发电机定子绕组出水温差大原因分析与防范措施

吴圣旺

【摘 要】介绍发电机定子绕组温差大的检查过程,并通过一系列试验确定温差大的原因为热电偶焊接及包扎不规范,由此提出了运行期间和检修期间应采取的防范措施,为同类型发电机组隐患的治理提供借鉴. 【期刊名称】《河北电力技术》 【年(卷),期】2008(027)0z1 【总页数】3页(P40-41,52)

【关键词】发电机;定子绕组;出水温差;热电偶 【作 者】吴圣旺

【作者单位】神华河北国华沧东发电有限责任公司,河北,沧州,061113 【正文语种】中 文 【中图分类】TM310

1 设备概况

神华河北国华沧东发电有限责任公司1号汽轮机组由上海发电机有限公司设计制造，额定功率600 MW，额定电压20 kV，额定电流19 245 A，冷却方式为水-氢-氢，2006年6月投入商业化运行。 1.1 定子绕组结构

定子槽数42槽，每槽放置上下两层绕组，水内冷的定子绕组是由实心股线和空心

导线交叉组成，空实心铜线之比为1：2，均包有玻璃丝绝缘层。上层绕组的导线截面积比下层的大；上层由4排、每排5组空心股线组成，下层为4排4组。因上下层绕组空心导线面积不等，运行中上、下层绕组存在温差，因此在监测出水温度时，也监测同层绕组的出水温度。 1.2 定子绕组冷却水路

冷却水从励磁侧总进水汇流管通过连接的聚四氟乙烯绝缘引水管流入定子绕组，再从绕组出水流入汇流管。每根上层或下层绕组各自形成一个独立的水支路，共有84个并联的绕组水支路。另有6路冷却水从励磁侧的总进水汇流管进入，通过绝缘引水管流经绕组端部连接线、主引线、出线瓷套端子和中性点母线后，进入出线盒中的小汇流管，再流入汽轮机侧总出水汇流管流回定子水箱。 1.3 温度监测配置

在近汽轮机侧定子槽部上下层绕组之间每槽埋置1个电阻测温元件，共42个Pt100铂电阻测温元件监测绕组层间温度。在汽轮机侧的上下层绕组出水接头各装有测温热电偶1个，共有84个铜-康铜Pt热电偶监测出水温度。该发电机出水温度的测点点焊在汇水管上，然后在外层包隔热材料。 2 问题检查及原因分析

2006年5月30日，1号机组整体启动进行电气试验。30日早8:30发电机绕组冷却水出水温度互差4 ℃左右，初步判定不影响发电机短路试验，只需确认测温元件准确性；11:00发电机具备短路试验条件，发电机绕组冷却水出水温度互差达到11 ℃；13:00显示温度准确；13:30运行人员无法调节氢冷器出水调节门，将氢冷器进出口手门关闭，处理氢冷器出水调节门，这时发电机出水温差11 ℃，判断属于温度测点受氢温影响。立即恢复系统，氢温及绕组冷却水出水温度恢复正常。经过分析确定由于氢冷器退出时，部分绕组出水测温元件受氢温影响变化较大，造成温度偏高现象，此现象不影响发电机进行短路试验。

检测数据显示，部分绕组出水测温元件受氢温影响变化幅度比水温大。从上述绕组出水测温元件温度变化情况判断，汽轮机侧汇水管上的测温元件包裹效果不好，受冷氢影响较大，不利于机组运行中出水温度超温判定。

机组并网后对绕组出水温度进行观察，600 MW时发电机上层绕组出水测温元件测温点18号槽温度最高(56 ℃)，11号槽温度最低(48 ℃)，温差8 ℃；下层绕组出水测温元件测温点1号槽温度最高(56 ℃)，35号槽温度最低(50 ℃)，温差6 ℃，符合制造厂家说明书要求。负荷为650 MW试验时，发电机上层绕组出水测温元件测温点18号槽温度最高(60 ℃)，11号槽温度最低(50 ℃)，温差10 ℃；下层绕组出水测温元件测温点1号槽温度最高(59 ℃)，35号槽温度最低(52 ℃)，温差8 ℃，未达到制造厂家要求的保护解列温度值。

2006年6月24日20时50分1号发电机168 h试运期间，发现定子绕组内冷水出水温差达到10 ℃，超过制造厂家规定的8 ℃报警值，分析认为出水测温元件未包好，受冷氢影响温度低而造成温差达10 ℃，但不影响机组正常运行。 在1号发电机D级检修时，对上、下层绕组温度测点进行了处理，制造厂家技术人员对上层绕组2号、10号、11号槽绕组出水温度测点进行现场重新包扎。随后的运行结果表明，10号槽绕组出水温度测点处理效果较好，11号槽绕组出水温度测点未能达到预期效果。2号槽上层测温元件运行中温度降低10 ℃，经测量，判断为测温元件损坏，温度显示不准确，造成出水温差增大。 3 对绕组层间及出水温度的有关规定

按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的规定，定子绕组层间测温元件的温差和出水支路的同层绕组出水温差应进行监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子绕组层间最高与最低温度间的温差达8 ℃或定子绕组引水管出水温差达8 ℃时应报警，并及时查明原因，此时可降低负荷。定子绕组温差达14 ℃或定子引水管出水温差达12 ℃，或任一定

子槽内层间测温元件温度超过90 ℃或出水温度超过85 ℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。

制造厂规定，在任何负载下，如定子绕组上层或下层绕组的出水温差中有达到12 K或槽内层间的温差达到14 K，必须立即降负荷，以验明读数的真伪，如读数正确，当温差再次达到限值，则必须立即跳闸解列，否则会严重损伤定子绕组。 4 防范措施 4.1 运行期间

a. 监视绕组出水温差，有异常增加时引起注意，对2号、11号槽绕组采用监视层间温度测点方法进行监视，若绕组温度有上升趋势，温度超过90 ℃时应立即停机处理。

b. 按定期工作标准要求对定子冷却水系统进行反冲洗，避免水系统堵塞。 c. 运行期间保持氢气纯度为97%以上，氢气压力为0.4 MPa，定子冷却水流量维持105 t/h，氢温控制在43 ℃，水温控制在45 ℃左右。

d. 如果层间温差超过10 ℃时，依次采取措施：降无功负荷；降低定子冷水温度，并保证定子冷水温度高于氢气温度；提高氢气温度。

e. 运行值班人员在出水温差正常时，每4 h打印一份出水温度表。当出水温差达到8 ℃及以上时，每30 min打印一份出水温度表，监督温度变化情况。 f. 严格按照制定的防范措施控制发电机各系统运行参数，密切监视发电机出水温度高的绕组在运行中的温度变化情况。

g. 点检员每月对发电机进行运行状态分析，了解发电机各参数变化情况，判断发电机运行工况的良好性，使设备得到掌控。 4.2 检修期间

a. 首先在控制室DCS画面记录所有测温元件的温度读数，在发电机测温接线端子板上直接测量和记录上述测温元件的读数，与DCS监测并记录的读数进行比较，

检查出线端子板上接线柱有无腐蚀或松动迹象。

b. 停机大修期间，拨开发电机汽轮机侧汇水环引水管处绝缘及隔热层，检查测温元件焊接位置是否正确、一致，焊接点接触是否良好，对运行时记录数据中出水测温元件偏大和偏小、焊接位置不一致的测温元件全部重新焊接。

c. 检查焊接是否牢固，保持焊接区域段的清洁，不得有焊料等杂物粘附在表面。用裁剪合适的白坯涤纶毡将热电偶紧包5层于水接头表面，涤纶毡外再叠包1层聚酯薄膜，最后包扎6层玻璃丝带，刷环氧胶粘剂。

d. 处理工作结束后，在发电机测温元件引出线端子板上测量各元件良好，恢复引水管处绝缘，并刷绝缘覆盖漆。 5 防范效果

检修期间，发电机进行正反冲洗检查后滤网无异物，水质合格，并进行超声波水流量测试，绕组无严重堵塞现象。2007年10月20日发电机出水温度测温元件全部更换完毕，冷态温差最大只有3 K，发电机进行热水流试验，试验结果合格。 检修后发电机出水温差在600 MW时最大为6 K，符合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的规定。 6 结束语

通过发电机运行中各参数变化情况，以及检修中各项相关试验判断，沧东电厂1号发电机定子绕组不存在严重堵塞问题，出水温差的原因为测温元件受冷氢影响显示不准，通过检修更换全部测温元件，并统一焊接位置后，达到了预期效果，为同类型机组相同隐患的治理提供了宝贵经验。