发电机定子（精选10篇）
发电机定子 篇1
摘要：本文分析了小湾电厂发电机定子改接线对定子接地保护整定值的影响, 介绍了发电机定子接地保护定值现场整定方法。通过单相接地的整定试验证实了定子改接线对定子接地保护整定值的影响。
关键词：三次谐波,定子接地保护、阻抗补偿
0 引言
小湾水电站位于澜沧江中下游河段大理州南涧县和临沧市风庆县交界处, 是“西电东送”的标志性工程;总装机容量420万千瓦 (6×700MW) 。
小湾发电机采用整数槽 (q=4) 波绕组 (定子绕组节距为y1=13、y2=11) , 40极, 定子槽数为480, 每相8分支, 每分支20个线圈。电站投产后, 发电机线棒陆续出现电晕现象, 阿尔斯通水电设备 (中国) 有限公司通过改进发电机定子绕组接线方式对线棒进行防晕处理。
发电机定子改接线不会改变发电机单相接地时的零序电压分布规律, 因此不会对利用零序电压原理构成的定子接地保护造成影响, 但发电机定子改接线改变了定子对地分布电容, 会影响三次谐波定子接地保护及注入式定子接地保护的整定值。
1 发电机定子改接线简介
小湾电厂发电机原绕组绕线方式中, 所有绕组的走线方向都是相同的, 这就造成相邻的不同相别的线棒 (定子端部每8根线棒) 之间的电势差逐渐从零 (中性点端) 变大到18k V (出口段) , 继而造成定子绕组电场分布不均, 局部电势差过高, 加重了电晕。为解决电晕问题, 小湾电厂对发电机定子进行改接线, 改变部分支路绕组的走线方向, 使相邻的不同相别绕组的走线方向相反, 这样就使得它们之间的电势差始终保持在10.4k V左右, 从而降低绕组间的局部电势差、改善线棒间的电场分布, 进而减少、减弱电晕的发生[1]。
2 发电机定子改接线对三次谐波定子接地保护定值的影响
发电机三次谐波定子接地保护是通过比较发电机机端和中性点的三次谐波电压的比值, 来判断发电机是否满足定子接地相关动作条件, 以达到检测距中性点5%~15%范围内定子接地故障的目的。三次谐波定子接地保护的动作判据为:U3T/U3N>K3wzd, 式中:U3T、U3N为机端和中性点三次谐波电压值, K3wzd为三次谐波电压比定值。机组在并网后, 受变压器对地容抗的影响, 机端等值容抗会发生较大的变化, 三次谐波电压比值也会随之变化, 因此微机保护在机组并网前后各设置一个三次谐波电压比值整定值, 根据机组出口断路器位置接点变化自动切换。
根据实际运行情况, 正常运行时机端和中性点三次谐波电压比值并不是一个固定的值, 随着机组有功负荷变化而变化。这是因为:随着发电机运行工况的改变, 定子绕组各点温升有差异, 不同程度改变着定子绕组各点对地电导的大小;随着发电机运行工况的改变, 发电机沿磁极表面各部位饱和程度不一致, 发电机磁场是不均匀分布的, 由此造成三次谐波电动势的不均匀;随着发电机运行工况的改变, 升压变压器的铁芯饱和程度不同, 变压器产生的三次谐波电动势也不同[3]。
发电机定子改接线后, 改变了发电机定子绕组对地电容分布, 将对机端和中性点三次谐波电压比值U3T/U3N造成影响, 同时比值U3T/U3N又随着机组有功负荷变化而变化。因此需要实际测量定子改接线后, 机组不同运行工况下机端和中性点三次谐波电压比值的最大值, 以此为依据对三次谐波电压定子接地保护定值进行整定。
小湾电厂1、2、3号机组定子改接线前后三次谐波现场试验测量数据如下表。
通过现场试验测量可以看出, 定子改接线后U3T/U3N的实测最大值比改接线前增大了, 根据理论计算可以得出, 发电机定子单相接地故障时:
U3T/U3N增大, 则就减小, 所以小湾电站发电机定子改接线缩小了三次谐波定子接地保护的保护范围。
3 发电机定子改接线对注入式接地保护定值的影响
3.1 注入式定子接地保护简介
小湾电厂发变组B套定子接地保护使用的是20Hz电源注入式保护, 其原理是在发电机定子回路对地之间外加一个20Hz交流电源, 保护的动作判据为:RE<RE.SET&IG0>ISAFE, 即发电机定子绕组接地电阻小于接地电阻跳闸定值且流过发电机接地设备的零序电流大于安全接地电流定值时, 保护动作跳闸。发电机正常运行时, 三相定子绕组对地是绝缘的, 20Hz电源回路检测到的定子绕组接地电阻很大。而发生定子接地故障时, 20Hz电源回路将检测到定子绕组的接地过渡电阻值, 该值小于接地电阻跳闸定值, 同时发电机接地设备将流过较大的零序电流, 使保护满足动作条件跳闸。保护具体接线方式为:发电机中性点接地变压器副边接负载电阻, 20Hz注入式电源叠加在负载电阻上, 通过接地变压器副边耦合至一次侧。
注入式接地保护的整定值主要有:接地电阻定值、安全接地电流定值、相角补偿值、电阻补偿值、电抗补偿值、电阻折算系数、电压回路监视定值、电流回路监视定值。
3.2 接地电阻定值
发电机中性点经接地变压器高阻接地, 当定子绕组发生单相接地故障时, 其等效的基波零序回路电路如图2所示。图中, E为发电机相电压;RE为故障点的接地过渡电阻;α为接地故障位置至中性点的匝数占定子绕组一相串联总匝数的百分比;Rn为中性点接地电阻;Xc为三相定子绕组侧系统对地总电容的容抗;U0为基波零序电压;IE为流过故障点的基波零序电流。
考虑发生严重的机端接地故障, 根据规程允许的接地故障电流值, 通过等效电路求出接地过渡电阻值, 此电阻值作为保护接地电阻报警值和调整值的整定依据。
根据等效电路可得出
式中RN为接地变压器等效至发电机一次侧的电阻值。
根据公式 (3) 可以计算出机端接地故障时在规定接地故障电流下的过渡电阻值。接地过渡电阻值由两部分组成:可以看出第一部分是一个固定值 (机端接地时α=1, IE取规程允许的接地故障电流值) ;第二部分在定子改接线后变化很小, 这是因为发电机定子绕组对地总电容的容抗Xc比RN大得多, 定子改接线后Xc发生了一定的变化, 但Xc仍然比RN大得多, RN/ (-j Xc) 的值变化很小。
综上所述, 定子改接线前后, 机端接地故障时在规定接地故障电流下的过渡电阻计算值变化很小, 所以注入式定子接地保护的接地电阻定值受发电机定子改接线的影响很小。
3.3 安全接地电流定值
发电机停机时, 机端金属性接地, 串接一电流表, 发电机零起升压, 当电流表显示接地故障电流到达安全电流时, 读取保护装置检测到的流过接地变压器电流IG0, 作为安全接地电流的定值。这是比较准确的安全接地电流的整定方法[7]。
如图2在定子绕组对地总电容和接地变压器构成的并联回路中, 流经接地变压器的接地故障电流为:
由于发电机定子绕组对地总电容的容抗Xc比RN大得多, 所以流经接地变压器的电流占发电机接地故障电流的很大一部分。发电机定子改接线虽然改变了定子绕组对地总电容的容抗Xc, 但Xc仍比RN大得多, 定子绕组对地总电容和接地变压器构成的并联回路的总阻抗变化很小, 流经接地变压器的接地故障电流的变化也很小, 所以对安全接地电流定值不会有太大的影响。
3.4 相角补偿值
发电机在正常绝缘情况下, 注入电流表现为电容电流, 注入电压滞后注入电流90°, 由于电压、电流回路硬件检测通道相位存在延迟差异, 会使电压、电流相位发生偏移。因此须查看正常状态下保护装置显示的相角, 然后通过修改相角补偿值进行相角补偿, 使补偿后的相角为270°[8]。
发电机定子改接线后改变了定子绕组对地总电容容抗Xc的大小, 但不会改变注入电流、电压的相角关系, 因此发电机定子改接线对注入式定子接地保护的相角补偿值没有影响。
3.5 电阻、电抗补偿值
电阻补偿值、电抗补偿值的整定方法为:发电机停机状态下, 接地变压器高压侧对地短路, 投入“补偿试验状态投入”控制字, 读取测量电阻二次值作为电阻补偿值, 读取测量电抗二次值作为电抗补偿值。经补偿后装置测量的电阻值应该接近为零[8]。
20Hz注入式电源的等效电路如图3所示, 图中, 是接地变压器一次侧绕组漏阻抗, R2、X2是接地变压器二次侧绕组漏阻抗, 是接地变压器激磁阻抗, EZ是注入式电源电动势, 各参数均为20Hz下折算到接地变压器二次侧的值。可以看出, 接地变压器高压侧对地短路时, 所测量出来的电阻二次值、电抗二次值, 实际上就是接地变压器的电阻、电抗值, 因此发电机定子改接线对注入式定子接地保护的电阻补偿值、电抗补偿值没有影响。
3.6 电阻折算系数
理论上电阻折算系数, 但实际的接地变压器电压变比nt、分压器分压比、中间电流互感器变比与设计值之间有偏差, 因此需按现场模拟接地故障试验调整该系数。发电机停机状态下, 中性点对地经过电阻接地, 将实际电阻值与装置中测量的接地电阻值进行比较, 电阻折算系数, 其中RE为实际接地故障电阻的阻值 (一次值) , 为装置测量到的接地电阻的二次值。调整折算系数后, 装置测量结果 (一次值) 应与实际电阻阻值相对应。由上述可见, 电阻折算系数与电压、电流回路变比有关, 发电机定子改接线对注入式定子接地保护的电阻折算系数没有影响。
3.7 电压回路监视定值
在发电机停机状态下, 发电机中性点做金属性短路试验, 实测低频零序电压为, 则电压回路监视定值, 其中Krel为可靠系数, 取0.4~0.6。根据T型等效电路图 (图3) 可以看出, 发电机中性点金属性短路时, 其实测低频零序电压的大小与定子绕组对地总电容的容抗Xc无关, 因此发电机定子改接线对注入式定子接地保护的电压回路监视定值没有影响。
3.8 电流回路监视定值
在发电机停机状态下, 无接地故障时, 保护装置实测低频零序电流为IG0.min, 则电流回路监视定值, 其中Krel为可靠系数, 取0.4~0.6。
无故障时保护装置检测到的低频零序电流主要为发电机对地低频电容电流, 其大小与定子绕组对地总电容的容抗Xc有很大关系, 因此发电机定子改接线对注入式定子接地保护的电流回路监视定值有较大影响。
3.9注入式定子接地保护现场试验情况
小湾电厂1、2、3号机组定子改接线前后注入式定子接地保护现场试验整定数据如下表。
从表中数据可以看出, 小湾电站发电机定子改接线前后, 通过现场试验方法整定的注入式定子接地保护的相角补偿值、电阻补偿值、电抗补偿值、电阻折算系数、电压回路监视定值变化很小, 只有电流回路监视定值发生了比较明显的变化。
4 结束语
小湾电站发电机定子改接线后, 定子绕组对地总电容的容抗Xc发生了变化, 改变了正常运行时机端和中性点三次谐波电压比值, 使三次谐波定子接地保护的保护范围缩小。对于注入式定子接地保护, 定子改接线后改变了发电机对地低频电容电流的大小, 从而影响了电流回路监视定值, 对注入式定子接地保护的其他定值影响很小或者没有影响。综上所述, 发电机定子接线结构发生变化后, 会对三次谐波定子接地保护定值及注入式定子接地保护的部分定值造成影响, 需要对这两种定子接地保护的定值重新进行现场试验整定。
参考文献
[1]赵晓嘉, 乔进国.巨型水电站水轮发电机运维管理创新[J].水力发电, 2015, 41 (10) :25-28.
[2]焦斌, 周平.大型发电机三次谐波定子接地保护的探讨[J].电力建设, 2010, 31 (2) :101-105.
[3]王杰明, 雍芳.发电机定子接地保护中三次谐波电压的研究[J].宁夏电力, 2008 (3) :11-13.
[4]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京:中国电力出版社, 2002.
[5]张保会, 尹项根.电力系统继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2005.
发电机定子 篇2
关键词：定子;劳辛格;卡抓;电动液压提升装置
引言
某海滨发电厂1号机采用上海汽轮发电机厂生产的QFSN-600-2型600MW水-氢氢冷汽轮发电机，由于本工程地处海边，而且已经建成10万吨级深水卸煤码头，海上运输条件极为成熟且方便，发电机定子出厂时采用了整体运输方式。该型号汽轮发电机定子本体净重325吨，充氮后运输总重345吨。定子外形尺寸10.35×4.27×4.00米，最终布置在汽机房13.7米层，东西向中心线在A、B列柱之间，距1/A列6017毫米，南北向中心线在第3、4轴列柱之间，距离第4轴列柱5370毫米。定子起吊位置位于汽机房南北向第1、3轴列柱之间。东西向中心线与东西向就位中心线在上下同一竖直面内。吊装方案采用定子吊装架及四套GYT-200型液压提升装置。提升装置将定子起吊至定子最下缘超过13.7米的汽机运转层平台。然后使用卷扬机滑轮组牵引吊装架及定子沿滑道滑移至就位坐标位置正上方，最后使用电动液压提升装置放下定子，完成发电机定子本体安装就位。
1计算
定子拖运摩擦力的计算（概数计算）拖运时吊装架（35t）、吊架（5t）、液压提升装置（15t）与定子（345t）一起移动，总重量为：G=35+5+15+345 =400t，滑轮组牵引力为：F=G×μ，上式G—被拖运物总重量，μ—滑动摩擦系数F=400×0.06=24t，牵引滑车组为H32×4D“四—四走八”，滑车组出绳端头拉力为：S=F·En（E-1）/（En-1）×E3，上式F—滑轮组牵引力E—综合摩擦系数，n—在动滑车上的有效分支数 =24t×1.048×（1.04-1）/（1.048-1）×1.043 = 4.01t十吨卷扬机满足要求。
绳套强度校核。定子重量：G = 345t钢丝绳套（?56×6m）总破断力：F1=164t/股×16股=2624t，安全系数：n=F1/G，上式F1—钢丝绳套总破断力，G—吊物重量，n=2624/345=7.6倍满足要求。
钢绞线的强度：每根钢绞线能受力8.33t，四个千斤顶总共80根钢绞线受力，能承担负荷：Q=8.33×80 =666.4t能满足吊装要求。
2主要工器具的规格与型号
序号
工器具名称
规格、型号
数量
1
液压提升装置
GYT-200型
4套
2
钢铰线
长25m
80棵
3
穿线帽
8个
4
液压油
№46#
1000kg
5
3号二硫化钼锂基润滑脂
4筒
6
手提式工具箱
2个
7
重物移位器
60t?3
4组
8
静子吊装架
1套
10
钢板
δ40，2m×10m
3块
δ20，0.6×15m
2块
δ10，0.6×15m
2块
13
卷扬机
10t
1台
14
钢丝绳
配套
16
滑轮组
H32?4D
2个
17
拉力计
1000kg
2个
3安全注意事项
3.1整个吊装作业区域拉设警戒绳，放置警示牌，禁止非作业人员进入吊装作业工作区域;定子起吊后，严禁任何人在定子正下方通过或停留，并设专职安全人员负责监护;
3.2高空作业要求搭设牢固脚手架并加设安全防护围栏，对于吊装区域内安全设施验收不合格，禁止使用不安全的设施;
3.3卷扬机钢丝绳夹角内侧不得站人，任何人不得跨越正在行走的钢丝绳，卷扬机在空负荷状态下必须及时切断电源;
3.4各项施工步骤必须严格按照其设备的安全操作、工作规程进行，严
4.2.9在提升过程中，为提高卡爪的使用寿命，每提升5m高度给卡爪加注一次3#二硫化钼锂基润滑油脂;
4.2.10提升定子至其底部超过汽机运转平台（13.7米）200毫米时缓慢停止（吊装过程确保液压装置不漏油）;
4.2.11拆去重物移位器两侧的楔铁，启动卷扬机，将门型吊装架及定子拖拉到定子就位位置正上方;
4.2.12重物移位器两侧备好楔铁;
4.2.13稳固后，操作液压提升装置进入下降工况，经汽机专业有关人员同意后落下，正式就位。
4.2.14卸荷后，测量支放千斤顶的横梁的变形是否恢复;
4.2.15吊装工作完成后，拆卸提升装置及专用吊装支架。对液压提升装置进行清洗，保养并装入专用工具箱。专用吊装支架运出放至规定位置。
5结语
经6小时连续起重吊装作业，重达345吨的发电机定子最终安全、准确的就位于指定坐标位置，本次发电机定子吊装作业工程的成功给以后同类型工作环境、吊装方案的定子吊装具有很大的借鉴作业。
参考文献：
[1]《GYT-200型钢索式液压提升装置组装、使用与维护说明书》——电力研究所
[2]《GYT-200型钢索式液压提升装置专用吊装架图纸》——电力研究所
[3]《起重与运输》——水利电力出版社
[4]《发电机吊装运输图》——上海汽轮发电机有限公司
发电机定子接地故障排查 篇3
某电厂2×300 MW发电机组采用哈尔滨电机厂生产制造的QFSN-300-2型水氢氢发电机, 机端额定电压为20 k V, 中性点经消弧线圈接地。发电机保护采用的是南京国电南自凌伊电力自动化有限公司生产的DGT-801A保护装置, 定子接地保护采用的是基于稳态基波零序电压和三次谐波原理构成的100%保护。
该厂#1机组在负荷为226 MW的情况下运行时, 发电机突然跳闸解列, 汽机跳闸, 锅炉灭火, 监控画面首出“发电机保护动作”, 就地检查保护屏, 发出了“发电机定子3U0定子接地”报警, 而双套保护均动作, 发出信号为发电机“定子接地”保护动作。下面, 结合此次发电机定子接地故障的实际情况, 简单分析了大型发电机定子接地故障的排查。
2 事故处理过程
2.1 二次系统检查
跳机后, 应先全面检查保护装置, 2套发电机保护装置A柜、B柜的“定子接地”保护均动作, 基波3UO发跳闸信号, 3次谐波3 W发报警信号, 查看保护定值零序电压为8 V, 延时4 s动作。查看故障录波图, 发电机机端电流A, B, C三相峰值分别为3.28 A、3.30 A、3.26 A, 发电机机端电压A, B, C三相峰值分别为86.979 V、80.182 V和74.518 V, C相电压下降得较快。发电机“定子接地”保护动作时, 发电机机端零序电压2套保护动作值分别为8.643 9 V、8.647 4 V和8.668 8 V、8.665 2 V, 零序电压达到8.6 V保护动作。对发电机出口PT一次侧做加压试验, 保护屏电压显示正确, PT二次回路绝缘测试合格, 基本排除了保护误动的可能。但是, 这些故障数据并不能确定是发电机内部故障还是外部故障。
2.2 一次系统检查
初步检查发电机非电气系统, 未发现发电机有积水、漏氢、漏油等情况, 且系统工作正常。定子冷却水电导率化验合格, 在发电机本体、励磁变、出线离相封母、出口PT、中性点接地装置、主变、高厂变、高压脱硫变及其附属设备等电气回路和设备的外观检查中, 并未发现明显的故障特征。
当运行人员投入#1主变出口接地刀闸、退出出口PT后, 在未隔离发电机本体的情况下 (即整个电气一次回路包括励磁变、主变、高厂变、高压脱硫变、出线离相封母和发电机本体等) , 使用发电机专用绝缘电阻测试仪 (武汉康达生产的型号为:KD2678) 检查发变组系统绝缘, 其绝缘电阻对地测试结果如表1所示, 不符合规定的要求。
由于测试结果比较小, 所以, 对绝缘电阻测试仪的准确度产生了怀疑。在更换了同型号表计后, 又进行了绝缘电阻测量工作, 测量结果如表2所示, 绝缘电阻不合格。
测量结果显示, 测试的2块表计的结果基本相符, 与最近一次的绝缘测量结果相比, 差距较大, 因此, 判定了#1发电机组确实存在单相接地故障, 但是, 仍然无法判断是发电机内部故障还是外部故障。
逐一排查发电机附属设备, 具体的步骤: (1) 先对发电机出口PT一次保险进行了导通测量, 未发现保险熔断, 对出口PT进行了绝缘电阻、直阻、空载电流、感应耐压试验, 避雷器绝缘电阻、泄漏电流测试, 测试结果均合格。 (2) 打开发电机与主封母软连接, 测量了发电机本体的离相绝缘电阻, 测量结果为2.71 GΩ、2.73 GΩ、2.80 GΩ, 绝缘电阻全部合格。同时, 对发电机进行了直阻测试、交直流耐压试验, 转子直阻、绝缘电阻测试均符合要求, 排除了发电机定子绕组的内部故障。 (3) 测量了发电机出口封闭母线的绝缘电阻 (主变、高厂变、高压脱硫变和励磁变与封闭母线连接未断开的情况下) , 测试结果为0.7 MΩ, 初步将故障点确定在封闭母相及其所连接的变压器处。为了进一步确定故障点, 逐一打开封闭母线与变压器连接处的软连接, 对主变、高厂变、高压脱硫变做绝缘电阻、直阻、介损、直流泄漏、油压试验, 对励磁变做绝缘电阻、直阻、交流耐压试验 (带穿心CT屏蔽层耐压试验) , 试验结果均合格。对封闭母线进行了离相绝缘电阻测量工作, A相绝缘电阻为1.7 GΩ、B相绝缘电阻为2 GΩ、C相绝缘为7 MΩ, 最后确定封闭母线C相存在故障。
3 事故原因分析
逐一排查C相主封母内支撑绝缘子和盘式绝缘子发现, 室外部分绝缘子根部瓷裙上有露珠, 部分绝缘子较脏, 有污物, 靠近微正压入口处的一个绝缘子有轻微的间隙放电迹象, 但是, 并没有形成贯穿性对地放电。整个封母内潮气较重, 并且靠近微正压装置入口处的母线上有明显水流痕迹。经过分析后, 其进水原因主要是:事故前1个月, 该地有10 d左右的连续阴雨天气, 空气湿度很大;再加上当月该机组一直处于备停状态, 微正压装置一直未投, 潮湿空气通过封闭母线密封面的不严之处进入封闭母线。由于该发电企业地处北方, 冬季昼夜温差较大, 微正压装置管道中易产生积水, 所以, 微正压装置启动初期水分还未干燥就会随着空气一起进入封闭母线内。当潮气进入较长时间后, 由于主封母终端无排气门, 进入的水分不易排出, 就会造成瓷瓶表面受潮。在设备运行过程中, 主封母内部发热, 潮湿气体充满主封母密闭空间, 降低了主封母绝缘性, 这是造成此次故障的原因。另外, 主封母内支持绝缘子上的灰尘较多, 绝缘子脏污严重, 很易产生“爬电”现象, 这也是引发此次故障的原因。
4 防范措施
在此过程中, 具体的防范措施包括以下几点: (1) 利用停机的机会, 全面检查、清扫发电机主封母内所有的支持绝缘子, 并更换全部的密封垫, 进行气密试验, 检查其密封情况。 (2) 利用停机的机会, 在发电机主封母终端加装排气门, 以便实现气体流通, 排出潮气。启机前, 要开启一段时间对排气门进行驱潮。 (3) 改进微正压装置的干燥功能, 特别是在冬季, 以防微正压装置管道内的疏水不能及时排放而进入封母内, 确保充入主封母内的气体是干燥的。 (4) 对于带有电加装置的封母, 要确保加热器的投入是可靠的, 进而保证主封母内气体的干燥程度。 (5) 在条件允许的情况下, 可将封母内的陶瓷绝缘子更换为憎水性更好的复合绝缘子。
5 结束语
大容量发电机出口采取离相封闭母线, 能有效防止相间短路故障的发生, 并且平时维护工作量少, 整齐美观。但是, 如果大电机处于北方地区, 则应采取有效的措施防止封闭母线内部受潮, 加大对封母密封性的检查力度, 确保微正压装置充入的气体为干燥气体。在封母尾端加装排气口, 启机前进行驱潮工作, 以保证封母的可靠运行。
摘要：阐述了发电机出口离相式封闭母线受潮, 使得发电机组定子接地跳闸的情况, 并分析了具体的处理过程和防范措施。
关键词：定子接地故障,绝缘子,封闭母线,驱潮工作
参考文献
[1]华北电网有限公司.电力设备交接和预防性试验规程[M].北京:中国电力出版社, 2008.
发电机定子 篇4
关键词：发电机定子;接地故障;分析处理;对策
中图分类号：TM311 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）03-0100-02
近几年来，大部分发电厂汽轮发电机组出力都能达到额定值，各项性能与参数也足以满足正常运行方式的要求。但是，由于技术因素的限制，汽轮发电机定子在制造、使用中过程中为单一整体，维修非常困难。因此，本文对大型汽轮发电机定子接地故障原因进行了较为全面、系统的阐述，同时结合具体实例剖析了这些故障对机组安全运行带来的危害及相应的处理措施。
1 发电机定子接地故障的危害性
发电机定子绕组对地（铁芯）绝缘的损坏就可能会发生单相接地故障，这是定子绕组最常见的电气故障。定子绕组单相接地故障对发电机的危害主要表现在定子铁芯的烧伤和接地故障扩大为相间或匝间短路。
铁芯烧伤由故障点电流If和故障持续时间t决定，If2越大，铁芯损伤越严重。对于没有伤及铁芯的定子绕组绝缘损坏，修复工作较简单，停机时间也较短;一旦烧及铁芯，由于大型发电机组定子铁芯结构复杂，修复困难，停机时间就较长，如果说定子绕组绝缘损坏和单相接地故障是难免的，但由此而殃及定子铁芯则是完全应该避免的，为此应设法减小定子绕组单相接地电流If ，同时缩短故障的持续时间。
定子绕组绝缘一点损坏（单相接地）时故障电流仅数安或数十安，故障处电弧时断时续，将产生间歇性弧光过电压，由此而引发多点绝缘损坏，轻微的单相接地故障扩展为灾难性的相间或匝间短路，这也是必须避免发生的。
2 发电机定子绕组接地原因分析
发电机绝缘有较高的耐电压强度，并能承受一定过电压的性能，在工作电压和工作温度下，绝缘介质损耗因数tanδ小且稳定，具有一定的去游离电压、绝缘寿命应保证在25～30 a。造成发电机定子接地的原因主要有发电机内部因素的原因及外部因素的原因。以下统计了常见的几点发电机定子绕组可能造成接地故障的原因。
2.1 定子绕组发生接地故障的内部原因
①定子绕组的绝缘材料、铜导体和定子铁芯由于膨胀系数不同，在绕组加热和冷却过程中，不可避免地产生较大的机械应力。长时间作用使得绝缘失去弹性而产生裂纹，甚至在运行电压下绝缘击穿。另外，发电机绝缘在工作温度下、浸渍漆和粘合剂不应融化流出，否则将导致绝缘迅速老化。②发电机绝缘在制造过程中和运行时受到各种机械力的作用，尤其在高速运转时受到的机械应力更大，受到的机械应力及危害分析如下：其一，端部线圈在运行时和突然短路时，产生电动力使端部线圈固定松动，长时间作用磨坏绝缘。其二， 幅向交变电动力，是定子绕组的横向磁通使导体受到的力。另外，在额定电流下，汽轮发电机单根线棒上也会受到几百公斤力的作用，并以每秒100次的频率打击着绝缘，在短路时，该力达到数百吨。上述交变电动力作用结果，将使绝缘断裂或磨损，在运行中可能使绝缘击穿。③发电机运行产生电晕放电时，又有臭氧和各种氧化氮产生，前者是强烈的氧化剂，侵蚀有机绝缘材料;后者和水形成硝酸或亚硝酸，腐蚀金属材料，使纤维材料变脆。所以，发电机绝缘应防止产生电晕放电并采用防电晕材料。④发电机内定子绕组绝缘被异物磨损或老化等造成绝缘水平下降时，可能造成定子接地故障。
2.2 定子绕组发生接地故障的外部原因：
运行中的发电机定子接地时，发变组保护装置会发出“定子接地”报警信号，发电机出线采用封闭母线后，由外界因素引起接地的几率大大减少了，但是其他一些因素也会造成发电机定子接地，例如：①发电机漏水及冷却水导电率严重超标时会引起接地报警。②与发电机定子绕组相连的一次部分设备上发生单相接地时引起接地故障。如发电机出线主封母支持绝缘子受潮绝缘下降、主变低压侧升高座内因橡胶密封升缩套破裂渗水导致升高座内积水瓷瓶绝缘下降。③发电机电压互感器开口三角形绕组的高压侧熔断器熔断，开口三角电压线松动、接触不良，电压互感器开口三角侧一次插头或二次插头接触不良等，也会造成发电机定子接地报警，这种不是由于真正接地而引起保护报警的现象通常称为“假接地”。④发电机风道及绕组上的污垢和尘土造成散热条件脏污，引起风道堵塞、绕组过热，导致发电机温升过高、过快，使绕组绝缘迅速恶化。⑤发电机冷却器进水管堵塞，造成冷却水供应不足，绕组过热、绝缘受损。⑥发电机长期过负荷运行。⑦在发电机烘干驱潮时，温度过高。
3 故障现场排查、分析判断及事故处理
当发电机定子绕组及其一次回路发生一相接地时，接地点将流过对地电容电流。该电容电流可能产生电弧，如果电弧是持续性的，同时又发生在发电机内部，就可能损坏发电机定子铁芯，铁芯的损坏程度与此时对地电容电流的大小有关。发电机运行中保护装置发出“定子接地”报警信号后，运行人员应立即测量发电机相关二次电压并通知检修人员立即到发变组保护屏、PT二次端子箱等地分别测量发电机二次电压，进行分析，以判断发电机定子是否真正发生接地故障。
当定子绕组回路发生一相金属性接地时，接地相对地电压为零，非接地相电压升高至线电压，各线电压不变且平衡。如果接地点在定子绕组中的某一部分或者是发电机出口一相非金属性接地以及主变低压绕组内部接地时，接地相对地电压不会降至零，不接地相对地电压虽然升高，但也低于线电压，出口PT开口三角侧电压也小于100 V，接地电阻越大或越靠近中性点，其值越小。
当出口PT高压保险熔断一相或两相时，其开口三角绕组的电压也要上升，可能发出接地报警信号。例如：A相高压保险熔断，定子电压的UCA、UAB降低，UBC不变，仍为线电压，UB0、UC0仍接近相电压，UA0则明显降低，开口三角侧电压电压接近100/3 V，此种情况即为假接地。
判断真假接地的关键在于：真接地时，接地相对地电压降低，而非接地相对地电压升高，且线电压彼此平衡。假接地时，不会有相对地电压升高的现象，线电压也不平衡。
定子接地故障的现场检查项目及步骤参考如下：①检查发变组保护装置是否正确动作、保护定值是否合理，加入模拟量校验装置是否正常，是否出现误报、误动作。②测发电机绝缘（带封母及主变、厂高变等其他一次设备）。③检查保护装置及PT二次端子箱的二次电压线是否有松动，接线端子是否足够紧固。④保护装置到PT端子箱及及到PT柜本体的二次线绝缘是否良好。⑤电流、电压二次回路各接地点是否可靠、正确。⑥在PT就地端子箱或中性点变压器的二次电压端子施加模拟量，带外部线模拟检查保护装置是否正确可靠动作。⑦检查电压互感器一次绕组尾端接地是否可靠。⑧检查PT柜内一次插头、二次插头及二次插头内的电压线是否接触牢固、可靠。⑨检查发电机出线套管处的软连接是否正常，有无水、油污及其他异物。⑩检查发电机主封母内各处是否干燥、是否绝缘良好，应无积水、无异物。11 检查主变低压侧套餐及厂高变的高压侧升高座内是否干燥无积水、无异物、绝缘良好。12 断开发电机出口软连接，分别测发电机本体及本体以外一次设备绝缘。13 发电机出线PT进行高压试验。14 对发电机中性点干式变、电缆进行高压试验。15 发电机出口避雷器高压试验。16 对主封母连带主变低压侧及厂高变高压侧进行高压试验，如数据不正常再将封母、主变低压侧、厂高变高压侧分别断开连接进行检查。17 发电机打开两侧端盖、抽转子，结合跳机前的各运行参数检查定子绕组。18 发电机定子加高压试验进行排查。
4 案例分析
4.1 故障情况
2013年7月25日，某电厂#2机（东方电机厂，型号：QFSN-21
0-2，额定有功功率210 MW）发变组保护动作，机组跳机。继保人员在发变组保护A、B屏发现定子基波零序电压高值有动作出口跳闸记录（即发电机定子接地保护动作出口跳闸）。分别检查发变组保护装置、外部接线，现场相关的CT、PT端子接线箱等均无发现异常现象，查看了机组故障录波器、网控室故障录波器、保护装置的动作报告及动作波形，并打印了相关的动作报告进行分析。同时，运行人员检查氢气湿度、内冷水的水质及测发电机绝缘均合格。
4.2 故障的查找及处理
机组跳机后，电厂相关技术人员根据保护动作的类型、波形及动作值进行初步分析后，判断可能为发电机内部故障，决定进一步进行检查。
检修人员随后检查了主变及厂高变的升高座内的积水及绝缘受潮的情况，并将发电机封闭母线多个支撑绝缘子及人孔处拆开检查封母内部，均无发现异常。检修人员还检查了机端电压互感器及中性点变压器到就地二次电压端子箱的所有接线，对发变组保护装置的定值和接线、二次电缆的绝缘、电流（电压）二次回路接地点及接线端子进行检查，并对电压互感器一次绕组尾端接地可靠性进行检查，均无异常;继保人员在发电机就地电压端子箱的中性点变压器二次回路加入电压量，模拟故障情况，发变组A、B屏保护装置的定子零序电压高值保护能正确动作、保护装置的动作信号指示也都正常。
后检修人员直接对发电机本体、机端PT、避雷器、中性点电缆、中性点变压器、封母、主变、厂高变、励磁变等一次设备做绝缘电阻、直流电阻、空载试验、倍频耐压试验，交、直流耐压等相关高压试验，试验数据均正常。进一步分析后，重点检查发电机PT的相关一次、二次回路，最后，打开PT本体二次插头，发现PT开口三角形二次插头内有一根二次线存在松动现象，重新焊接处理后，机组重新点火开机，在发电机升压过程及并网后通过发变组保护对机端电压及自产零序电压、外接零序电压、中性点零序电压等各项数据进行检查均正常，机组顺利并网。
5 结 语
如上述分析，汽轮发电机定子的结构、接地故障的几个主要形成原因及故障的现场判断、查找以及相应的处理对策都有了一个较为清晰的思路。但是，遇到实际定子接地故障时，还需要结合具体情况做具体的分析和处理。
参考文献：
[1] 王维俭.发电机变压器继电保护应用（第2版）[M].北京：中国电力出版
社，2001.
[2] 李平.水轮发电机定子一点接地故障查找[J].广西电力，2014，（1）.
[3] 陈天翔，王寅仲，海世杰.电气试验（第2版）[M].北京：中国电力出版社，
2008.
发电机定子接地保护动作探讨 篇5
1 基本原理及作用
蒙古第三热电厂50MW机组发变组保护采用国电南京自动化股份有限公司的DT801系列保护, 电量保护型号为DGT801UB, 非电量保护型号为DGT801E。此保护采用独创的双电源双CPU并行处理技术, 结构先进, 性能优良, 调试和维护人性化, 运行安全可靠。
本机组发电机定子接地保护采用基波零序电压式定子接地保护, 保护范围为由机端至机内90%左右的定子绕组单相接地故障, 作为小机组的定子接地保护。也可与三次谐波定子接地保护合用, 组成大、中型发电机的100%定子接地保护。
保护接入3U0电压取自发电机机端TV开口三角绕组两端, 为确保TV一次断线时保护不误动, 需引入TV断线闭锁。
本定子接地保护设置有性能良好的三次谐波过滤器, 因此, 3U0动作值应按躲过正常运行时TV开口三角绕组可能出现的最大基波零序电压来整定, 动作值为8V, 延时为2.5S。
2 系统简介
蒙古第三热电厂50MW机组9号发电机组额定功率为50MW。发电机出口电压为10.5k V, 以发电机-变压器组单元接线方式接入厂内110k V变电站。本机组启动/备用电源从老厂6 k V母线上引接, 并经电缆直接接入6k V工作段备用电源进线柜。高压厂用变压器由主变低压侧引接, 接入6k V工作段工作电源进线柜, 供6k V厂用电源, 见图1。
3 保护动作情况探讨
2014年07月01日23:03, 由于突发的暴雨, 引起发电机定子接地保护动作, 发变组保护动作于全停, 跳开发变组高压侧开关、灭磁开关、6k V工作电源进线开关, 启动厂用电源切换, 关闭主汽门。保护动作故障录波图见图2。
从上图中可以看出, 在故障发生时, 因为发电机中性点为经避雷器接地, 发电机3U0瞬时增大为相电压值, A、B两相电压增大为线电压值, 故障相C相维持相电压值, 三相电流维持原值不变。
发变组保护动作记录见图3。
从发变组保护动作记录可以看出, 发电机3U0值为相电压103.7V (瞬时值) , 与故障录波信息一致。
故障发生后检查发电机绝缘正常, 主封闭母线C相绝缘为0.2MΩ。因此, 决定重点检查检查主封闭母线, 发现封闭母线封堵用的环氧树脂板有明显碳化痕迹, 可以确定为故障发生点, 见图4。
由此, 我们可以得出以下结论:
3.1发电机定子接地是由于主封闭母线C相接地引起, 保护动作正确, 预防了事故进一步扩大。
3.2环氧树脂板虽然具有良好的绝缘性能, 但是容易凝露受潮, 受潮后绝缘性能迅速变差, 因此, 不能作为密闭高压设备的绝缘材料和封堵材料, 禁止作为室外高压设备的绝缘材料和封堵材料。
3.3发电机定子接地保护反映灵敏, 能有效反映出发电机及封母上的接地故障, 是预防发电机定子接地的主保护。
4 事故处理情况探讨
发电机定子接地保护动作后, 根据要求对发电机、主变、高厂变、主封母等设备进行了全面检查, 确认故障点发生在主封母后, 要求对主封母进行重点全面检查, 处理完成后重新进行一次交接试验等级下的交流耐压试验, 试验合格后, 才能进行再次开机并网。
对安装不规范的主封母至主变联络处 (见图5) , 必须进行全面整改, 尽快拿出符合规范要求的整改方案, 在下一次停机期间进行整改。
结语
此次发电机定子接地保护动作虽然是由于恶劣极端天气 (暴雨) 引起的, 但是偶然中具有必然性, 根本原因还是由于主封母质量缺陷和不规范安装造成的。所以, 机组的安全稳定运行需要多处把关, 从设计、设备制造、安装、调试、监理、质检、运行等多处把关, 才能预防事故的发生。
摘要：本文通过介绍一起发电机定子接地保护动作的现象及分析、处理情况, 分析定子接地保护动作的原因, 探讨预防定子接地保护动作的方法和措施。环氧树脂板虽然具有良好的绝缘性能, 但是容易凝露受潮, 受潮后绝缘性能迅速变差, 因此, 不能作为密闭高压设备的绝缘材料和封堵材料, 禁止作为室外高压设备的绝缘材料和封堵材料。
关键词：发变组保护,发电机定子接地保护,保护动作,探讨
参考文献
[1]GBT 50062-2008, 电力装置的继电保护和自动装置设计规范[S].
某型发电机定子温升计算 篇6
1温升校核计算的步骤
温升计算校核的工作可分为3步, 首先根据发电机发热的部位和散热的途径来绘制散热热路图;其次再分别计算这些散热路径上的热阻值及其表面的散热系数;最后综合以上数据计算出发电机的定转子绕组的平均温升值, 并与技术总要求进行对比, 必要时进行局部修正和设计综合调整。
2发电机定子温升计算过程
热量的传递主要有传导、对流和辐射3种方式, 在发电机的通风冷却系统中对散热起主要作用的是通过发电机内部的冷却空气对流来散热。发电机的发热主要是由绕组和铁芯产生的, 所以其温升的校核计算应以绕组和铁芯的温升计算为主。虽然发电机各部件的发热程度应以最高温升为准, 由于平均温升与最高温升间有一定的规律性, 计算时通常可以只计算发热部件的平均温升, 用平均温升来衡量发电机的发热情况是适宜的[2]。下面通过二热源热路法对该型发电机的定子平均温升进行计算和分析。
计算时可假设绕组的铜导线 (铜) 以及铁芯的硅钢叠片 (铁) 的导热系数为无穷大, 所以可以将“铜”和“铁”看做一个等温体;采用外部空气来冷却的外冷式发电机, 其温度降低主要是集中在定转子绕组的绝缘层和相关散热的表面处冷却介质流体层中。由于定转子之间的气隙中有轴向气流, 该处的热阻很大, 所以定转子之间进行的热交换可忽略不计[2]。这样, 定子和转子就可看成各自独立的二热源热路。定子的二热源热路见图1, 并假定铜、铁周围的冷却空气温度是相同的。
定子绕组铜耗产生的热量主要通过以下3条热路来散出:一是通过绕组端部的表面散出传给发电机内部的气流, 其热阻为RC1;二是通过铁芯通风道中的绕组表面传给发电机内部的气流, 其热阻为RC2;先传给铁芯, 再由铁芯传给发电机内部的气流, 铜铁间热阻为RCF。
定子铁芯铁耗 (涡流) 所产生的热量主要通过以下4条热路散出:从铁芯通风道中的表面传递给发电机内部的气流, 其热阻为RF1;从铁芯内圆表面传递给发电机内部的气流, 其热阻为RF2;从铁芯外圆表面传递给发电机内部的气流, 其热阻为RF3;铁芯先传递给铜, 铜再传递给发电机内部的气流, 其热阻为RCF。
由图2可列出下列热路计算方程
定子绕组铜导线的并联合成热阻RCu:
定子铁芯的并联合成热阻RFe:
将式 (3) 、式 (4) 代入式 (1) 、式 (2) 后
下面分别对各个部位热阻的计算过程加以分析说明为
1) 定子绕组中铜导线与铁芯之间绝缘材料的热阻:
其中:δn为导线与铁芯之间每层绝缘材料的厚度;λn为每层绝缘材料的导热系数。
2) 定子绕组端部铜导线与空气之间的热阻
其中:δC1为绕组端部绝缘材料的总厚度;λC1为端部绝缘材料的合成导热系数;αC1为端部表面的散热系数;SC1为端部总散热面积。一般认为端部绝缘材料的导热面积和端部表面散热面积相同, 所以可取
其中:LE为绕组端部长度;u为绕组端部电磁线表面周长;z为定子铁芯的槽数。
3) 定子铁芯径向通风道中, 绕组直线部分和发电机内部的气流之间的热阻RC2, 算法与2) 近似。
4) 铁芯的径向通风道、内圆及外圆表面和发电机内部的气流之间的表面散热热阻计算为
3结论
经上述计算校核表明, 该型发电机通风冷却系统的设计是合理的, 主机定子绕组及铁芯平均温升计算值均满足技术条件要求的F级绝缘温升限值, 设计安全可靠。
摘要：文中介绍了某型号发电机平均温升的计算方法, 通过运用西门子系列发电机的温升计算公式, 对该发电机的定子平均温升进行了计算校核, 结果完全满足技术要求, 得出了使用该计算方法进行工程设计的可行性和正确性。
关键词：发电机,温升,设计计算
参考文献
[1]陈世坤.电机设计[M].北京:机械工业出版社, 1984.
[2]俞左平.传热学[M].北京:高等教育出版社, 1985.
核电常规岛发电机定子吊装 篇7
1.1 简介
定子运输具体参数如表1。
1.2 吊装方案选择
发电机定子吊装由厂房两主行车联合吊装, 厂房大厅配有的两台高架电动移动式主行车, 行车标定起重量为280t/50t, 大钩起升有效高度约为+34.2m。考虑到施工期及以后的维修期使用, 主行车设计成能在机械上和电气上联结在一起, 并备有两台主行车共用的起重横梁。通过合并和联控, 使起重横梁能有最大的起吊能力。
结合两台行车以及起重横梁的额定荷载, 现拟采用两台行车设计所赋有的合并、联控功能, 在汽机房A-B排之间的吊装口通过起重横梁抬吊定子。
2 两台行车利用起重横梁抬吊发电机定子施工方法及要求
2.1 材料与设备
主要施工计量器具:
主要施工设备及工器具如表3。
2.2 施工工艺流程
施工工艺流程如图1所示。
2.3 操作要点
2.3.1 设备到货检查
(1) 根据设备装箱清单, 确定设备数量及配件的数量是否配备齐全。
(2) 核对设备的型号、规格参数等数据是否与图纸一致。
(3) 检查设备外观 (设备表面是否有划伤、损坏痕迹, 油漆完好, 无明显凹凸现象) 。
2.3.2 设备吊装
(1) 钢平台支架制作
(1) 由于B列9轴6.2m层钢平台现已施工完毕, 经与业主沟通定子吊装时, 运输车辆停靠在7/A列位置。由于7/A列8~9轴位置为凝结水泵坑 (坑底标高为-6.5m) , 所以此处制作钢平台支架以满足运输车辆停靠。钢平台支架由钢管 (不小于Ф325×6) 、钢板 (δ=10mm、26mm) 、[20a槽钢、I20a工字钢、L63×5角钢等组成。材料钢管、钢板、槽钢、角钢、工字钢之间的连接均采用焊接方式固定。槽钢与立柱间焊上斜支撑, 以加大受力面积。
(2) 脚手架管采用Ф48mm×3.5mm, 其质量应满足GB/T700中Q235-A级钢的有关规定, 表面应平直光滑, 不应有裂纹、分层、、压痕、划道和硬弯, 端面应平整。扣件必须满足《钢管脚手架扣件》 (GB15831) 的有关规定, 有裂纹、变型的严禁使用, 出现滑丝的螺栓必须更换。
(2) 两台行车合并联控
(1) 并车前将5DMM001PR定为主控车, 5DMM002PR作为从动车。
(2) 将两台行车的大车防撞开关电源关掉, 屏蔽防撞减速功能, 将两台行车开到一起, 连接好端梁机械并车接杆, 并将并车确认连接开关放置到位, 将并车网线连接到位;接着将主控车选择到非本车状态, 从车选择在本车位置后, 同时将系统合闸旋钮拨至并车合上, 此时并车正常指示灯长亮, 两台行车处于正常联动操作状态。
(3) 将主控车并车选择旋钮拨至双车状态, 进入双车抬吊工况, 主控车操作, 控制两台车一起工作。
(4) 将主控车并车选择旋钮拨至他车状态, 进入他车调整车工况, 主控车操作, 控制他车工作。
(5) 将主控车并车选择旋钮拨至本车状态, 进入本车调整车工况, 主控车操作, 控制本车工作。
(3) 安装起吊横梁
(1) 将起吊横梁运输至厂房吊装口, 指挥行车将280t大钩同时落下, 将起吊横梁吊挂在行车两吊钩上。调整两大钩的高度, 使联合起吊梁两侧的角度摆针指示在0位。
(2) 指挥行车缓慢起钩, 起吊横梁离地面0.1m时, 暂停起吊, 进行起吊横梁全面检查, 确认稳定、平衡后方可进行施工。
(3) 开动大车在6~11轴之间空载模拟运行一次, 确认无误后方可投入使用。
(4) 发电机定子运输 (中远负责)
(1) 采用专用重型车辆用于发电机定子运输, 装车前由热机人员确定发电机定子方向。
(2) 装车过程中指挥信号明确, 发电机定子下方放置道木并采用吊带/钢丝绳、倒链进行封车, 确保发电机定子牢靠无晃动。
(3) 装车过程中做好发电机定子二次防护。
(5) 发电机定子运输至现场
(1) 运输道路应有足够的耐压能力, 路面宽度不小于10m, 以道路中心为基准的转弯半径不小于26m, 道路纵向坡度不大于6%, 道路横向坡度不大于1%, 运输道路上垂直净空间高度不小于7m, 并确保路面上不存在有任何影响运输作业的障碍物。
(2) 室外温度0℃以上, 风速不超过40km/h。
(3) 运输过程中车辆速度保持匀速, 设置专人进行监护。
(6) 钢丝绳吊挂定子
(1) 将发电机定子运输至厂房吊装口, 行车开至定子上方, 将起重横梁吊钩下降到定子起重中心顶部约1m处。
(2) 将钢丝绳与设备接触位置缠绕尼龙布/破布进行防护, 将2根起吊钢丝绳扣挂在吊钩上。
(3) 在每根钢丝绳悬挂点处绑扎溜绳, 用于钢丝绳顺利吊挂在发电机定子的吊耳上。
(4) 指挥起重机落钩, 通过溜绳牵引钢丝绳挂扣在发电机定子吊耳上 (由于钢丝绳直径尺寸稍微大于吊耳尺寸, 所以钢丝绳在刚刚受力之后, 可以使用方木等工具进行击打钢丝绳, 使其完全进入吊耳) 。在发电机定子上为8股拴挂方式, 如图2。
(7) 起吊前设备清理、检查
(1) 进行机械设备、工器具、控制区的全面检查, 确认安全无误。
(2) 在拖车上对发电机支座底部进行清理, 除去表面防护层;检查发电机支座底部, 应表面平整、光洁, 无毛刺、裂纹、突起等缺陷, 使用平板对发电机支座底部进行接触是否良好。 (由热机工程公司施工人员负责) 。
(3) 进行发电机定子外表面的全面检查, 确认发电机定子上无杂物。
(4) 在发电机定子两侧拴绑溜绳, 并设置专人拉设, 防止发电机定子吊装时在空中旋转。避免造成碰撞其它构筑物。
(5) 检查钢丝绳是否完全悬挂在吊耳上。
(8) 发电机定子试吊
(1) 指挥起重机动作, 将发电机定子吊离运输车约0.1m时暂停起吊, 静止10min, 并进行全面检查, 确认主行车制动性能良好, 同时发电机定子各受力部件无变形, 主行车、卡环、钢丝绳无问题, 如图3。
(2) 起升降落发电机定子一次, 然后落钩试验起重机制动性能。检查确认无异常情况后, 开走运输车。由测量科测量B列柱的沉降度与垂直度及A/B列轨道跨距, 并做好记录。
(3) 以上检查与测量满足要求并经过签字后正式起吊。
(9) 发电机定子正式起吊
(1) 试吊结束后, 正式起吊, 按照吊装顺序先进行发电机定子吊装。
(2) 发电机定子吊装过程中, 采用溜绳对发电机定子进行调整, 防止碰撞机械臂架及其它构筑物。起吊过程吊车保持匀速, 指挥信号明确, 如图4。
(10) 发电机定子移至基础上方
(1) 起重指挥指挥主行车起钩, 使发电机定子底部达到16.2m层以上高度2m左右后停止起升。
(2) 开动小跑车缓慢匀速行走至基础南侧使发电机定子横向中心基本到达就位中心。
(3) 确认无误后, 指挥行车行走至基础上方, 行走过程中通过溜绳调整确保发电机定子稳定, 如图5。
(11) 发电机定子下落
(1) 指挥行车动作, 并用溜绳辅助定子下落, 行车下落速度保持匀速。
(2) 将定子下落至离就位基础1m左右, 暂停下落, 进行就位点确认, 如图6。
(12) 发电机定子就位
确认就位点后, 由热机工程公司施工人员进行定子安装、调整工作。
(13) 摘钩、行车恢复
发电机定子就位完成后, 待定子稳定无晃动后, 通过钢丝绳上拴绑的溜绳进行钢丝绳扣解除, 拆除吊装用承重梁, 并将两行车并车装置解除, 将吊钩恢复成原吊钩。
2.4 实施情况
阳江核电项目#5机组发电机定子为整个机组最重的设备, 经过前期精心的准备与积极施工, 按照既定方案发电机定子吊装于2016年11月6日吊装, 发电机定子用时1小时43分顺利吊装完成, 为紧张的工期赢得了宝贵时间。方案实施过程中, 由于钢平台支架的制作, 解决了由于主厂房优化设计带来的定子运输车辆无法按照原就位方向进入厂房的问题, 极大降低了吊装过程工作量, 整个过程安全、快捷、经济, 赢得多个单位好评, 业主发出表扬信称赞。
3结束语
通过中国电建集团核电工程公司阳江项目部的周密组织与部署, 制定科学合理的吊装方案, #5机组发电机定子圆满吊装就位, 为发电机定子进入厂房与两台行车进行联合抬吊提供了科学、合理、安全的技术支持, 获得了良好的社会和经济效益。
参考文献
[1]杭州华新机电工程有限公司.《280t/50t主行车安装使用说明书》.
[2]黄志江, 周立民, 付然, 李庆梅, 宣东海, 王志军.福清核电站常规岛发电机定子吊装方案[J].电力建设, 2012 (05) .
缅甸某电站发电机定子铁芯安装 篇8
缅甸某电站工程位于缅甸北部掸邦境内紧邻中缅边界的某江干流上,总装机容量为6×100MW。
缅甸某电站水轮发电机结构型式为立轴悬式密闭自循环全空气冷却三相凸极同步发电机。发电机主要技术参数如下:
额定功率因数cosΦN:0.85发电机飞轮力矩GD2:1700tm2
定子铁芯外径Da:5380mm,铁芯内径Di:4340mm,铁芯高度1900mm。
定子铁芯采用低损耗、无时效、优质冷轧硅钢片,厚度0.5mm,双面涂F级绝缘漆以减少涡流损耗。叠片之间所有连接均为搭接,形成一个连续铁芯,通过鸽尾筋和穿心螺栓固定在定子机座上。
2 定子铁芯安装过程
2.1 定位筋校直检查和基准定位筋位置确定
2.1.1定位筋在安装前应校直。用不短于1.5m的平尺检查,定位筋在径向和周向的直线度<0.1mm。2.1.2选靠近+Y处定位筋孔作为第一根基准定位筋位置。基准定位筋定位(或搭焊)后,其半径与设计值的偏差应在设计空气间隙值的以内,周向及径向倾斜<0.15mm。2.1.3定位筋在同一高度上的弦距与平均值的偏差不大于,但累积偏差<0.4mm。2.1.4周向倾斜布置的定位筋安装的倾斜方向和倾斜值应符合设计要求。2.1.5定位筋托板与机座环板间一般无间隙。
2.2 定位筋搭焊及检查(见图1)
2.2.1第一根定位筋搭焊。定位筋的安装是定子装配工作中精度要求高而又复杂的工作,因为定位筋是铁芯的堆叠基准,而在焊接过程中,定位筋和机座又常常发生变形而影响定位筋的安装精度,同时环境温度也是影响定位筋安装尺寸不可忽视的因素。2.2.2大跨距定位筋搭焊。以第一根定位筋为基准,将定位筋大跨距等分,各跨距允差应<0.3mm,在同一跨距内上下弦距允差应<0.15mm。定位筋调整合格后,点焊托块。2.2.3大跨距内定位筋搭焊。以基准定位筋为基准,用搭焊定位筋样板,逐跨将其余各筋托块搭焊于环板上。托板与环板的间隙应<1mm。2.2.4定位筋弦距和半径调整。利用定位筋弦距双头顶柱、定位筋C型夹,小钢楔及定位筋弦距检查样板等调整检查工具,依次调整定位筋各环弦距和内径,合格后将托块搭焊于机座环板上。2.2.5定位筋搭焊检查。同一根定位筋在同一高度上因表面扭斜而造成的半径差<0.10mm。
2.3 定位筋托块满焊及检查
2.3.1定位筋托板焊接应采用CO2气体保护焊,可有效的减小焊接变形和收缩。由多名焊工对称逐环焊接,托板两侧各焊3道。每焊一遍检查半径和弦距,更加实际情况采取反变形措施。2.3.2定位筋全部焊接后,定位筋的半径与设计值的偏差,应在设计空气间隙值的2%以内,最大偏差数值不超过设计值的0.5 mm;相邻两定位筋在同一高度上的半径偏差不大于设计空气间隙值的0.6%;相邻定位筋弦距差<0.3mm。2.3.3局部个别点超差值小于公差的10%,可用砂轮修磨处理。+-+-
2.4 装焊下压指
2.4.1各压指的相互高差不大于2mm,相邻两压指的高差不大于1mm。各压指同断面的内圆一般比外圆高1mm~3.5mm。根据铁芯堆积高度和下齿压板结构及联接方式,一般定子铁芯高度越高,齿指内侧比外侧要高得越多,铁芯高度超过2.5m时应取上限值。2.4.2用冲片作样板,调整压指中心和冲片齿中心偏差不大于2mm,压指齿端和冲片齿端径向距离应符合图纸要求。2.4.3先把压指搭焊好,检查合格后再满焊。
2.5 喷漆
清理部件上的焊珠、焊渣、油污等。机座内表面及相关零部件喷一层9130环氧酯红瓷漆。注意定位筋内表面不能喷漆。
2.6 叠片(见图2)
2.6.1铁心冲片应清洁、无损、平整、漆膜完好。2.6.2叠装定子铁芯冲片时,控制不同冲片段和每一小段的叠装高度,在叠片的上下端部的冲片间涂刷粘合剂。2.6.3铁心叠片过程中应按每张冲片均匀布置不少于2根槽样棒和制造厂要求的槽楔槽样棒定位,并用整形棒整形。2.6.4根据叠片分段压紧后测量的铁心高度和波浪度的偏差,在每段叠片中偏差值不大于0mm+~1mm。2.6.5铁心的叠片高度应考虑整体压紧和热压的压缩量,一般热压的压缩量宜根据铁心高度的0.2%~0.3%考虑,并且平均分配到每一叠片段中。
2.7 铁芯预压
2.7.1铁芯分段预压。铁芯每叠500mm高度左右预压一次。2.7.2铁芯预压紧。在叠片完成并分段压紧后进行上齿压板安装,在压紧螺杆全部安装就位后,调整上齿压板压指中心与冲片齿中心偏差不大于2mm,压指齿端和冲片齿端径向距离应符合图纸要求。2.7.3用紧量刀片检查冲片齿部紧量,单手推入深度<3mm。2.7.4取出槽样棒、槽楔槽样棒时保护铁芯槽部勿受损伤。
2.8 铁芯压紧及检查
2.8.1铁芯预压紧检查全部合格后,换装碟形弹簧、螺母等产品零件压紧铁芯。2.8.2换装原则:松一个,换一个,紧一个,以保证铁芯原有预紧量。2.8.3穿心螺杆的碟形弹簧、限位管、绝缘管换装后,产品螺母把紧前,测量穿心螺杆绝缘电阻。对绝缘电阻不合格的穿心螺杆,应全面清理直至绝缘电阻合格后再把紧产品螺母。2.8.4铁芯内径、波浪度应符合图纸及国标要求。槽形用通槽棒能顺利通过。2.8.5锉修齿上下端槽口突出的冲片,并将毛刺清理干净,涂刷绝缘漆。
2.9 铁芯最终热压压紧
铁芯热压及压紧检查,定子铁芯压紧应符合的要求:
2.9.1铁芯外侧的压紧螺栓应按设计要求安装,与铁芯应保持2mm以上的间距。穿心压紧螺栓应保持绝缘无损、可靠,蝶形弹簧垫圈良好。2.9.2铁芯压紧按序分次增加压紧力,直至达到规定数值。也可用测量均匀分布的压紧螺杆伸长的方法核对压紧的平均压力,整个圆周上测量的螺杆数不得少于10根。2.9.3有热态压紧要求的定子铁心,在铁芯整体压紧后、铁芯磁化试验前进行,自然冷却至环境温度时压紧。2.9.4铁芯磁化试验后按本条2.9.2要求进行压紧检查。
2.1 0 铁芯铁损试验及穿心螺杆绝缘电阻检查
按专用的铁损试验守则进行。根据试验设备情况,铁损试验励磁磁密尽量高。利用测温装置测量铁芯各部温升;同时利用低功率因数瓦特表测量励磁损耗,计算定子铁芯单位重量的损耗。根据温度测量结果判断铁芯内部是否存在短接点。试验经过90分钟后铁芯最大温升<25℃,齿部各测点温升差<15℃。单位铁损不得大于硅钢片特征损耗的1.3倍。定子磁化试验结束后,最终压紧螺栓并测量其绝缘值。
2.1 1 最后处理及喷漆
2.11.1按图纸要求锁紧垫片。2.11.2按图纸要求装焊齿压板侧面挡风板。2.11.3彻底清理干净铁芯后,按图纸规定喷漆。
3 质量要求
3.1铁芯圆度测量:按铁心高度方向每隔1m左右,分多个断面测量,每断面不少于16个测点。定子铁心直径较大时,每个断面的测点应适当增加,各半径与设计半径之差不超过发电机设计空气间隙的。
3.2在铁心槽底和背部均布的不少于16个测点上测量铁芯高度,各点测量值与设计值的偏差-2+~6 mm。一般取正偏差;
3.3 铁芯上端槽口齿尖的波浪度<9mm。
3.4 用通槽棒对铁心的槽形逐槽检查应全部通过,槽深和槽宽与设计值相符。
结束语
缅甸某电站100MW水轮发电机的定子铁芯装配后总重量157t,定子铁芯叠装的核心工序是定位筋的调整焊接。定子铁芯叠装的质量直接关系到发电机组的安全稳定运行。
本文以缅甸某电站为例介绍了水轮发电机组定子铁芯的安装过程,对水轮发电机组定子铁芯装配具有参考价值。
摘要：本文介绍了缅甸某电站100MW水轮发电机定子叠片过程、工艺过程、质量要求。
关键词：定子铁芯,定位筋,叠片,预压
参考文献
[1]GB8564-2003中国人民共和国国家标准.水轮发电机组安装技术规范.
[2]水轮发电机设计与计算.哈尔滨大电机研究所编著.
发电机定子 篇9
大型发电机连接线、引线接头绝缘是重要部位之一，从以往系统内发电机定子绕组相间短路事故来看，其中引出线接头手包绝缘问题占事故发生比例较大。因此，大型发电机连接线、引出线采用手包绝缘是一个值得高度重视的问题。公司#4发电机采用的是某汽轮发电机有限公司生产的QFSN-600-2型汽轮发电机，定子额定电压20kV，冷却方式为“水氢氢”，于2006年11月投产。在安装交接试验过程中曾经及时发现了发电机定子端部引线部位手包绝缘的缺陷，并成功进行了处理，为日后机组安全可靠运行奠定了良好的基础。
缺陷的发现
发电机定子端部出线与出线室在现场连接后，由制造厂专业人员进行绝缘包扎，故此处绝缘俗称手包绝缘（见图一）。包好后，为检查该处绝缘的工艺质量以及定子端部引线接头（包括引水管锥体绝缘、隔相接头、过渡引线并联块等）手包绝缘密实性和相对绝缘强度，需要对手包绝缘进行表面电位外移测量试验。在上述手包绝缘处及过渡引线并接块处包裹好锡箔纸，定子绕组三相并联施加直流试验电压20kV用100M标准测压杆测量各处对地的电压降，测量到出线接头手包绝缘表面电位为：A相：90V、B相：70V、c相：60V（出线与中性点接头并联引出），其他测量点的表面电位均未超过150V。根据原“两部”（电力工业部和机械工业部）1994年发布的“汽轮发电机定子绕组端部手包绝缘状态测量方法及标准评审会纪要”中的国产水氢氢汽轮发电机定子绕组端部绝缘判断推荐标准，新机投产前手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头表面电位限值为1300V，上述测量值在合格范围内。
随后进行定子绕组直流泄漏试验，其测量数据如下：
从以上数据可以看出：发电机定子绕组B相在试验电压50kV时直流泄漏电流出现拐点突然增大，60kV时直流泄漏电流达150A且随耐压时间的延长泄漏电流逐渐增大，相间泄漏电流极不平衡，超过了规程的规定值，上述试验数据表明发电机定子绕组B相绝缘存在某种缺陷。从以往的经验来看，各相泄漏电流相差过大，一般说明其缺陷部位远离铁心，在定子端部或套管；泄漏电流随时间的增长而升高，说明存在高阻性缺陷和绝缘分层、松弛或潮气侵入绝缘内部。
查找故障及处理过程
由于发电机定子绕组直流泄漏试验前的定子绕组端部表面电位外移试验所加试验电压为20kV，可能不足以发现某些定子绕组端部的绝缘缺陷，现场专业技术人员商议，决定对B相进行更高电压下的定子绕组端部表面电位外移试验，以查明缺陷部位。对于发电机出线罩出线侧和中性点侧六个引线手包绝缘盒用绝缘导线引出方便测量，试验数据见表二，从表二的试验数据可以看出，发电机中性点侧手包绝缘处表面电位在试验电压加到50kV时表面电位上升到20kV，而发电机出线侧手包绝缘在试验电压加到50kV时表面电位仅上升到2kV，表明发电机定子绕组中性点B相出线接头（见图二，即图中V2相）手包绝缘内部存在缺陷，使得定子绕组电位外移到绕组绝缘表面，由此判断发电机B相中性点侧引线接头手包绝缘不合格。
查找到绝缘缺陷后，随即通知制造厂赶到现场对缺陷进行确认和处理。厂家人员到现场后，先将接头绝缘盒包扎的玻璃丝带剥开，对表面进行清理，然后包扎硅橡胶带，外包玻璃丝带后刷环氧漆，干燥后进行高电压下的电位外移试验，当试验电压加到56kV时，外移电位已达到50kV左右，并在锡箔纸处伴随较大的放电声，上述处理方法是失败的。
接着厂家人员将外包玻璃丝带及填充物全部清除干净，发现绝缘盒内部绝缘带包扎不均匀，并且内部填料没有完全固化（手感发软），属于绝缘包扎工艺不到位。
找到问题的症结后，厂家人员按照手包工艺要求重新对接头绝缘进行处理，再进行干燥，绝缘彻底烘干后，再做一次表面电位对比测试，表面电位符合标准要求，进行直流泄漏电流试验表明三相平衡（见表三），试验合格。
问题分析
对上述问题进行分析，先需要了解发电机定子引出线与瓷套端子连接处绝缘处理方法（见图三所示），定子端部出线与出线室处手包绝缘处理方式与此相同。
该处绝缘的处理方法：1、清理连接部分。2、用浸53841YR胶的涤纶毡盖包接线夹把合螺栓头和螺母，以锁紧螺栓和螺母，同时将螺栓、螺母、引线夹等部件不规则表面和台阶填平，以消除气隙并形成规则包扎面。3、用15层半叠绕0.14×25云母带9545-1H包扎形成主绝缘。包扎时层间刷53841YQ胶，并注意拉紧带子，避免臃肿。包扎到绝缘引水管上时必须包过管夹80ram。4、最外层半叠绕1层0.1x25玻璃丝带，并刷53841YQ胶覆盖。5、固化12小时后外面刷1层9310红瓷漆。
据有关资料统计国产大型汽轮发电机普遍存在由于有引线手包绝缘整体性差，线棒端部鼻端绝缘盒填充不满，绝缘盒与线棒主绝缘末端及引水管搭接处绝缘处理不当，绑扎用的涤玻绳固化不良以及端部固定薄弱等工艺缺陷，在运行中易发生端部短路故障。为了检测定子绕组端部绝缘缺陷，所以需要做定子绕组端部局部泄漏电流和表面电位试验。但对于绝缘缺陷距地较远处的检测灵敏度，试验标准中要求的表面电位外移测量试验存在一定的局限性，由于所加試验电压较低，使一些缺陷不能暴露出来。
从上述有关试验表明，发电机定子绕组出厂时已经试验合格，出线小室（包括部分引线以及出线套管）也在制造厂内进行了绝缘试验并且一定是合格的，发电机各部件运输途中也未出现大的碰撞和损伤，查找泄漏电流偏大原因，最有可能是现场手包的引线接头绝缘盒未包好，存在绝缘缺陷，由于手包绝缘完成后的电位外移试验，试验电压仅为20kV，绝缘体内部气隙上所加的电压未达到空气游离的电压，故不足以发现此处的缺陷。
实际上定子绕组B相绝缘存在缺陷是通过第一次发电机定子绕组直流泄漏试验发现的，试验电压已施加到额定电压的3倍达到60kV时，测量到B相泄漏电流与其它两相相比较明显偏大，B相泄漏电流为A相的8.8倍、c相的5.8倍，大大超过规程允许值，且泄漏电流随耐压试验时间的延长逐步增长，由此可以判断发电机B相绝缘有问题。
查找故障点过程中对发电机定子绕组B相手包绝缘进行更高电压下的表面电位检查，电压加大到50kV后，发电机表面电位有突变，证明手包绝缘内部在包扎过程中遗留的缺陷（即空隙或气泡），运用电介质理论分析绝缘内部存在空隙或气泡，在升压过程中这些气隙处承受电压作用，当电压达到其游离电压时，气隙中的空气电离便产生局部放电，随着承受电压的升高，局部放电越来越强烈，使绝缘性能下降，绝缘性能下降又导致局部放电的加剧，最终导致绝缘在一定电压值击穿，电位随之外移至绝缘外表面。随电压的升高表面电位值逐步提高，随后的试验表明随着加压次数的增多，绝缘性能还会逐步下降，以至最后发展到绝缘击穿。
发电机定子 篇10
大型发电机定子铁心均采用表面涂有绝缘漆的硅钢片叠压而成, 运行状态下对其定子铁心片间绝缘的要求很高。绝缘涂层不但要有适当的层间电阻率, 还要有较高的表面附着力, 在高温和压力的作用下不发生塑性变形, 漆膜也需要有均匀的厚度等等。在已投入运行的不少电站曾出现过表面漆膜脱落、片间短路、铁心松动和铁心发热等与定子铁心涂漆质量有关的问题[1,2,3]。因此发电机定子铁心冲片涂漆是发电机制造过程中关键工序, 直接关系到电机运行的可靠性, 必须严格控制涂漆工艺质量。
2 硅钢片绝缘漆的种类
目前, 国内外发电机定子铁心硅钢片绝缘漆主要采用有机漆和无机或半无机漆, 各有优缺点。有机漆的优点是流动性好, 涂漆工艺简单。缺点是漆膜, 耐热等级低, 燃点低, 以及挥发出的有机物能造成环境污染和损容人体健康等[4]。对于无机或半无机硅钢片漆, 其优点是漆膜薄, 硬度大, 热收缩性小, 叠压系数大, 有效地防止了铁心松动, 缩小了电机的外型尺寸并改善了发电机的机电性能。因此, 发达国家在电机定子铁心硅钢片绝缘上采用水溶性无机或半无机漆涂层较多[5]。但无机或半无机漆同时也存在下述问题: (1) 由于是水性漆基, 漆液的表面张力较大, 流平性差。 (2) 无机填料的加入, 降低了漆液的流动性, 造成了硅钢片漆涂漆工艺的复杂性。 (3) 采用国内通用的两辊涂漆工艺, 将产生较为严重的边缘增厚现象。 (4) 采用国外通用的四辊涂漆工艺, 造成硅钢片断面涂不上漆, 使硅钢片断面生锈或造成硅钢片片间短路。
3 影响定子铁心涂漆质量的主要工艺参数
3.1 漆膜厚度
冲片漆膜厚度直接影响铁心的叠压系数、片间电阻率等参数, 因此漆膜厚度首先要满足电机制造厂家的图纸、工艺文件、技术要求、技术标准的相关规定。
3.2 漆的粘度
粘度是硅钢片绝缘漆性能中的一个重要指标。粘度的测定方法很多, 包括流出杯, 斯托默粘度计、落秋粘度计等等。根据标准规定, 通常采用4#福特杯来测量定子冲片绝缘漆的粘度。
3.3 涂漆辊间隙
目前, 国内外硅钢片涂漆设备主要有两辊涂漆机和四辊涂漆机两种, 两种涂漆机各有自己的优、缺点和应用场合。两辊涂漆机一般涂有机硅钢片漆和填料少、粘度低半无机硅钢片漆, 其涂漆辊用羊毛毡套套在钢棍上 (冷套或热套) , 其羊毛毡套的硬度肖氏40, 长度为1.3-1.8m左右。两辊之间压力大, 辊间间隙就小, 漆膜就薄;反之, 两辊之间压力小, 辊间间隙就大, 漆膜就厚。两辊之间间隙与漆膜厚度基本成正比。四辊涂漆机一般用于刷涂水溶性无机或半无机漆, 主要由两个橡胶辊、两个刮漆辊和刮漆板组成。其两胶辊为光滑的氯丁橡胶辊, 绍氏硬度为52-56。如果胶辊硬度大, 冲片断面就会涂不上漆, 易生锈;如果胶辊硬度小, 冲片断面覆盖率相对好, 但漆膜厚度不均匀。无论是两辊涂漆机还是四辊涂漆机, 涂漆辊转速快, 涂层薄, 涂漆辊转速慢, 涂层厚。此外, 涂漆辊线速度应与洪炉传送链环速度保持同步, 以减少冲片背面划痕。
3.4 漆膜固化时间
漆膜固化好与坏是冲片绝缘关键, 也是绝缘电阻合格的重要指标之一。漆膜固化工艺过程分为:预热段、固化段、挥发段三个阶段, 一定要按工艺要求保证冲片在炉体停留时间。冲片在炉体里停留时间根据炉体长短而定, 冲片不能有不干或过烧现象, 为保证漆膜固化好, 炉温与链速之间可相互补救。如炉温固定, 可调节链速即变化烘干时间, 来保证漆膜固化质量;反之可以固定链速即烘干时间不变, 通过调节炉温来保证漆膜固化质量。也可以同时调节炉温和链速来保证漆膜固化质量。漆膜不要过分固化, 致使漆失去附着力或柔软性。漆膜固化质量的好坏从外观检查只是一方面, 可靠的是通过耐溶剂试验和富兰克林试验来验证冲片固化程度。
3.5 漆膜表面质量
涂漆质量的好坏最简单直观的方法就是漆膜表面质量的检查, 通常要保证涂漆后冲片正面表面要光滑, 无气泡, 颜色均匀, 没有过热和不干现象。在生产中发现冲片表面不光滑、有气泡或表面张力大, 可降低预热段温度或加入二甲基硅油, 其用量是漆的重量万分之一左右。涂漆后冲片反面不能有较大的划痕、漏涂或擦掉漆的部位及漆熔渣现象 (黑点) 。不定时清理链环或在保证漆膜厚度前提下降低漆的黏度可减少冲片背面漆熔渣。
4 涂漆工艺质量检查
在确定了影响冲片涂漆质量的主要工艺参数后, 涂漆过程中要根据工艺参数确定出相应的质量控制检查项目、方法及标准。无论是涂有机漆, 还是无机或半无机漆, 都应按下表所列项目、方法及标准进行检查, 控制涂漆工艺质量。
5 结束语
大型发电机定子铁心冲片涂漆是一个复杂的工艺过程, 冲片涂漆处理是发电机制造过程中关键工序, 影响因素很多, 在实际生产制造过程中, 很容易出现各种各样质量问题。笔者从硅钢片绝缘漆的类型、性能, 涂漆设备和涂漆工艺参数等方面详细的论述了如何控制铁心涂漆工艺质量, 可以很好预防及解决实际中出现质量问题, 提高冲片涂漆高质量。这对于今后1000MW等级的水电项目和百万核电项目等大型发电机定子铁心涂漆工艺具有重要的参考价值。
参考文献
[1]赵文航.国产600MW发电机定子铁心松动治理与分析[J].电力技术, 2010, 19 (5) .
[2]徐林.改造设备提高定子冲片涂漆质量[J].设备管理与维修, 2014, 1.
[3]吴曙明.大容量汽轮发电机定子铁心故障分析与预防[D].济南:山东大学, 2006.
[4]张忠海, 高中来, 等.水溶性半无机硅钢片漆的涂漆工艺研究[J].大电机技术, 1993, 6:34-36.