新投产发电机组首次大修技术方案的探讨_张义娜

装初期存在的缺陷，这就给发电机组正常运行埋
下了隐患。
（ 3） 定子引线手包绝缘绝缘水平不满足要
求时
引线手包绝缘试验过程中，当试验电压升至
7 V 时，C 相首端套管出现对绝缘引水管水电连
接头放电现象。若此种状况任其发展，最终将导
新投产发电机组首次大修技术方案的探讨
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新投产发电机组首次大修技术方案的探讨
机组定期大修是保障机组安全、稳定和经济运行的有 效措施。针对某电厂 1# 发电机组投运以来的运行状况， 对机组展开了一系列的试验项目，采取了有效的试验方 案； 分析机组各个部位的故障现象，针对不同的故障问 题，制定了可行性的检修方案； 并对机组运行、维护及平 时工作制度，提出了有针对性的建议。保证了机组可靠稳 定运行，对机组的大修提供了有价值的参考依据。
图 4 C 相尾端引线并联块手包绝缘情况
3） C 相首端引线并联块手包绝缘的绝缘层仅 包裹了一层自粘带； 出线套管水电连接处未包扎 云母带，仅包扎了一层自粘带且未包满 60% 的接 触面。现场采集如图 5 所示。
头会产生局部过热现象，如此长期运行，会促使 绝缘材料逐渐老化。
（ 2） 定子绕组运行环境不理想 鉴于发电机励磁侧密封系统存在明显的漏油 问题，使得定子绕组引线部分实际运行环境远达 不到理想运行状态的要求； 同时由于手包绝缘安
图 3 A 相首端引线并联块螺栓连接情况
（ 2） 发电机定子绕组引线并联块手包绝缘检 查情况
1） A 相尾端引线并联块手包绝缘的绝缘层包 扎层数不足，手包绝缘顶部尚未封满。
2） C 相尾端引线并联块手包绝缘的绝缘漆涂 刷不完整。现场采集如图 4 所示。
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试验过程中，当电压升至 7 kV 时，C 相首端 套管出现对绝缘引水管水电连接头放电现象； 同 时，A 相首端引线并联块和 C 相首端引线并联块 泄漏电流 IμA = 50 μA、IμC = 57 μA，其值远大于 规程标准———试验直流电压数值为设备额定电压 时，IμA数值应小于 30 μΑ。
分析表明，C 相出现套管手包绝缘部分可能 存在环 氧 胶 填 充 不 实、 进 油 和 固 化 不 良 等 缺 陷； A、C 相首端引线并联块手包绝缘部分可能存在手 包绝缘分层、表面不清洁等问题。
测量绝缘电阻，实为测量电介质在外 加直流电压下产生的电流。对于干燥、完 整无损的良好绝缘，其电流很小、绝缘电 阻数值很高； 绝缘受潮、含有杂质及存在 贯穿性损伤时，极化加强，吸收电流、电 导电流增大，此时，绝缘电阻数值下降。
此外，电介质中存在吸收现象。试验 中，吸收比为加压 60 s 测量的绝缘电阻与 加压 15 s 测量的绝缘电阻的比值。根据吸 收比的大小来判断绝缘的好坏。绝缘良好 时，其电导电流一般很小，相对而言吸收 电流较大，吸收比值较大，反之吸收比值 较小。
桥” 法。测试时，先将非被测绕组短路接地，后
分别测量各相的直流电阻值。
对其直流电阻值，每相测量 3 次，下次测量
在上次测量电桥平衡破坏后再度进行； 各次读数
与 3 次读数平均值之差在 0. 5% 以内时，取 3 次读
数平均值作为测量值。试验结束后，依据以下规 定判断定子绕组的直流电阻状况 ［2］：
1） 各相或各分支直流电阻值互差，以及各
就试验数据进行分析计算，所得结果大于规 程中规定———引起关注数值 1. 0%［3］。结果表明： 可能存在线圈接头焊接质量不合格，线圈、引线 有折断或接触不良等问题。
3. 定子绕组的交流耐压试验 交流耐压试验所用的电压要远比运行电压高。 交流耐压试验能发现绝缘逐渐陈旧、老化等问题， 同时也能判断出电气设备绝缘存在的局部性缺陷。 在交流耐压试验中，试验电压数值的确定是整个 试验的关键； 除此之外，电压的频率、波形、加 压时间及被试品温度等都将直接影响试验结果。 试验前，首先拆除由高压试验变压器引向被 试品的连线，使调压器归位零处； 合上电源刀开 关，慢慢升压，确保试验回路连线正确，试验设 备、仪表完好； 然后调整保护间隙，使放电电压 为试品电压的 1. 1 ～ 1. 5 倍； 而后升压至试验电压 值，持续 1 min，后将电压降为零，切断电源。 试验开 始 后，试 验 电 压 在 达 到 规 定 电 压 值 40% 以前，任意调整升压； 其后均匀升压，速度 为每秒约 3% 试验电压。升压过程中，监视有关 设备、仪表和高压回路； 电压升至试验电压时， 计算持续时间，读取试验电压及电容电流值； 到 达时间要求后，均匀降低电压至零，切断电源［4］。 试验结束后，使其发电机定子绕组处于通水 状态下，使用水内冷定子专用兆欧表测量定子每 相绕组的绝缘电阻，计算吸收比。 所得结果，其绝缘电阻、吸收比与耐压试验 前相比，无 显 著 变 化。结 果 表 明 定 子 绕 组 绝 缘 尚好。 4. 定子引线手包绝缘试验 测量采用端部绝缘泄漏电流测量法。测量时， 首先对需测试的手包绝缘部位包裹锡箔纸，后对 手包绝缘 一 侧 施 加 与 额 定 电 压 相 同 的 直 流 电 压， 而后测 量 另 一 侧 的 泄 漏 电 流 及 电 压 值。 测 试 前， 将三相绕组首尾相连并短接，后 经 微 安 表 串 入 100 MΩ 电阻后接地。每次测试完毕后将绝缘杆接 地放电 1 min，以 便 充 分 放 电 后 进 行 下 一 次 测
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归因于机组轴电压过大，轴承支架与底座之间绝 缘不良，设计安装时，所有的油管、螺杆和螺钉 等处未采取绝缘措施。
危害
（ 1） 定子绕组接头接触电阻偏大
发电机 定 子 绕 组 长 期 处 于 高 温 状 态 下 运 行，
当绕组接头接触电阻较大时，接触电阻增大的接
1# 机组于 2008 年 8 月投产，2011 年 C 级检修时，曾对发电机进行抽转 子检查。机组运行至今，机组大轴有振 动现 象， 有 轻 微 烧 焦 味， 机 组 有 过 热 现象。
对于目前机组运行状况，有必要对 机组进行一次彻底大修。机组大轴有振 动现象，说明机组大轴部位存在较为严 重的问题； 有轻微烧焦味，也许机组某 部位可能存在有绝缘老化状况； 机组有 过热现象，说明机组某些部位有泄露电 流，绝缘不良等情况。考虑至此，对机 组大修进行如下主要试验项目： ①定子 绕组绝缘电阻、吸收比测量试验。②定 子绕组的直流电阻测量试验。③定子绕 组的交流耐压测量试验。④定子引线手 包绝缘试验。⑤转子绕组的直流电阻测 量试验。⑥轴电压测量试验。
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表 检修前后吸收比数据
试验
相序
A相
B相
C相
修前 修后
2. 47 5. 67
2. 14 5. 80
2. 66 5. 60
试验数据表明发电机绝缘状况良好，满足规
程中规定———吸收比应不小于 1. 6。分析表明定
× Ｒa
（ 3）
式中，t0 为测量时绕组平均温度。
2） 发电机相间直流电阻差值与历年数值相
对变化大于 1% 时，应引起注意。
3） 发电机相间直流电阻差值大于 1% 时应引
起注意。
试验结果表明，发电机三相定子绕组直流电 阻大于 往 年 测 试 数 值。 其 中： Ｒao = 1. 773 mΩ， Ｒbo = 1. 758 mΩ，Ｒco = 1. 778 mΩ。
5. 转子绕组的直流电阻测量试验 测量转子绕组直流电阻的目的： ①检查绕组 的焊接质 量。② 检 查 绕 组 或 引 出 线 有 无 折 断 处。 ③检查层、匝间有无短路现象。④检查并联支路 的正确性，是否存在由几条并联导线组成的绕组 发生一处或几处断线情况。 测量转子绕组直流电阻的方法和测量定子绕 组直流电阻的方法相同。测量结果与初次所测结 果 0. 065 03 Ω （ 15℃ ） 比较，其值不大于 2% 为 转子绕组状况良好。 转子 绕 组 直 流 电 阻 测 量 试 验 实 测 数 值 为： ＲPN = 0. 161 16 Ω，较初次测量数值上升 0. 43% ， 远小于 2% 的标准，转子绕组状况良好。 6. 轴电压测量试验 所谓轴电压，是指电动机运行时电动机两轴 承端或电动机转轴与轴承间所产生的电压。实际 中，发电机轴电压一直是存在的，数值一般较小， 通常不超过十几伏； 但当绝缘垫因油污、老化或 损坏等原因失去作用时，轴电压足以击穿轴与轴
测试时，断开被测设备电源，使设备 短路接地、充分放电； 拆除被测设备所有 对外连线； 使每相绕组首尾短接，将非被 测绕组、转子绕组连接至机壳； 使发电机 外壳良好接地； 用绝缘把手将相线接触到 被测量绕组引出端上，进而测量［1］。
记录 15 s、60 s 时的绝缘电阻值； 此 后，使被测绕组回路电气连接机壳 5 min 以上，使其充分放电。定子绕组的绝缘电 阻、吸收比试验分两次进行，分别为修前 试验、 修 后 试 验。 吸 收 比 数 据 如 下 表 所示。
针对机组的运行现状，本文主要针 对发电机定子、转子和大轴等部位进行
试验，对其制订相应的试验方案。通过对 每一项实验数据进行定量或定性分析，得 出具体结论。对于在实验过程中发现的缺 陷和故障现象，对其进行原因分析，以制 定有针对性的检修方案。最终得出本次大 修的技术结论。
试验
1. 定子绕组的绝缘电阻和吸收比测 量试验
子绕组绝缘不存在贯穿性缺陷，绕组干燥度良好，
满足设备运行要求。
2. 定子绕组的直流电阻测量试验
直流电阻测量是发电机大修及预防性试验中
不可或缺的重要试验项目。通过直流电阻的测量
可以检测以下几方面的问题： ①线圈有无层、匝
短路现象。②线圈、引线有无折断或接触不良处。用 “双臂电
承间的油膜而发生放电，久而久之，会使润滑油 和冷却油的油质逐渐劣化，严重时会导致转轴和 轴瓦烧坏，造成停机事故［6］。