却水路漏水的一个重要因素。
5.4 氢气湿度大对线圈的影响
发电机出厂运行规程中规定，机内氢气的绝对湿度应不大于10g／m3(额定氢压下)，现又有新规定不大于5g／m3，我厂11#、12#发电机氢气湿度均超标，11#机绝对湿度14g／m3，12*机绝对湿度11.5 g／m3，且补充新氢气后湿度更大，一方面五期机组氢气补充源(老厂氢站)送来的氢气湿度就大，另一方面机组本身的氢气循环干燥系统一直不能正常投运。氢气湿度大，对发电机(特别是对静、转子线圈绝缘、转子护环等部件)安全运行的影响非常大，近两年来，机组检修在做修前试验时，已发生了两次静子、转子绝缘电阻不合格事件，也就是说，机组运行过程中，因氢气湿度大，使静子、转子处于低绝缘电阻状态下运行，遇系统冲击过电压，极易发生绝缘击穿。
5.5 测温线接线法兰设计不合理，油污对测点准确性影响大
水内冷发电机定子线圈如果断水将是十分危险的，这从定子水流量指示表计上是不容易区别出来的，所以发电机每个线圈和出水的检温元件就成为既监视发电机线圈温度和水温，又反映线圈冷却水通流情况的重要设备，所以测温点一定要准确无误，而我厂300MW发电机测温元件引出线接线法兰设计在发电机底部，油污、杂质对测点准确性影响很大。

6　300MW发电机防止定子线圈绝缘故障的预防措施
6.1 严格按照发电机大、小修周期安排机组检修，即三年一大修，一年一小修。
6.2 严格按照检修工艺规程进行大、小修，并针对存在隐患，重点检修。
6.2.1 对安全距离不够的绝缘引水管重新装配。

6.2.2 用小木锤轻轻敲击并头套及引线绝缘引水盒，发现有添料空洞现象，及时打开处理、完善。
6.2.3 机组大修期间，必须做电位外移试验，发现不合格的并头打开绝缘层，检查水回路，无问题的方可恢复，不可采用局部处理的办法。
6.2.4 机组大修，必须做端部线圈自振频率试验，试验前必须对松动绑线重新绑扎。
不可采用环氧树脂浇注绑线加固。
6.2.5 机组大修，定子冷却水水压试验，必须严格按照规程要求，并配合氦气检漏。
6.2.6 更换发电机氢气干燥装置，提高新氢气的质量，将机内氢气湿度控制在5g／m3。
6.2.7 提高检修质量及回装水平，对密封瓦重点检查，增强机组整体密封水平，使机组在运行过程中，达到一个稳定的氢压水平。
6.3 定子冷却水回路改进，确保机组安全运行
6.3.1 在发电机定子冷却水进水处安装压力测点一个，并将此压力引至主控以取代原有测点，此压力能准确的反映定子冷却水进水口的压力。
6.3.2 对于11#发电机定子水流量低，应联系东方电机厂进行专题分析，确定流量低的原因，早日消除。
6.3.3 对于12#发电机定子水流量及压力均偏高，运行过程中应节流一部分流量，水压可望下降至额定值。
6.3.4 水压与氢压的关系问题，只有在解决了11#机组流量低的前提下，考虑在水回路中增加调压阀或对定子冷却水泵电机变频改造，以达到控制氢压与水压差值的目的。
6.4 重视运行方式的调整
6.4.1 机组运行必须满足规定的氢压、水压、负荷的关系及氢气湿度的要求。
6.4.2 发电机视风温高低应做适当调整(随气候变化)，风温低应节流一部分冷却水流量，以防止机内结露，引起绝缘降低。
6.4.3 尽量减小密封瓦氢侧回油量，一方面防止防止氢侧回油量大带走大量氢气，引起漏氢量增大，另一方面氢侧回油与氢气的接触量大，产生大量的有害气体腐蚀线圈。
6.4.4 发电机定子线圈冷却水回路断水及漏水，直接从表记上反映不明显，需加强巡检及对照以往数据综合考虑，及早发现事故隐患，及时处理。

参考文献：
[1] 国电太原第一热电厂电气培训资料《汽轮发电机及电气设备》。
[2] 火力发电职业技能培训教材《电气设备检修》。
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