大型发电机状态评估与检修策略分析

1、大型发电机状态评估与检修策略分析赵耀（大唐淮南洛河发电厂安徽淮南232008 ）摘要 通过综合分析大型发电机的各种状态信息，对发电机的健康状态进行评估，进 而探讨对应不同发电机状态的检修策略。关键词发电机状态评估检修策略Analysis of condition evaluation and maintenance strategies for large generatorsZHOU Jian-fang , ZHAO Yao , LIU Xiao-jie（Datang Huainan Luohe Power Plant , Anhui Huainan 232008 ）Abstract :By

2、 comprehensive analysis of a variety of state informations, health status of generators is assessed,further, maintenance strategies correspond to different states of generators is reserched. Key words: generators;condition evaluation; maintenance strategies0引言大型发电机是电力系统的心脏，对于电网和发电企业而言都是主要设备，在以往定期 预试

3、、计划检修的固定模式下，虽然对安全生产工作曾经起到了很大的作用，但也日益暴 露出其缺陷，主要表现在：一是临时性检修频繁；二是维修不足；三是维修过剩；四是盲 目维修。造成上述现象的主要原因就是由于现行检修体制所存在的以下几个弊端：纯计 划检修的不科学性；设备检修的不经济性；检修过程的不持续性。因此，随着电力工业的发展，适时提出了对发电机进行状态检修，来确保检修的及时 与必要，从而保证变压器安全可靠运行。发电机状态检修是绝缘监督领域中，在预防性试 验的基础上、从计划检修的模式下脱颖而出的一种新模式，它检修的依据不局限于预防性 试验的数据，而是在收集、掌握、分析发电机的各种状态信息的基础上，如：制造

4、质量、 交接安装验收、预防性试验、在线监测、运行工况、检修消缺记录等信息，进行综合判断， 评估发电机状态，从而指导发电机的检修。1影响发电机状态的几个因素说到状态检修，就必须了解影响发电机状态的几个因素。这里所说的状态，是一个连 续的系统性概念，指发电机设计、材料选用、组装、运输、现场施工、调试、运行的状况 以及投运以来发生过的异常情况。如发电机组运行过程因故障产生过电流、过负荷等，都 会对设备的状态产生影响。影响发电机状态的因素有很多，但以下几个主要因素是需要高 度重视：1）制造质量如果发电机出厂前就存在严重的质量不合格情况，势必影响其投入运行后的安全可靠 性。2）安装质量出厂后，由于运输过

5、程不当，及在安装过程中由于安装人员技术因素及现场安装条件 的限制，工艺达不到标准的要求，这将对安全运行造成影响。3）运行工况投运后，运行工况调整不当会对发电机造成损害。例如，过电压运行、过负荷运行， 将加速绝缘老化；冷却水质、氢气湿度等不合格，也将危害设备健康。即使在正常运行中， 它也会不断受到振动、发热、电晕、化学腐蚀以及各种机械力的作用，使其部件逐渐老化 直至损坏。4）操作维护维护不当，引起缺陷，如润滑油的变质，使润滑性能降低而引起轴承损坏；操作不当， 如非同期并列会对发电机产生破坏。5）检修的工艺标准这主要是指制定检修工艺标准的水平，它受当时检修条件及检修人员技术水平等因素 的影响，与所

6、采用的检修技术措施、检修使用的材料及工具等诸多因素有关。6）发电机本身的寿命周期发电机有其自身寿命周期，处在不同寿命阶段，其状态是不相同的，故必须掌握发电 机的周期特性，针对其不同状态采用不同的检修方式。2发电机状态评估发电机状态评估就是在综合分析收集到的发电机各种状态信息的基础上，对发电机的 健康状态进行评价。发电机的状态信息是整个发电机状态评估的基础，没有正确、详细的 状态信息，评估的结果就不真实，就会导致错误的检修策略，所以我们必须做好状态信息 的收集。2.1 状态信息发电机状态信息包括：发电机的制造质量、交接安装验收、预防性试验、在线监测、 运行工况、检修消缺记录。其中试验数据包括运用

7、停电、带电、在线、离线的方法获得的 试验数据。其具体内容包括：1）制造质量：结构设计、制造工艺、原材料及组件、质量保证体系、出厂试验一次性合格率、有无提高发电机绝缘水平的措施、有无提高发电机抗 短路强度措施、有无适应调峰运行的措施、运输防冲撞措施、发电机防潮、补氢措施等。 2）交接安装验收：交接试验报告、发电机投运前复装验收报告、出厂试验报告、型式试 验报告、技术协议书等。 3）发电机预防性试验和在线监测数据：历年预防性试验报告、 在线监测数据、带电监测试验数据以及其他项目试验报告。4）运行工况：发电机各部温度、启动次数、振动、噪音、有无过负荷情况（有功、无功、过负荷持续时间）、区外近 端短路

8、事故（短路电流稳态值、第一个波峰值，短路持续时间、继电保护动作情况）、过 电压侵袭及避雷器动作情况、中性点接地电流、水氢氢冷却系统的参数等。2.2 状态信息评估根据现有的测试技术水平，发电机状态信息的主要数据有6个方面：制造出厂报告;运行操作、2监盘和巡视情况；预防性试验报告；定期检修报告；停备检查和临时性检修 情况以及红外测温报告；其他在线监测数据等。综合以上信息可以将发电机状态分为四个 等级：A级：正常状态；B级：可疑状态；C级：不良状态；D级：危险状态。对每级状 态设定相应的条件进行对比，如果满足该级状态的必须条件，我们就认定发电机当前处于 对应的状态级，从而按照相应的检修策略进行检修。

9、2.2.1 发电机正常状态主要条件：正常状态：指运行正常、试验数据正常或其中个别试验参数可疑，但数据稳定。正常 状态的发电机必须同时满足如下条件：1）发电机制造、运输质量良好，符合技术协议及有关标准要求；在提高绝缘水平、 抗短路能力及适应调峰方面有措施，出厂试验、交接安装试验一次性通过，发电机无任何 薄弱环节和缺陷等。2）定子绕组的绝缘电阻、吸收比和极化指数在周期内保持稳定且符合标准。3）发电机运行参数正常，机组振动、噪音及巡回检查未发现异常，红外测温无局部 过热现象。4）发电机各部温度正常，定冷水导电率、PH值、氢气纯度和湿度正常，漏氢量不超标，油系统运行正常且油质合格。5）空载特性、短路特

10、性、铁芯损耗试验、定子绕组及端部泄漏电流、耐压试验、 0.1Hz超低频耐压试验合格。6）分支流量试验、温升试验、冷却风量测试、气密性试验等非电量检查试验合格。7）转子绕组接地及匝间短路故障诊断无异常；定子绕组绝缘电腐蚀检查试验正常。8）运行中的发电机轴电压测试正常；励磁碳刷、汽侧大轴接地碳刷无跳动、卡涩或 接触不良现象。9）转子绕组绝缘、轴承绝缘、密封支座及中间环绝缘、穿心螺杆绝缘、端部铁芯及 轴瓦热电偶绝缘、电阻测温元件绝缘等测试合格。10）在经受区外近端短路冲击后，试验未发现异常。11）未发生以下保护动作情况：反映定子绕组相间、匝间短路，单相接地等故障的保 护；反映发电机对称、不对称过负荷

11、、过电压等异常工况的保护。2.2.2 发电机可疑状态主要条件：可疑状态：指在试验、检修周期内，发现某些参数反映发电机内部可能有异常现象， 但仍有很多不确定因素。凡有下列诸因素之一均属此状态：1）在试验周期内首次发现定子绕组绝缘下降到前次70%以下，但绝对值（20 c时）500M Q,极化指数”吸收比1.62）在试验周期内首次发现转子绕组绝缘、轴承绝缘、密封支座及中间环绝缘、穿心 螺杆绝缘、端部铁芯及轴瓦热电偶绝缘、电阻测温元件绝缘等绝缘测试值较前次下降30%以上，但仍在标准限值以上。3）发电机各部温度或者考核温差不正常升高，并确认测量数据真实，但仍在报警限 值以内，如线圈层间电阻测温元件最高与

12、最低的温差升高接近至8 C。4）发电机漏氢量异常增大，超过厂家期望值但仍在JB/T 6227-2005规定的合格范围内，例如600MW 发电机在额定氢压、转速下，漏氢量超过 11.3m 3/24h，但v 16 m3/24h 。5）定冷水导电率、PH值、氢气纯度和湿度等参数异常，超过期望值规定但仍小于报 警值；额定压力下的定子冷却水流量明显降低，但仍在报警值以上。6）发电机轴振上升超过 0.08mm，但v 0.125mm ,现场巡检发现噪音增大。7）发电机轴电压较历史数据不正常增大，但当U 1 （转子两端轴电压） U 2 （轴承与机座间）时，U 2尚未低于U 1的10%以上，汽侧大轴对地电压不超

13、过10V 。8）定子绕组绝缘电腐蚀检查发现：线棒出槽口处表面绝缘电阻增大，但仍v0.5M Q;线棒表面电位超过10V，但仍v 100V ;发电机运行中，反映线棒防晕层完好情况的测温 元件感应电压超过 6V但仍v 10V。9）定子绕组各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差 后相互间差别以及与初次（出厂或交接时）测量值比较，相对变化大于1%,但相差仍未大于最小值的1.5%。10）红外测温发现励磁碳刷、大轴接地碳刷有过热情况，碳刷表面有放电现象，但未 形成环火。11）定子铁芯试验时，磁密在1T下齿的最高温升明显增大，但仍然v25K ,齿的最大温差v 15K 。2%。12）转子

14、绕组直流电阻值与历次测量值比较有一定的变化，但变化没有超过13）定子绕组泄漏电流和直流耐压试验、定子和转子绕组的交流耐压试验结果，与历 次试验结果比较，有显著变化，但仍未超过标准限值。14）在线监测装置，如绝缘过热监测装置、射频监测仪等显示异常或报警。15）定子绕组端部手包绝缘电位外移试验与历史记录相比发生明显变化，但仍未超过 标准限值。16）反映发电机异常运行工况的保护，如对称和不对称过负荷保护、过电压保护、过 励磁保护、转子一点接地保护等发出报警信号，但未达到跳闸动作值；发电机区外近端受 到短路冲击。17）分支流量试验、温升试验、冷却风量测试、气密性试验等非电量检查试验结果与 历史数据相比

15、发生显著变化，但仍未超过标准限值。18）空载特性、短路特性试验过程及记录中发现空载特性和短路特性曲线较出厂或历 年的试验有下降现象，但仍在允许的范围内。19）运行中发电机中性点或机端的基波零序电压、机端三次谐波电压突然增大，中性 点三次谐波电压突然降低，发电机定子接地保护报警；发电机内部出现轻微渗水现象。20）感应电势相量法做转子绕组匝间短路故障诊断时，各槽上测得的感应电压（电流） 的大小和相角相互比较后，与历次试验结果相比有明显变化，但仍在标准限值以内；转子 交流阻抗测量值与出厂值相比明显降低，但未超过10%。2.2.3 发电机不良状态主要条件：不良状态：指历次周期性试验或跟踪测试结果分析存

16、在故障，且基本确定故障部位及 故障原因，判断这种故障在短期内不会发生事故。凡有下列因素之一，均属此状态：1）定子绕组绝缘、转子绕组绝缘、轴承绝缘、密封支座及中间环绝缘、穿心螺杆绝 缘、端部铁芯及轴瓦热电偶绝缘、电阻测温元件绝缘等低于标准规定。2）发电机各部温度或者考核温差超过报警限值但在跳闸值以下，如线圈层间电阻测温元件最高与最低的温差超过8c但12 Co3）发电机漏氢量超过标准的合格规定值，只有通过频繁补氢方能勉强维持氢压，例 如600MW 发电机在额定氢压、转速下，漏氢量超过16 m3/24h 。4）定冷水导电率、PH值、氢气纯度和湿度等超过标准规定；额定压力下的定子冷却水流量明显降低，低

17、于报警值但未达到跳闸值；发电机轴振超过0.125mm 但v 0.254mm5）发电机轴电压测量发现，U 1 （转子两端轴电压） U 2 （轴承与机座间），且 U2低于U 1的10%,汽侧大轴对地电压超过10V。6）定子绕组绝缘电腐蚀检查发现：线棒出槽口处表面绝缘电阻0.5M Q;线棒表面电位100V ;发电机运行中，测温元件感应电压超过10V。7）转子绕组、定子绕组各相或各分支的直流电阻值测量结果超过标准规定。8）定子铁芯试验结果超过标准规定。9）定子绕组泄漏电流和直流耐压试验、定子和转子绕组的交流耐压试验结果，超过 标准规定。10）绝缘过热监测装置、射频监测仪等在线监测装置报警后，经判断确实

18、存在内部绝 缘受损或放电现象。11）定子绕组端部手包绝缘表面电位测量500V。12）分支流量试验、温升试验、冷却风量测试、气密性试验等检查试验结果超过标准 限值。13）反映发电机异常运行工况的保护，如对称和不对称过负荷保护、过电压保护、过 励磁保护、转子一点接地保护等动作跳闸。14）空载特性、短路特性试验过程及记录中发现空载特性和短路特性曲线较出厂或历 年的试验有明显下降。15）转子交流阻抗测量值比出厂值降低10 %以上；单开口变压器测转子匝间短路发现，测量出的角度差超过 90。或电压值小于1/3平均值。16）定子绕组引线的自振频率介于基频或倍频的±10%范围内。2.2.4 发电机危

19、险状态主要条件：危险状态：指试验数据或运行参数表明，发电机内部故障已不能运行或运行中随时有 可能发生事故。凡有下列因素之一均属此状态：1）定子绕组绝缘、转子绕组绝缘严重低于标准规定。2）发电机轴振超过 0.254mm跳闸，存在明显杂音。3）漏氢量严重超标，无法维持额定氢压运行。4）定冷水流量突然降低，断水保护动作跳机。5）发电机发生严重的非同期并列情况。6）反映发电机定子绕组三相 /两相短路、单相接地、匝间短路、转子绕组两点接地等 严重故障的保护动作。7）发电机运行中各部温度严重超过限值。8）发电机出现严重的内部漏水现象，甚至伴有定子、转子接地。3检修策略通过对发电机的状态评估，确定其对应状态，进而针对处于不同状态的发电机，采取 不同的检修策略将变压器设备状态划分为四类，即正常状态、可靠性下降状态、可疑状态和危险状态， 并兼顾设备在网络中的重要性，对维修周期及维修方案进行灵活的调整，进而针对处于不 同状态的设备采用不同的检修策略。1）正常状态的检修