1影响发电机状态的几个因素

　　影响发电机的状态,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;(2)安装质量;(3)运行工况;(4)操作维护;(5)检修的工艺标准;(6)发电机本身的寿命周期。

　　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。

　　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停电、带电、在线、离线的方法获得的数据。

　　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、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。

　　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。

　　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℃时)≥500M ,极化指数≥2,吸收比≥1.6。

　　(2)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,但仍在报警限值以内。

　　(4)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。

　　(5)定子绕组绝缘电腐蚀检查发现异常但数值在允许范围。

　　(6)定子绕组各相或各分支的直流电阻值,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%。

　　(7)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<25K,齿的最大温差<15K。

　　(8)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。

　　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8℃但12℃。

　　(3)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至报警值。

　　(4)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 ;线棒表面电位>100V;发电机运行中,测温元件感应电压超过>10V。

　　(5)定子绕组端部手包绝缘表面电位测量>500V。

　　(6)反映发电机异常运行工况的保护动作跳闸。

　　(7)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。

　　(8)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1/3平均值。

　　2.2.4发电机危险状态主要条件

　　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。

　　(1)正常状态的检修策略:持续运行,勿需检修,但应保持正常在线监测、离线的周期性试验以及值班员和专业维修人员定期的巡视检查。

　　(2)可疑状态的检修策略:可继续运行,但应缩短试验周期并加强跟踪监测,在监测期间没有进一步劣化趋势并稳定在某一合格值内,发电机可不进行维修。

　　(3)不良状态的检修策略:说明发电机的安全可靠性在下降,必须通过检修才能恢复到正常状态,应做出诊断报告并抓紧安排停运,进行有针对性的检修。

　　(4)危险状态的检修策略:应紧急停运投入恢复性检修,检修后经试验合格方可重新投入运行。

　　4结束语

　　一方面,随着电力工业的发展,定期检修管理体制的固有弊端在电力生产实践中越来越突出,另一方面,随着发电机状态评估手段、技术的发展,将会使基于状态评估的状态检修技术在实际中的应用越来越广泛,各发电企业适时开展发电机状态检修管理体制创新,建立发电机状态信息管理专家系统,提高状态分析水平,是状态检修决策的关键。