冶金企業熱電廠雙水內冷發電機絕緣監督

陳志芳

（馬鞍山鋼鐵股份有限公司熱電總廠，安徽馬鞍山 243000）

引言

雙水內冷發電機的定子繞組、轉子繞組均采用空心線圈，內部通水冷卻，可直接帶走發電機運行中產生的熱量，由于水的比熱大，冷卻效果好，同其他冷卻方式發電機相比，雙水內冷發電機效率更高。但由于線圈內部直接通水，對發電機的制造技術及運行維護要求更高，因此做好雙水內冷發電機絕緣監督工作就顯得尤為重要。

1 雙水內冷發電機繞組絕緣要求

雙水內冷發電機投運前應測試發電機定、轉子繞組絕緣，其絕緣電阻值應符合要求。

雙水內冷發電機在未通水，且繞組內部干燥無積水情況下，用2500 V搖表或水內冷專用搖表測試定子繞組絕緣，其絕緣電阻應滿足GB/T7064-2008《隱極同步發電機技術要求》的規定：對同步發電機定子繞組在40℃時，其對地及相間絕緣電阻，應不低于GB/T20160-2006《旋轉電機絕緣電阻測試》規定的最小絕緣電阻推薦值：R1min=100 MΩ，且繞組絕緣電阻吸收比 R60″/R15″≥1.3，200 MW以上發電機組應測試極化指數，對于B級絕緣繞組極化指數R10min/R1min≥2.0。

在定子繞組通水情況下，應用水內冷專用搖表測試定子繞組絕緣。通水后繞組的絕緣電阻與內冷水水質有關，不能作為判斷繞組絕緣的依據，但其絕緣電阻應不小于1 MΩ/l kV，否則應檢查內冷水水質。

雙水內冷發電機轉子絕緣在冷態（25℃）未通水時，勵磁電壓500 V以下的用500 V搖表測試，勵磁電壓在500 V及以上的用1000 V搖表測試，其絕緣電阻均應不小于1 MΩ。通水后，用萬用表測試，其絕緣電阻應不小于2 kΩ。

2 雙水內冷發電機內冷水水質要求

雙水內冷發電機內冷水應采用除鹽水或凝結水，當汽輪機凝汽器有循環水漏入時，內冷水補水必須采用除鹽水。內冷水水質應滿足表1要求。

表1 雙水內冷發電機內冷水水質要求

3 影響雙水內冷發電機絕緣的主要因素

3.1 絕緣老化

由于冶金熱電廠雙水內冷發電機組普遍存在運行時間較長，大部分機組累計運行時間都在10年以上，發電機絕緣存在不同程度的老化，絕緣性能老化是影響發電機組絕緣的主要因素。

3.2 溫度因素

發電機運行時隨著機組負荷、環境溫度的增加，發電機鐵芯、線圈溫度隨之增加，溫度升高會加速絕緣材料的老化。目前雙水內冷發電機一般都采用B級絕緣，若發電機運行溫度超過絕緣材料的耐受溫度，則會造成發電機絕緣性能的破壞。

3.3 電壓因素

發電機正常運行過程中，絕緣材料會受到工作電壓和過電壓的影響，其在電場的作用下可能發生不可逆的變化直至性能失效。發電機正常運行電壓應維持在其額定電壓的±5%，若工作電壓過高或不穩定，發電機會存在局部放電和電老化、絕緣的電暈腐蝕和樹枝劣化等現象，絕緣的介質損耗過大，絕緣結構將因過熱而損壞，從而影響發電機絕緣水平。

3.4 內冷水水質因素

雙水內冷發電機線圈直接與內冷水接觸，顯而易見，內冷水水質指標將不符合要求，會直接造成發電機繞組絕緣電阻降低。

3.5 機械因素

發電機運行中，機械負荷的不正常波動，摩擦、振動等因素，會造成發電機定、轉子繞組以及鐵芯疊片之間松動、碰磨，從而造成絕緣破壞，發電機絕緣電阻下降。

3.6 環境因素

若發電機運行在含粉塵、化學成分氣體較高或高溫潮濕等環境中，會對絕緣材料的絕緣性能產生影響，從而造成發電機絕緣電阻降低。

4 雙水內冷發電機絕緣監督

4.1 雙水內冷發電機在線運行絕緣監督

4.1.1 內冷水運行監督

（1）內冷水水質監督

雙水內冷發電內冷卻水水質控制指標主要有pH值、電導率、含銅量、含氧量和硬度等，導電率與發電機絕緣有關，硬度指標是為了防止空心銅導線結垢和堵塞，pH值和含銅量會影響繞組銅線棒的腐蝕程度。發電機內冷水一般采用除鹽水或凝結水，除鹽水的pH 值低，含氧量高，含銅量低；而凝結水的pH高，含氧量低，含銅量高。從運行實際情況看，最難控制的是pH值和含銅量。pH值的變化將影響繞組線圈銅的腐蝕率，有關研究證明，pH值升高到8，銅的腐蝕率可下降1/6，升高至8.5時，腐蝕率下降為1/15。若pH值長期過低，會使線棒銅腐蝕，造成內冷水電導率增加，從而影響電機線圈絕緣電阻，同時內冷水中含銅量過高，也會造成線棒堵塞，影響線圈冷卻效果，造成發電機運行中線圈溫度升高。

某熱電總廠2#發電機（QFS-60-2型雙水內冷發電機），在2018年2月運行檢查時發現發電機轉子接地保護裝置檢測的轉子絕緣電阻值從300 kΩ持續降低至85 kΩ，經對發電機轉子一次回路檢查維護，未發現異常，后對內冷水水質分析發現電導率超標，最高到10 μS/cm，采取加大內冷水箱除鹽水補水量，通過對內冷水箱補水、換水將內冷水電導率控制在2.0 μS/cm以下，轉子回路絕緣電阻恢復正常。

因此運行中要加強發電機內冷水水質監督，通過在線水質監測數據和內冷水取樣化驗分析數據，控制、調節內冷水補水的除鹽水和凝結水的比例，確保內冷水水質符合DL/T801《大型發電機內冷卻水水質及系統技術要求》中規定的發電機定子空心銅導線冷卻水水質控制標準要求。

表2 發電機定子空心銅導線冷卻水水質控制標準

（2）內冷水系統運行監督

對運行中的雙水內冷發電機，應每小時記錄發電機定、轉子內冷水的水壓、流量、溫度等基礎數據，有條件的熱電廠建議增加內冷水差壓檢測，發現有關參數突變、異常，應及時進行檢查分析并進行調整，保證內冷水運行參數滿足機組運行要求。

4.1.2 發電機運行參數控制

對運行的發電機，應監督調整發電機機端電壓在±5%額定電壓范圍內運行，同時監視發電機三相電流平衡，不平衡電流不應超過額定電流的10%，同時監督發電機的振動不超過允許值，避免發電機過電壓、振動對機組絕緣的損害。

嚴格控制發電機進出風溫度。雙水內冷發電機線圈通過內冷水冷卻，鐵芯通風冷卻。進風溫度一般不應超過40℃，最高不允許超過55℃，進風最低不得低于20℃，以防止發電機內部結露，損傷發電機絕緣。

嚴格控制發電機定、轉子線圈溫度。定子線圈溫度通過埋設在線圈槽內的測溫元件檢測，轉子線圈溫度（℃）通過轉子電壓、電流近似計算得到，計算公式：

定子線圈溫度除控制不超過制造廠規定值外，還應監視內冷水出水溫度，如果出水溫度超過80℃，應檢查分析原因，當溫度超過85℃時，應申請停機對線圈進行反沖洗或進一步檢查處理。當線圈層間各測溫點溫差達8 K時，應綜合分析原因，當溫差達14 K時，應申請停機對線圈進行反沖洗或進一步檢查處理。

4.1.3 發電機運行點巡檢及運行環境維護

應嚴格執行發電機運行規程要求，做好運行發電機的點巡檢工作，確保發電機運行參數、機組各部溫度、振動正常，內冷水系統運行正常，檢查發電機內部有無漏水，高阻檢漏儀工作正常等。同時保證機組運行環境符合要求，無高溫、粉塵、漏水等影響機組安全運行異常情況。

4.2 雙水內冷發電機停機檢修絕緣監督

4.2.1 絕緣電阻的測量

發電機停機后，應在熱態和冷態下分別測試機組絕緣電阻值。

冷態測試發電機絕緣，應停止內冷水，必要時在停止冷卻水之前，對定子繞組進行反沖洗。停止內冷水后，打開繞組內冷水排污閥將繞組內冷水排凈，用純凈壓縮空氣或氮氣將發電機繞組內殘余的內冷水吹干。在繞組干燥的情況下，進行定子繞組絕緣電阻、絕緣電阻吸收比、極化指數進行測量。

對絕緣測試要求：

（1）絕緣測試時，搖表或水內冷專用搖表其屏蔽線應與定子繞組匯水管可靠連接。

（2）絕緣電阻值不應低于R1min=100 MΩ。

（3）繞組絕緣電阻吸收比R60″/R15″≥1.3。

（4）200 MW以上發電機組應測試極化指數，R10min/R1min≥2.0（B級絕緣）。

在相近試驗條件(溫度、濕度)下，絕緣電阻值降低到歷年正常值的1/3以下時，應查明原因。

各相繞組絕緣電阻值的差值不應大于最小值的100%。

發電機絕緣電阻測試的意義：

（1）直觀地顯示當前發電機的絕緣水平。

（2）評估發電機是否可以進行后續耐壓試驗或投入運行。若發電機的絕緣電阻或極化指數受污染或受潮而降低，可通過清洗干燥來達到可接受值，如絕緣電阻值因絕緣老化或損壞而減低，應分析檢查原因，經過處理后，絕緣電阻值達到標準后方可繼續進行耐壓試驗。

（3）將當前測試的數值與歷史測試結果比較，評估發電機絕緣老化狀態和趨勢。定子繞組絕緣值受溫度影響非常明顯，因此在進行絕緣數值比較時，應將測試數值校正到統一的溫度40℃。

溫度校正公式：RC=KTRT

式中，RC——校正到40℃的絕緣電阻值，Ω；

KT——在溫度T℃時絕緣電阻的溫度系數（KT=0.5（40-t）/10）；

RT——在溫度T℃時所測量的絕緣電阻值，Ω。

4.2.2 定、轉子繞組反沖洗

水內冷發電機繞組運行由于銅線棒腐蝕結垢，或在內冷水路彎角、縮口處積聚污物，長時間運行，會造成水路局部堵塞，造成冷卻水流量減小，影響繞組冷卻效果，因此必須結合機組檢修進行繞組沖洗。

雙水內冷發電機組在下列情況下，應進行繞組反沖洗：

（1）發電機大修時。

（2）當出現相同流量下，進、出發電機的內冷水差壓變化大于10%。

（3）定子繞組出水溫度高于80℃。

（4）定子繞組層間各溫度測點的溫差超過8 K。

發電機定子繞組反沖洗可以利用反沖洗裝置進行。轉子繞組反沖洗在轉子抽出膛外后外接水管進行。

4.2.3 繞組檢查及水壓試驗

發電機停機檢修期間，應對內冷水回路進行詳細檢查是否有滲漏點，認真檢查發電機內部定子繞組端部引水管及接頭老化情況，是否有滲漏水印跡。對定、轉子繞組按規定進行水壓試驗，檢驗內冷水回路的嚴密性，對于發電機端部線棒引水管、接頭墊片、轉子進水密封圈根據檢查試驗或老化情況進行更換。如果定子端部線棒或發電機轉子風扇葉片上有白色晶狀物，應引起足夠的重視。某熱電總廠1#發電機（QFS-60-2型雙水內冷發電機）在2017年9月大修期間，發電機解體檢查發現轉子風扇葉片及定子端部線棒上有白色晶狀物，懷疑定子繞組內冷水有輕微滲漏，通過定子繞組水壓試驗，確定定子繞組B相下層線棒端部漏水。由于運行中發電機內部溫度較高，定子線棒內冷水輕微泄漏，少量的內冷水經高溫汽化，通過轉子的風扇鼓風帶走，經歷一段時間會在定子端部線棒和轉子葉片上留下白色結晶體。

雙水內冷發電機水壓試驗一般按制造廠標準執行。某熱電總廠QFS-60-2雙水內冷發電機水壓試驗標準：定子繞組試驗水壓0.5 MPa，8 h水壓穩定為合格，轉子水壓試驗水壓5.0 MPa，8 h水壓穩定為合格。

4.2.4 大修時電氣試驗

雙水內冷發電機大修時電氣試驗內容與其他型式發電機相同，主要有繞組直流電阻測試、直流耐壓及泄漏電流試驗、交流耐壓試驗，對累計運行時間20年以上發電機機組，應進行定子繞組老化鑒定。

雙水內冷發電機電氣試驗應注意的問題：

（1）試驗應在發電機冷態下進行。

（2）一般情況下試驗前將繞組內冷水放盡，并用壓縮空氣吹干繞組內積水。

（3）定子繞組直流電阻測量時，繞組表面溫度與周圍空氣溫差應在±3℃范圍內，測量數值與歷史測試結果比較，各相繞組直流電阻的差值應不大于最小值的1.5%，當差值大于1%時，應引起注意，檢查定子繞組接頭是否有脫焊。

（4）轉子繞組直流電阻測試時，繞組表面溫度與周圍空氣溫差應在±3℃范圍內，測試數值與發電機出廠或初次交接試驗數值折算到相同溫度下的數值比較，差值不應超過±2%。若差值在-2%以下，則繞組可能存在匝間短路，若差值在+2%以上，則可能存在接頭接觸不良或脫焊現象。

（5）雙水內冷發電機直流耐壓試驗，宜采用低壓屏蔽法。試驗電壓按每級0.5Un分階段升高，每階段停留1 min。試驗時，泄漏電流隨試驗電壓成比例上升，在規定的試驗電壓下，三相繞組的泄漏電流應平衡，各相泄漏電流的差值不應大于最小值的50%，最大泄漏電流不超過20 μA，且與歷史試驗結果比較不應有明顯的差別。如果泄漏電流在某一試驗電壓下急劇增加或泄漏電流隨時間的延長而增長，或泄漏電流表有周期性劇烈擺動，則說明繞組絕緣不正常，應分析檢查原因。

（6）雙水內冷發電機交流耐壓試驗在通水情況下進行，內冷水要在循環狀態下且必須保證內冷水水質合格。在不通水情況下，應將繞組內冷卻水用壓縮空氣吹干，嚴禁未將水吹干凈就進行交流耐壓試驗，否則潮濕的絕緣引水管內壁在試驗過程中有可能會發生閃絡。

（7）交流耐壓試驗時應依據電力設備預防性試驗規程，考慮絕緣內部累積效應，結合機組累計運行時間、繞組絕緣老化狀況等確定合適的試驗電壓。長期的經驗證明，大多數發電機按照通過（1.3～1.5）Un交流耐壓試驗后，能保證兩次大修之間的安全運行。

5 結束語

雙水內冷發電機由于結構特殊，影響發電機絕緣因素較多，通過加強對發電機內冷水水質及內冷水系統運行監督，發電機運行及檢修絕緣監督等工作，保證雙水內冷發電機安全穩定運行。