大型发电机运行中线棒出水温度异常对比分析

韩金华，张晓鹏，贾少华，付瑞清（大唐华中电力试验研究所，郑州 450000）

大型发电机运行中线棒出水温度异常对比分析

韩金华，张晓鹏，贾少华，付瑞清
（大唐华中电力试验研究所，郑州 450000）

本文介绍了三台600MW大型发电机运行中定子线棒出水温度异常的不同情况，采用横向对比和纵向对比的分析方法，对分析中应考虑的注意事项、数据特征、分析方法等提出了指导意见。

定子线棒；出水；温差大；历史数据

0 引言

目前，国产600MW发电机组定子线棒采用水内冷方式运行时，通过监测线棒出水温度可以及时有效地发现内冷水回路是否存在问题，防止因内冷水回路堵塞造成发电机线棒烧损的事故。在 DL/T 1164-2012《汽轮发电机运行导则》和《防止电力生产事故的二十五项重点要求》中，均有水氢冷定子线棒引水管同层出水温差达 8℃时应报警的要求。本文介绍了三台国产600MW发电机运行中线棒出水温度报警后的不同现象以及后续的分析处理情况，对运行中发电机线棒出水温度监测分析需考虑的注意事项、数据特征和需采取的分析方法等提出了指导意见。

1 机组1情况介绍

某电厂660MW发电机在2015年大修后恢复运行。该机组上下层总计 84根线棒，每两根线棒分别在汽端和励端公用一根绝缘引水管，共计 42个线棒出水温度测点、42个线棒层间温度测点。恢复运行3天后发现线圈出水温差超过8℃，满负荷运行时最大温差达到12.7℃，但线圈层间温度测点未发现温度偏差的异常。电厂立即对该异常现象组织分析幵计划采取相应检查措施，此时，该机组突然在运行的第5天发生定子接地故障，造成发电机故障跳闸。抽转子检查发现汽端23槽下层线棒出槽口处有明显放电痕迹，此后，处理该缺陷共计抬出线棒18根，更换故障线棒1根。故障线棒返厂进行解剖检查，发现线棒励端水电接头内有异物堵塞，造成该线棒运行中内冷水的冷却效果下降，靠近汽端位置的线棒发热明显，幵引发线棒主绝缘过热，过热温度超过线棒F级绝缘的最高耐受温度；同时，该发电机每相定子绕组为 14根线棒串联，故障线棒电气位置位于B相靠近高压端的第3根，正常运行时对地电压约为10.89kV，电压较高，在线棒主绝缘过热受损、绝缘水平下降的情况下，在定子槽口附近发生绝缘击穿。

该发电机更换故障线棒后，经试验合格再次恢复投运，投运后密切监测线圈出水温度。再次发现运行3天后线圈出水温差超过8℃，满负荷运行时最大温差达到10.7℃。再次分析讨论时认真对比了该发电机运行中的历史数据、停机检查试验、故障前后数据，得出了明确的结论，避免了机组再次故障击穿。针对该机组情况分析如下：

1.1故障前后线棒出水温度监测数据对比

对所有42个出水温度测点对比其故障前后的温度数据，提取主要特征数据汇总见表1。

表1　机组1故障前后线棒出水温度监测数据对比

根据表1分析，得到以下几点数据特征，可以发现故障前后数据特征呈现明显的差异性：

（1）故障后运行期间，出水温度最高的几个测点为：16点、6点、31点（由高到低），温度最低的几个测点为：19点、29点、28点（由低到高）；故障前运行期间，出水温度最高的几个测点是：23点、16点、6点、31点（由高到低），温度最低的几个测点是：28点、19点、29点（由低到高）。除23点外，故障前后两次运行监测数据显示的温度高点与低点基本一致。

（2）故障后运行期间，在满负荷时温度最高点与平均温度差值为 3.6℃，相对较小，而温度最低点与平均温度差值为 7.1℃，相对较大；故障前运行期间，在满负荷时温度最高点与平均温度差值达 8.6℃，相对较大，温度最低点与平均温度差值为4.1℃，相对较小。

（3）故障后运行期间，在满负荷时出水温度最高点（16点）与次高点（6点）温度之差仅为0.3℃；故障前运行期间，在满负荷时出水温度最高点（23点）与次高点（16点）温度之差为5.5℃。

1.2出水温度高点和低点的历史数据分析

查阅出水温度高点、低点近两年的历史数据，幵和本次故障后运行数据对比见表2，可以看出，在满负荷情况下，温度最高的16点、6点、31点相对平均温度总是正偏差（仅6点在2014年11月时为负偏差），温度最低的19点、29点、28点相对平均温度总是负偏差，且各自偏离平均值的幅值基本稳定；而本次故障后满负荷运行期间，温度最高的16点、6点、31点和历史数据基本一致，而温度最低的19点、29点、28点与平均温度偏差则明显比历史数据偏大。

表2　机组1出水温度高点和低点的历史数据对比

结合表2，查阅本次故障检修记录，发现温度最低的19点、29点、28点在本次故障中均因更换线棒被拆装过，故障前后温度与平均值的偏差发生了明显变化；而温度最高的16点、6点、31点在本次故障中未被拆装过，故障前后温度与平均值的偏差变化很小。

1.3更换线棒后水流量测试情况

更换线棒后，停机期间进行了内冷水流量测试，结果表明所有水回路流量基本一致，最大偏差不超过平均值的10%，线棒内冷水回路不存在明显堵塞现象。

1.4结论

故障前后两次起机过程中的温度监测数据特征存在以下几点较明显差异：

（1）故障前运行期间，出水温度最高点(23点)较平均值偏高较多、温度最低点较平均值偏低较小；故障后运行期间则相反，表现为出水温度最高点较平均值偏高较少、温度最低点较平均值偏低较多。

（2）故障前运行期间，温度最高点(23点)与几个次高点温度相差较大，呈现明显的个体性差异；故障后运行期间，温度最高点与几个次高点温度基本相当，没有明显的个体性差异。

（3）温度最高点（16点、6点、31点）的温度在故障前后与平均值偏差基本和历史数据一致，没有明显变化；温度最低点（19点、29点、28点）的温度在故障前与平均值历史数据基本一致，故障后温度与平均值偏差则明显比历史数据偏大。

（4）温度最低点（19点、29点、28点）的热电偶在故障更换线棒期间均进行过拆装，有可能对测点的温度测量造成影响。

（5）水流量测试结果表明内冷水系统没有明显的堵塞现象。

1.5处理情况

认为发电机故障前后两次线棒出水温度异常的特征明显不同，故障前有突出的个体性温度高线棒，故障后无明显温度高的个体性线棒，故障后幵没有明显影响机组安全运行的故障特征，建议机组保持正常运行；运行期间，加强对发电机线棒和出水温度、温差及内冷水压力、流量等的监视、记录和趋势分析工作；结合停电检修机会对温度偏高和偏低的测温元件进行重新安装或更换，安装或更换测温元件时必须严格执行相关工艺和规范。

此后，该发电机保持运行至今未见异常。

2 机组2情况介绍

某电厂600MW发电机2015年8月运行期间，出现定子线棒出水温差偏差大的情况，负荷在500MW 左右时，其内冷水上层和下层出水温差均超过8℃，当负荷达到600MW时，其上层出水温差达到10.9℃、下层出水温差达到9.3℃。

参照机组1故障后的分析方式，对机组2进行分析。机组2与机组1不同之处在于其每根线棒在励端和汽端对应1根绝缘引水管，共计84根线棒，42个上层线棒出水温度测点和42个下层线棒出水温度测点。

2.1机组2近期运行期间温度分析

对所有42个上层出水温度测点和42个下层出水温度测点分别汇总，对比其同层出水温度数据，提取主要特征数据汇总如表3、表4所示：

根据表3、表4分析，可以得到以下几点数据特征：

（1）机组 2运行监测数据显示上层出水温度最高的测点主要是：18上、25上、19上（由高到低），上层温度最低的测点主要是：38上、29上、37上（由低到高）；下层出水温度最高的测点主要是：31下、30下、32下/34下/36下（由高到低），下层温度最低的测点主要是：26下、28下、20下/22下（由低到高）。各负荷下运行监测数据显示的出水温度高点与低点位置基本一致，且上层和下层温度最高的点不在同一槽内。

（2）在满负荷时上层出水温度最高点与平均温度差值为 3.6℃，相对较小，而温度最低点与平均温度差值为 7.3℃，相对较大；同样，下层出水温度最高点与平均温度差值为 2.5℃，相对较小，而温度最低点与平均温度差值为6.8℃，差值较大。

2.2出水温度高点和低点的历史数据分析

查阅出水温度高点、低点近两年的历史数据，幵和近期运行数据对比见表5、表6。

根据表5、表6分析得出：在满负荷情况下，上层温度最高的点（18上、25上、19上）相对平均温度总是正偏差，而上层温度最低的点（38上、29上、37上）相对平均温度总是负偏差，且历次数据中各自偏离平均值的幅值基本保持稳定；下层温度最高的点（31下、30下、32下/34下/36下）相对平均温度也总是正偏差，而下层温度最低的点（26下、28下、22下/20下）相对平均温度总是负偏差，且历次数据中各自偏离平均值的幅值基本保持稳定，没有明显变化。

2.3水流量测试结果

查阅2015年4月机组检修期间水流量测试记录，结果表明所有水回路流量基本一致，最大偏差不超过平均值的10%，线棒内冷水回路不存在明显堵塞现象。

2.4结论

（1）机组 2运行中监测数据显示线棒同层出水温度最高点较平均值偏高较少、温度最低点较平均值偏低较多。

表3　机组2上层线棒出水温度监测数据

表4　机组2下层线棒出水温度监测数据

表5　机组2上层出水温度高点和低点的历史数据对比

表6　机组2下层出水温度高点和低点的历史数据对比

（2）对比历史数据，上层和下层线棒出水温度的最高点和最低点近两年来与平均值偏差幅值基本保持稳定，没有明显变化。

（3）温度高点与低点对应线棒在发电机定子上的位置分布没有明显相关性，不存在热点集中分布的情况。

（4）根据最近一次水流量测试结果，机组 2内冷水系统没有明显的堵塞现象。

（5）上层温度最低的38号、下层温度最低的26号线棒测点温度明显偏低3~4℃，而其他温度较低的线棒测点温度和平均温度相差不大，同时，温度最高的几个测点温度和平均温度相差也不大。分析认为，上述个别温度低点的温度测试值过低是机组2出水温差超过8℃的主要影响因素。

2.5处理情况

认为当前机组2幵没有明显影响安全运行的故障特征，建议机组保持正常运行；运行期间，加强对发电机线棒和出水温度、温差及内冷水压力、流量等的监视、记录和趋势分析工作；结合停电检修机会对个别温度偏低的测温元件进行重新安装或更换，安装或更换测温元件时必须严格执行相关工艺和规范。

此后，该发电机运行至今未见异常。

3 机组3情况

某电厂600MW发电机2015年9月运行期间，发现定子线棒出水温差偏差大的情况，负荷在400MW左右时，其内冷水上层出水温差超过8℃，当负荷达到 580MW 时，其上层出水温差达到10.7℃。机组3线棒冷却方式同机组2。

3.1机组3近期运行期间温度分析

对 42个上层出水温度测点数据汇总，对比其同层出水温度数据，提取主要特征数据汇总如表7所示。

根据表7分析，上层出水温度最高的测点主要是：32点、11点、30点（由高到低），上层温度最低的测点主要是：22点、20点、27点（由低到高）；在578MW时上层出水温度最高点与平均温度差值为4.3℃，略微偏大，最高点比次高点偏高1.8℃，最低点与平均值差值为6.4℃，相对较大。

表7　机组3上层线棒出水温度监测数据

3.2出水温度高点和低点的历史数据分析

查阅出水温度高点、低点近两年的历史数据，幵和近期运行数据对比见表8。

表8　机组3上层线棒出水温度高点和低点的历史数据分析

根据表8分析得出：在接近满负荷情况下，上层温度最高的点（32、11、30）相对平均温度总是正偏差，除 32点外偏离平均值的幅值基本稳定，32点在2013年至2014年间温度偏离平均值的幅值明显发生了变化；而上层温度最低的点（22、20、27）相对平均温度总是负偏差，且各自偏离平均值的幅值基本稳定，其中22点一直为最低温度点。

3.3检修期间情况

机组3在2014年2月进行了大修，大修期间更换了6根上层线棒（包括26、27、28、30、31、32测点对应的线棒），更换线棒时，对出水温度测点的热电偶进行了拆装。大修后起机前进行了水流量测试，结果表明所有水回路流量基本一致，最大偏差不超过平均值的10%，线棒内冷水回路不存在明显的堵塞现象。

3.4结论

（1）对比2013年11月与2014年11月历史运行监测记录，机组3在2014年2月检修前后，上层线棒出水温度最高点32点和最低点22点温度值相对于平均值的变化幅度较大，其中32点温度值相对平均值的正偏差由0.2%增大至7.0%，而从2014年检修后运行至今基本保持不变，考虑到 32号线棒在检修中进行了更换，故很大可能造成测温元件及装置的状态发生了变化，其测温结果有可能不能真实反映该点的出水温度实际值；最低点 22点温度值相对平均值的负偏差由 6.7%增大至10.6%， 2014年11月以后长期稳定，且一直偏低。故认为32点温度测试值偏高和22点温度测试值偏低是目前机组 3出水温差超过 8℃主要的影响因素。

（2）除32点和22点外，其余各点出水温度相对于平均值的变化幅度相对较小；上层其他出水温度的高点和温度最低点近两年以来与平均值偏差幅值基本保持稳定，没有明显变化。

（3）温度高点与低点对应线棒在发电机定子上的位置分布没有明显相关性，不存在热点集中分布的情况。

（4）根据最近一次水流量测试结果，机组 3内冷水系统没有明显的堵塞现象。

3.5处理情况

认为当前机组3幵没有明显影响机组安全运行的故障特征，建议机组保持正常运行；运行期间，加强对发电机线棒和出水温度、温差及内冷水压力、流量等的监视、记录和趋势分析工作；结合停电检修机会对个别温度偏低的测温元件进行重新安装或更换，安装或更换测温元件时必须严格执行相关工艺和规范。

此后，该发电机运行至今未见异常。

4 总结及反思

（1）三台机组均出现线圈出水温度异常幵报警的情况，有的机组发生了线圈烧损，有的机组则采取了监督运行的方式，未立即停机。因此，应针对不同情况采取不同策略，既不能对异常情况疏忽大意，又不宜采取直接停机的处理方式，必须加强数据分析，科学全面地统计对比，才能避免不必要的损失。

（2）分析数据时，必须采取纵向和横向对比的方式，既要和历史数据纵向对比，查看其发展变化趋势，又要和当前数据横向对比，查看不同测点间的温度差异情况。

（3）应特别关注温度高点和温度低点情况，认真对比和分析。如出现个别测点温度明显偏高，应引起足够的重视，查明原因，区别对待。如机组1故障前数据表明，温度高点（23点）历史温度不高，温度测点未进行过更换处理，在检修投运后温度突然变高，5天后烧损线棒；而机组3温度高点（32点）虽在2014年检修后测温情况发生了较大幅度的变化，但该测点在 2014年检修中进行了元件更换，且从2014年检修后运行一年多基本保持不变，故可判断为温度测试值偏高。

（4）如温差超过8℃是个别温度点温度过低造成，最高点不高，最高点和平均值及多个次高点间差异不大，可重点查看温度低点，如机组2情况，这种情况下对机组运行影响不大。

（5）检修中更换温度测点应严格控制工艺，同时对检修前后温度监测的变化要重点关注，防止工艺控制不良造成后续温度测试值偏差大幵对运行监测产生不良影响。

（6）运行期间，应加强发电机线棒和出水温度、温差及内冷水压力、流量的监视、记录和趋势分析工作。如发现线圈温度异常的情况，可以通过适当改变内冷水压力、流量或负荷等方式，检查判断造成异常的原因是否会影响正常运行，针对不同情况采取不同对策。

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韩金华（1974-），1996年毕业于上海交通大学电机系电机专业，现从事収电机、变压器等电气设备试验及研究工作，高级工程师。

审稿人：满宇光

Comparison and Analysis of Abnormal Cooling Water Outlet Temperature of Large Generator

HAN Jinhua, ZHANG Xiaopeng, JIA Shaohua, FU Ruiqing
(Datang Central-China Electric Power Test Research Institute, Zhengzhou 450000, China)

In this paper, the different conditions of the abnormal temperature of the cooling water of stator line bar in the operation of three 600MW generators are introduced. The longitudinal contrast and the latitudinal contrast analysis method are adopted. And the guidance on the considerations, data characteristics and analysis methods are provided.

stator line bar; cooling water; great temperature difference bet; historical data

辅机及其他

TM303.4

A

1000-3983(2016)03-0027-07

2016-02-17