防止定子绕组短路的优化方案

(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酯热收缩带,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及电压值。按照加压方式的不同,又可分为正加压和反加压两种:

(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,一般是在通水的情况下进行。其原理接线图如图8-1所示。

图8-1　正向加压原理接线图

V1、V2—静电电压表;R—100MΩ 电阻;V—硅堆;C—电容器;μA—微安表 (100～150μA);T1—调压器;T2—试验变压器

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),对测试人员及测量仪器、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,经微安表并串入100 MΩ 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,在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,200 MW 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中数值。

表8-3　测量结果的要求值

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,内部的潮气不易挥发。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 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#11QFSN—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入浸胶涤纶毡。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机组氢气绝对湿度情况表

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,而绝对不是使通入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,那么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1 MPa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5 MPa,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入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—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。大修后启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测和诊断系统用于发电机,但还需要不断完善。