冶金企业热电厂双水内冷发电机绝缘监督

陈志芳

（马鞍山钢铁股份有限公司热电总厂，安徽马鞍山 243000）

引言

双水内冷发电机的定子绕组、转子绕组均采用空心线圈，内部通水冷却，可直接带走发电机运行中产生的热量，由于水的比热大，冷却效果好，同其他冷却方式发电机相比，双水内冷发电机效率更高。但由于线圈内部直接通水，对发电机的制造技术及运行维护要求更高，因此做好双水内冷发电机绝缘监督工作就显得尤为重要。

1 双水内冷发电机绕组绝缘要求

双水内冷发电机投运前应测试发电机定、转子绕组绝缘，其绝缘电阻值应符合要求。

双水内冷发电机在未通水，且绕组内部干燥无积水情况下，用2500 V摇表或水内冷专用摇表测试定子绕组绝缘，其绝缘电阻应满足GB/T7064-2008《隐极同步发电机技术要求》的规定：对同步发电机定子绕组在40℃时，其对地及相间绝缘电阻，应不低于GB/T20160-2006《旋转电机绝缘电阻测试》规定的最小绝缘电阻推荐值：R1min=100 MΩ，且绕组绝缘电阻吸收比 R60″/R15″≥1.3，200 MW以上发电机组应测试极化指数，对于B级绝缘绕组极化指数R10min/R1min≥2.0。

在定子绕组通水情况下，应用水内冷专用摇表测试定子绕组绝缘。通水后绕组的绝缘电阻与内冷水水质有关，不能作为判断绕组绝缘的依据，但其绝缘电阻应不小于1 MΩ/l kV，否则应检查内冷水水质。

双水内冷发电机转子绝缘在冷态（25℃）未通水时，励磁电压500 V以下的用500 V摇表测试，励磁电压在500 V及以上的用1000 V摇表测试，其绝缘电阻均应不小于1 MΩ。通水后，用万用表测试，其绝缘电阻应不小于2 kΩ。

2 双水内冷发电机内冷水水质要求

双水内冷发电机内冷水应采用除盐水或凝结水，当汽轮机凝汽器有循环水漏入时，内冷水补水必须采用除盐水。内冷水水质应满足表1要求。

表1 双水内冷发电机内冷水水质要求

3 影响双水内冷发电机绝缘的主要因素

3.1 绝缘老化

由于冶金热电厂双水内冷发电机组普遍存在运行时间较长，大部分机组累计运行时间都在10年以上，发电机绝缘存在不同程度的老化，绝缘性能老化是影响发电机组绝缘的主要因素。

3.2 温度因素

发电机运行时随着机组负荷、环境温度的增加，发电机铁芯、线圈温度随之增加，温度升高会加速绝缘材料的老化。目前双水内冷发电机一般都采用B级绝缘，若发电机运行温度超过绝缘材料的耐受温度，则会造成发电机绝缘性能的破坏。

3.3 电压因素

发电机正常运行过程中，绝缘材料会受到工作电压和过电压的影响，其在电场的作用下可能发生不可逆的变化直至性能失效。发电机正常运行电压应维持在其额定电压的±5%，若工作电压过高或不稳定，发电机会存在局部放电和电老化、绝缘的电晕腐蚀和树枝劣化等现象，绝缘的介质损耗过大，绝缘结构将因过热而损坏，从而影响发电机绝缘水平。

3.4 内冷水水质因素

双水内冷发电机线圈直接与内冷水接触，显而易见，内冷水水质指标将不符合要求，会直接造成发电机绕组绝缘电阻降低。

3.5 机械因素

发电机运行中，机械负荷的不正常波动，摩擦、振动等因素，会造成发电机定、转子绕组以及铁芯叠片之间松动、碰磨，从而造成绝缘破坏，发电机绝缘电阻下降。

3.6 环境因素

若发电机运行在含粉尘、化学成分气体较高或高温潮湿等环境中，会对绝缘材料的绝缘性能产生影响，从而造成发电机绝缘电阻降低。

4 双水内冷发电机绝缘监督

4.1 双水内冷发电机在线运行绝缘监督

4.1.1 内冷水运行监督

（1）内冷水水质监督

双水内冷发电内冷却水水质控制指标主要有pH值、电导率、含铜量、含氧量和硬度等，导电率与发电机绝缘有关，硬度指标是为了防止空心铜导线结垢和堵塞，pH值和含铜量会影响绕组铜线棒的腐蚀程度。发电机内冷水一般采用除盐水或凝结水，除盐水的pH 值低，含氧量高，含铜量低；而凝结水的pH高，含氧量低，含铜量高。从运行实际情况看，最难控制的是pH值和含铜量。pH值的变化将影响绕组线圈铜的腐蚀率，有关研究证明，pH值升高到8，铜的腐蚀率可下降1/6，升高至8.5时，腐蚀率下降为1/15。若pH值长期过低，会使线棒铜腐蚀，造成内冷水电导率增加，从而影响电机线圈绝缘电阻，同时内冷水中含铜量过高，也会造成线棒堵塞，影响线圈冷却效果，造成发电机运行中线圈温度升高。

某热电总厂2#发电机（QFS-60-2型双水内冷发电机），在2018年2月运行检查时发现发电机转子接地保护装置检测的转子绝缘电阻值从300 kΩ持续降低至85 kΩ，经对发电机转子一次回路检查维护，未发现异常，后对内冷水水质分析发现电导率超标，最高到10 μS/cm，采取加大内冷水箱除盐水补水量，通过对内冷水箱补水、换水将内冷水电导率控制在2.0 μS/cm以下，转子回路绝缘电阻恢复正常。

因此运行中要加强发电机内冷水水质监督，通过在线水质监测数据和内冷水取样化验分析数据，控制、调节内冷水补水的除盐水和凝结水的比例，确保内冷水水质符合DL/T801《大型发电机内冷却水水质及系统技术要求》中规定的发电机定子空心铜导线冷却水水质控制标准要求。

表2 发电机定子空心铜导线冷却水水质控制标准

（2）内冷水系统运行监督

对运行中的双水内冷发电机，应每小时记录发电机定、转子内冷水的水压、流量、温度等基础数据，有条件的热电厂建议增加内冷水差压检测，发现有关参数突变、异常，应及时进行检查分析并进行调整，保证内冷水运行参数满足机组运行要求。

4.1.2 发电机运行参数控制

对运行的发电机，应监督调整发电机机端电压在±5%额定电压范围内运行，同时监视发电机三相电流平衡，不平衡电流不应超过额定电流的10%，同时监督发电机的振动不超过允许值，避免发电机过电压、振动对机组绝缘的损害。

严格控制发电机进出风温度。双水内冷发电机线圈通过内冷水冷却，铁芯通风冷却。进风温度一般不应超过40℃，最高不允许超过55℃，进风最低不得低于20℃，以防止发电机内部结露，损伤发电机绝缘。

严格控制发电机定、转子线圈温度。定子线圈温度通过埋设在线圈槽内的测温元件检测，转子线圈温度（℃）通过转子电压、电流近似计算得到，计算公式：

定子线圈温度除控制不超过制造厂规定值外，还应监视内冷水出水温度，如果出水温度超过80℃，应检查分析原因，当温度超过85℃时，应申请停机对线圈进行反冲洗或进一步检查处理。当线圈层间各测温点温差达8 K时，应综合分析原因，当温差达14 K时，应申请停机对线圈进行反冲洗或进一步检查处理。

4.1.3 发电机运行点巡检及运行环境维护

应严格执行发电机运行规程要求，做好运行发电机的点巡检工作，确保发电机运行参数、机组各部温度、振动正常，内冷水系统运行正常，检查发电机内部有无漏水，高阻检漏仪工作正常等。同时保证机组运行环境符合要求，无高温、粉尘、漏水等影响机组安全运行异常情况。

4.2 双水内冷发电机停机检修绝缘监督

4.2.1 绝缘电阻的测量

发电机停机后，应在热态和冷态下分别测试机组绝缘电阻值。

冷态测试发电机绝缘，应停止内冷水，必要时在停止冷却水之前，对定子绕组进行反冲洗。停止内冷水后，打开绕组内冷水排污阀将绕组内冷水排净，用纯净压缩空气或氮气将发电机绕组内残余的内冷水吹干。在绕组干燥的情况下，进行定子绕组绝缘电阻、绝缘电阻吸收比、极化指数进行测量。

对绝缘测试要求：

（1）绝缘测试时，摇表或水内冷专用摇表其屏蔽线应与定子绕组汇水管可靠连接。

（2）绝缘电阻值不应低于R1min=100 MΩ。

（3）绕组绝缘电阻吸收比R60″/R15″≥1.3。

（4）200 MW以上发电机组应测试极化指数，R10min/R1min≥2.0（B级绝缘）。

在相近试验条件(温度、湿度)下，绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。

各相绕组绝缘电阻值的差值不应大于最小值的100%。

发电机绝缘电阻测试的意义：

（1）直观地显示当前发电机的绝缘水平。

（2）评估发电机是否可以进行后续耐压试验或投入运行。若发电机的绝缘电阻或极化指数受污染或受潮而降低，可通过清洗干燥来达到可接受值，如绝缘电阻值因绝缘老化或损坏而减低，应分析检查原因，经过处理后，绝缘电阻值达到标准后方可继续进行耐压试验。

（3）将当前测试的数值与历史测试结果比较，评估发电机绝缘老化状态和趋势。定子绕组绝缘值受温度影响非常明显，因此在进行绝缘数值比较时，应将测试数值校正到统一的温度40℃。

温度校正公式：RC=KTRT

式中，RC——校正到40℃的绝缘电阻值，Ω；

KT——在温度T℃时绝缘电阻的温度系数（KT=0.5（40-t）/10）；

RT——在温度T℃时所测量的绝缘电阻值，Ω。

4.2.2 定、转子绕组反冲洗

水内冷发电机绕组运行由于铜线棒腐蚀结垢，或在内冷水路弯角、缩口处积聚污物，长时间运行，会造成水路局部堵塞，造成冷却水流量减小，影响绕组冷却效果，因此必须结合机组检修进行绕组冲洗。

双水内冷发电机组在下列情况下，应进行绕组反冲洗：

（1）发电机大修时。

（2）当出现相同流量下，进、出发电机的内冷水差压变化大于10%。

（3）定子绕组出水温度高于80℃。

（4）定子绕组层间各温度测点的温差超过8 K。

发电机定子绕组反冲洗可以利用反冲洗装置进行。转子绕组反冲洗在转子抽出膛外后外接水管进行。

4.2.3 绕组检查及水压试验

发电机停机检修期间，应对内冷水回路进行详细检查是否有渗漏点，认真检查发电机内部定子绕组端部引水管及接头老化情况，是否有渗漏水印迹。对定、转子绕组按规定进行水压试验，检验内冷水回路的严密性，对于发电机端部线棒引水管、接头垫片、转子进水密封圈根据检查试验或老化情况进行更换。如果定子端部线棒或发电机转子风扇叶片上有白色晶状物，应引起足够的重视。某热电总厂1#发电机（QFS-60-2型双水内冷发电机）在2017年9月大修期间，发电机解体检查发现转子风扇叶片及定子端部线棒上有白色晶状物，怀疑定子绕组内冷水有轻微渗漏，通过定子绕组水压试验，确定定子绕组B相下层线棒端部漏水。由于运行中发电机内部温度较高，定子线棒内冷水轻微泄漏，少量的内冷水经高温汽化，通过转子的风扇鼓风带走，经历一段时间会在定子端部线棒和转子叶片上留下白色结晶体。

双水内冷发电机水压试验一般按制造厂标准执行。某热电总厂QFS-60-2双水内冷发电机水压试验标准：定子绕组试验水压0.5 MPa，8 h水压稳定为合格，转子水压试验水压5.0 MPa，8 h水压稳定为合格。

4.2.4 大修时电气试验

双水内冷发电机大修时电气试验内容与其他型式发电机相同，主要有绕组直流电阻测试、直流耐压及泄漏电流试验、交流耐压试验，对累计运行时间20年以上发电机机组，应进行定子绕组老化鉴定。

双水内冷发电机电气试验应注意的问题：

（1）试验应在发电机冷态下进行。

（2）一般情况下试验前将绕组内冷水放尽，并用压缩空气吹干绕组内积水。

（3）定子绕组直流电阻测量时，绕组表面温度与周围空气温差应在±3℃范围内，测量数值与历史测试结果比较，各相绕组直流电阻的差值应不大于最小值的1.5%，当差值大于1%时，应引起注意，检查定子绕组接头是否有脱焊。

（4）转子绕组直流电阻测试时，绕组表面温度与周围空气温差应在±3℃范围内，测试数值与发电机出厂或初次交接试验数值折算到相同温度下的数值比较，差值不应超过±2%。若差值在-2%以下，则绕组可能存在匝间短路，若差值在+2%以上，则可能存在接头接触不良或脱焊现象。

（5）双水内冷发电机直流耐压试验，宜采用低压屏蔽法。试验电压按每级0.5Un分阶段升高，每阶段停留1 min。试验时，泄漏电流随试验电压成比例上升，在规定的试验电压下，三相绕组的泄漏电流应平衡，各相泄漏电流的差值不应大于最小值的50%，最大泄漏电流不超过20 μA，且与历史试验结果比较不应有明显的差别。如果泄漏电流在某一试验电压下急剧增加或泄漏电流随时间的延长而增长，或泄漏电流表有周期性剧烈摆动，则说明绕组绝缘不正常，应分析检查原因。

（6）双水内冷发电机交流耐压试验在通水情况下进行，内冷水要在循环状态下且必须保证内冷水水质合格。在不通水情况下，应将绕组内冷却水用压缩空气吹干，严禁未将水吹干净就进行交流耐压试验，否则潮湿的绝缘引水管内壁在试验过程中有可能会发生闪络。

（7）交流耐压试验时应依据电力设备预防性试验规程，考虑绝缘内部累积效应，结合机组累计运行时间、绕组绝缘老化状况等确定合适的试验电压。长期的经验证明，大多数发电机按照通过（1.3～1.5）Un交流耐压试验后，能保证两次大修之间的安全运行。

5 结束语

双水内冷发电机由于结构特殊，影响发电机绝缘因素较多，通过加强对发电机内冷水水质及内冷水系统运行监督，发电机运行及检修绝缘监督等工作，保证双水内冷发电机安全稳定运行。