发电机定子冷却水（精选7篇）
发电机定子冷却水 篇1
摘要：介绍大唐甘谷发电厂1#、2#发电机定子冷却水存在的问题, 进行原因分析, 针对存在的问题, 提出改造方案, 效果明显。
关键词：发电机,定子冷却水处理,改造
大唐甘谷发电厂1#、2#发电机为330MW机组, 发电机的冷却方式为水—氢—氢, 即发电机组定子线圈空心铜导线采用除盐水作为冷却介质。发电机厂家成套提供了小混床法处理定子冷却水 (简称定冷水) 的装置。1#、2#机组自投产以来, 发电机定冷水电导率、铜含量、pH指标一直不合格, 含铜量最高达500μg/L左右, 电导率10.0μS/cm左右, 不能满足DL/T 801-2002《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》规定 (25℃时电导率≤2.0μS/cm、pH=7.0～9.0、含铜≤40μS/L、硬度<2.0μmol/L) 。定冷水水质不合格将引起发电机短路、结垢、腐蚀、线棒过热等问题, 甚至造成发电机烧毁等。因此必须采取有效的净化措施改善定冷水品质。为从根本上解决发电机定冷水pH值偏低、腐蚀性强、电导率不稳定、铜离子超标等问题, 决定对发电机定冷水的处理方式进行技术改造。
1. 装置概况
大唐甘谷发电厂1#、2#发电机采用小混床旁路部分处理定冷水的运行方式。小混床设计压力0.6MPa, 处理流量2～4.5t/h, 最大处理流量6t/h。
(1) 存在问题
自1#、2#机组投产以来, 1#、2#发电机定冷水水质各项指标均不合格, 其中铜含量控制指标居高不下 (铜离子含量在100～500μg/L) , 铜离子的产生与发电机的线棒腐蚀有密切关系, 多次从小混床更换出的离子交换树脂呈绿色。为缓解对系统的腐蚀, 先后在内冷水系统中投加铜保护剂, 及时更换小混床树脂, 采用大量换水的方式仍不能达到定冷水水质要求, 所造成的运行费用半年时间达五万元以上, 水质的不合格给安全生产带来了巨大隐患。表1是1998年4月至7月对1#机定冷水铜离子含量跟踪化验结果。
在水质发生异常的时间里, 加强了定冷水水质化验分析工作, 不断提高水样化验频率。图1是1998年4月至7月定冷水水质电导率及pH的跟踪分析趋势图。
(2) 原因分析
(1) 将定冷水总水量的5%～10%通过装有阴、阳离子交换树脂的混合离子交换器, 除去水中各种阴、阳离子, 使定冷水导电率维持在合格范围内, 但定冷水经小混床离子交换后, 水中氢离子含量增多, 使出水pH值降低, 有时pH能低至5.0左右, 更加剧了对铜导线的腐蚀。
(2) pH对铜在水中腐蚀的影响。在水中, 铜的电极电位低于氧的电极电位。从化学热力学的观点看, 铜是能被氧化腐蚀的, 腐蚀反应能否不断进行, 取决于腐蚀产物的性质。如果它在铜表面的沉积速度很快, 而且又很致密, 就起到了保护作用, 即形成了保护膜;反之, 腐蚀沉积物不能形成保护膜, 腐蚀就会不断地进行下去。铜氧化膜的形成和防腐性能, 与溶液的pH值关系密切。提高介质的pH值, 可降低氧化铜的溶解度, 但过高的pH值会使保护膜溶解。对照铜离子含量—pH图可知, pH在6.95以下区域, 出现Cu2+, 即铜的腐蚀区;pH在7.0～8.0, 铜腐蚀有一定减缓;pH为8.0～9.0时, 铜腐蚀基本被抑制。pH对铜腐蚀的影响见图2, 铜腐蚀速率见图3。
2. 改造方案
解决定子冷却水水质的根本是在保持电导率合格的同时, 提高pH值。基于上述, 在不增加发电机定冷水系统设备的条件下, 通过离子交换方式使得定冷水中含有微量的氢氧化钠。将原配备的两台小混床改造成类似于两台不同类型混床并联运行结构的微碱性循环处理装置, 将原设计强酸H型阳树脂和强碱OH型阴树脂混合运行方式改造为实验合格再生后的强酸H型阳树脂和强碱OH型阴树脂、强酸Na型阳树脂和强碱OH型阴树脂并联分层运行的方式。按2:1的比例配置D001阳树脂和D201阴树脂, 按总树脂量的10%配Na型阳树脂, 并在混床进出口加装树脂捕捉器, 防止树脂进入系统。同时在内冷水箱出口配备了在线电导率仪和pH表, 用于连续监测内冷水的水质变化。小混床的内部改造结构示意图见图4。
改造后, 采用微碱性循环处理定冷水时, 将发生如下离子交换反应:nRNa+Mn+→RnM+nNa+;nRH+Mn+→RnM+nH+ (M为铜、铁、铵等阳离子, n为阳离子电荷数) ;nROH+Ak-→RkA+kOH- (A为氯、碳酸氢根等阴离子, k为阴离子电荷数) 。
根据以上离子交换反应式可知, 只要发电机定冷水中含有微量的铜、铁、碳酸氢根等杂质离子, 经过微碱性循环处理器处理后, 就能提高pH值, 减少杂质含量, 减缓发电机铜线棒的腐蚀, 确保发电机的安全经济运行, 真正意义上解决发电机定冷水水质的问题。
3. 效果
2008年10、11月先后对1#、2#发电机定子冷却水系统实施改造。改造后, 1#、2#发电机内冷水系统实现了闭式循环, 补水量大大降低, 投运当日的内冷水质即合格, pH值上升到7.0～8.5, 电导率基本上稳定在0.60μS/cm, 铜含量也明显降低, 系统腐蚀得到减缓 (图5、6) 。可以看出, 发电机定冷水处理系统改造后, 水质状况得到改善, 定冷水的各项水质指标均达到了预期效果, 符合GB/T12145-1999标准的规定。
由于系统改进后实现了闭式循环, 补水量大大降低, 不仅节约了大量除盐水, 而且发电机运行系统耐受外界冲击污染能力增强。同时1#、2#机组定冷水处理装置年运行费用由原来的10万元降至现在的2万元左右, 经济效益明显。
发电机定子冷却水 篇2
发电机的漏氢部位有很多种,定子内冷水管路漏氢是其中一种。正常运行时,定子冷却水压低于氢压,是防止发电机定子线棒或引出管等发生渗漏时,定子冷却水会进入发电机,破坏降低发电机绝缘,引起发电机定子接地及发电机进水事故。
但运行中若发生定子线圈沙眼或水电接头焊缝,将造成氢气进入内冷水中。定子冷却水系统漏入氢气将给机组安全经济运行带来危害:不能保证氢压的额定值,从而影响发电机的出力;消耗氢气过多,造成制氢频繁,成本高;发电机系统可能着火.爆炸,造成主设备损坏以至机组停机。
当发生发电机定子冷却水漏氢时,通过其发生的现象进行分析判断并采取有效的安全措施,以保证设备的安全,防止事故扩大。
定子冷却水漏氢的现象为:
1)漏氢量增加且随着定冷水压的波动而波动;2)漏氢量随着定子冷却水的温度波动而波动;3)在定冷水箱排空气门处用测氢仪检测有漏氢现象;4)用测氢仪对发电机本体进行全面测试,并对小漏点加堵,仍有漏氢现象,而且漏氢量大时需每8小时补氢一次。
发电机定子冷却水漏氢的主要原因有:1.安装质量问题;2.定子线圈处在强大的交变电动力作用下,电动力大小一般与电流平方成正比,而发电机线圈端部是固定相对薄弱的地方,随着交变电磁力的作用,不可避免要产生振动,加剧了引水管与引出线接头之间的磨损;3.随着电网容量的增大,负荷峰谷差越来越大,对引出线接头的磨损也起到了促进作用。
当定子冷却水漏氢时,如果是大量漏氢无法控制,则应立即故障停机处理,如果发生微量漏氢,为确保发电机安全运行,则应采取相关控制措施,并尽快安排停机处理。具体控制措施如下:
1)控制发电机氢压在0.35~0.38Mpa运行,保持氢气压力大于定子冷却水压力0.05Mpa以上。氢压0.35Mpa、冷氢温度48℃以下,发电机定子电流不允许超过18090A。
2)各值安排专人、专用PGP连续监视发电机各定子线棒温度,每小时打印定子线棒温度一次,温度异常增加时要分析原因,并汇报相关专业技术人员,定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应立即降低机组负荷,并汇报相关领导。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃,或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时,应立即停机处理。
3)不进行导致定子冷却水流量、压力大幅波动的操作,如倒泵、倒换水冷却器等。
4)加强对发电机定冷水压力、流量、定冷水泵电流及定冷水箱水位的监视,当发电机定冷水进水压力、流量及定冷水泵电流同时出现间歇性波动现象,通过提高定子冷却水箱水位后,波动现象消除,为防止该现象发生定冷水箱水位经常维持高水位运行:即通过手动开启定冷水补水电磁阀,当其出现高水位报警信号时会自动联关补水电磁阀,待高水位信号消失后20min左右再次手动开启补水电磁阀进行补水(注意:当手动开启补水电磁阀后应严密观察其在高水位信号出现时应及时联关,如未联关应手动关闭,防止出现满水现象)。
5)每2小时对油水探测器排水一次,记录排水情况,发现水量异常增加应立即汇报相关领导,并进行故障停机。
6)每2小时对发电机电子间及6.9m发电机射频监视仪、漏氢检测仪检查一次,发现异常立即汇报相关领导。
7)对定子冷却水水箱进行连续排氢,每2小时检查一次,每班由化学运行班测量定子冷却水水箱氢气浓度一次。保持发电机汽机房屋顶风机连续运行,排氢期间严禁#2机汽机房进行动火工作。
8)化学每4小时测量发电机定子冷却水水质一次,并及时向值长汇报测量结果,控制冷却水水质电导率<1.5us/cm,PH值7.0-9.0。
9)保证氢气纯度≥96%、露点-25~-5℃。
10)每天白班由汽机运行专责组织对发电机集水环排气一次,如有气体应及时汇报相关领导。
同样停机后处理前的氢气置换也很重要,发电机定冷水系统漏氢情况下氢气置换原则:
1)发电机组停机后暂不停定冷水系统,定冷水箱顶部排气阀维持全开状态,并对发电机回气门前放水门(防虹吸门)进行一次排气操作,解除定冷水泵联锁,维持密封油系统正常运行。
2)采取先降低定冷水系统压力至0.2Mpa左右(通过调整再循环门或关小出口门,注意定子冷却水泵不过流),再缓慢降低氢压至0.25Mpa,再依次降低水压和氢压,在降压过程中始终保持氢压高于水压0.035Mpa以上,当水压降至0.1Mpa以下时,停运定冷水系统,关闭发电机定冷水进出水门,待氢压降至0.1Mpa以下时,开始进行CO2置换氢气。
3)CO2置换氢气排死角过程中,注意各油水探测器中有无水排出,同时增加开启发电机回气门前放水门(防虹吸门)进行排死角操作,注意事项:在增开发电机回气门前放水门(防虹吸门)进行排死角,阀门开度不能过大,排气时间约3分钟左右,并注意发电机气压的变化。
4)在CO2置换氢气排死角时,重新开启发电机定冷水进出水门,维持原定冷水出口门及再循环门开度不变,启动定冷水系统运行(A泵)打循环1小时再停运,定冷水箱内的气体用注水阀法进行置换。
5)空气置换CO2排死角时同样按上述方法操作。
6)空气置换CO2后,冲压至0.3Mpa,启动定冷水系统运行,并对系统进换水冲洗。
结语
正确的处理措施,既能保证机组的安全,又能在安全的前提下维持设备的正常运行,一定程度上保证了机组及系统的经济性,尤其是在系统负荷紧张及事故处理时,尤显重要。
摘要：600MW及以上大容量发电机组冷却方式一般都釆用水氢氢冷却方式,氢气的缺点是如果达到它本身的爆炸极限的话(4%~76%),它会很危险。发电机漏氢是氢冷发电机普遍存在的问题,一旦漏氢将给机组安全经济运行带来危害。本文根据机组运行时定子冷却水系统发生漏氢的现象,针对漏氢程度分别处理,包括停机后氢气置换处理,防止发生氢气严重泄露至爆炸极限,以至影响主设备安全。
发电机定子冷却水 篇3
关键词：发电机,定子,冷却水,温度,报警,处理
红海湾电厂#1、#2号机是东方电气600MW机组, 分别在2008年1月28日和2月11日通过168h试运, 随之投入商业运行。热工监测是保护主设备安全的重要手段, 发电机系统安装了大量热电偶和热电阻测点来监测发电机的工作状态。例如#1号发电机热电偶测点布置在定子线圈出水、铁芯、压指、压圈、铜屏蔽, 和轴瓦部位共有86个点, 设为X1、X2、X3、…、X86, 众多的测点构成一个数据集A, 即集合A, 集合A和发电机的一种工作状况相对应, 每一个测点Xi (i=1, …, 86) 可视作集合中的一个元素。
当一个热电偶测点发生测温报警时, 我们自然要问是热电偶测点故障?还是被监控的介质温度异常?简而言之, 集合中一个元素Xi报警对其它元素Xj (j=1, …, 86) 有什么影响?不同的影响对应不同的故障判断及不同的处理方式。
1 主设备正常, 热控测点故障
问题的提出及故障现象:2015年8月6日, 运行人员在CRT监控屏幕上发现:#1号发电机负荷在530MW时, 定子4#槽底层线圈冷却水出口温度热电偶 (数据库点名为:10MKA31CT004) 的显示值TCRT在48~56℃间频繁跳变, 触发发电机温度差≥8℃报警条件, 运行人员使用《工程缺陷工作单》通知热控检修人员处理。
报警发生后, 我们首先需要确认引起测点温度波动大的初步原因是发电机定子本身有设备隐患?或者仅是热工信号故障?从厂家提供几十张关于发电机结构和安装的图纸中挑选出与该缺陷密切相关的两张图纸, 《#1号发电机定子绕组水电联接图》和《#1号发电机冷却水热电偶安装部位图》, 为节约版面将两张图纸剪贴成一张缩略图 (见图1) 。冷却水在定子中的冷却流程如下:由励磁端来的冷却水一路进入4#槽下层线棒, 另一路进入29#槽上层线棒, 在各自汽机端的线棒流出后, 汇集进入绝缘引水管、再经过驳接头接入汇流管, 10MKA31CT004正是安装在这个驳接头处。
从冷却水流经的部位可以看出:该点水温报警可能有两个原因, 既可能是4#槽下层线棒内流经的冷却水温度高, 也可能是29#槽上层线棒内的冷却水温度高。因此我们要关注4#线棒测点集的情况, 包括4#线棒处的铁芯温度、齿端温度等等, 假如4#线棒的铁芯部位没有安装热电偶测点 (本例恰是如此) , 那么就只能关注与之相邻最近的铁芯温度测点, 即F-F剖面上37~38#槽铁芯温度测点。29#线棒测点集的情况类似, 与29#线棒相邻最近的铁芯温度测点是F-F剖面上23~24#槽铁芯温度测点。此外类比分析也很重要, 即关注定子5#槽底层线圈冷却水出口温度热电偶 (点名10MKA31CT005) 在CRT上的数值。
将上述密切相关的代表性数据汇总成表1, 表格中的数据全部正常, 没有发生偏离, 更没有出现厂家规定的“任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃, 应该立即停机”恶劣情形。因此我们判断出, 10MKA31CT004信号报警仅是热工测点信号故障而已, 发电机定子电气主设备是正常的, 热控人员按测点信号故障来制订消缺方案。
10MKA31CT004测点报警后, 在CRT屏幕相应的控制画面上会产生闪烁, 闪烁干扰了运行人员监控的注意力, 不消除为之不快, 热工检修人员查找缺陷步骤见图2所示。
2 接地方式不正确导致屏蔽效果差
热电偶信号引线屏蔽层接地方式错误会严重影响信号线的屏蔽效果, 会窜入工频干扰。人为因素造成不良接地方式有两种, 即机柜卡板接地跳线错误和端子箱接线错误, 而信号线胶皮由于意外因素磨损导致屏蔽层外露触碰接地也偶有发生, 图3是厂家提供的热电偶元件接线图。
2.1 卡板输入通道接地跳线设置
更换卡板是引起热电偶测点出现接地缺陷的原因之一。因为每一块TC卡板上有8个热电偶输入端通道, 每个通道的接地跳线设置状态不尽相同, 是ON (短路) , 抑或是OFF (开路) 取决于上一次测点安装和调试的结果, 并不一定是厂家的默认设置状态ON。例如#1号发电机定子1#、2#、8#槽冷却水出水温度热电偶测点被布置在同一块TC板上, 编号为BLOCK21, 上述三个测点对应的接地跳线设置状态为OFF, 而BLOCK21上剩余的其它五个输入通道的接地跳线状态则为ON。假如更换BLOCK21卡板时候没有注意这一细节, 新卡板BLOCK21′上的八个输入通道就会全是默认设置ON, 那么会人为致使三个热电偶测点的屏蔽接地不正确, 产生两点接地。根据机械工业出版社出版的书, 《接地与屏蔽技术》第66页的描述, “屏蔽体只能接地一次, 如果屏蔽体接地两次, 这将产生屏蔽梯度, 屏蔽体就会把干扰耦合到信号导线中”。
2.2 端子箱接地方式
下面以10MKA31CT004测点为例说明现场分段检查工作如何开展, 先核实该点在卡板上的接地跳线设置状态为ON。
实例一:在热电偶就地接线板处 (如图32-2′剖面) , 仅将10MKA31CT004测点屏蔽线4S与端子2S的连线解开, 用万用表电阻档测量屏蔽线4S对地电阻, 实测结果R=∝, 表明发电机机罩内引线的屏蔽层无破损、无接地现象。测量后恢复接线。
实例二:在热电偶就地接线板处 (2-2′剖面) , 将10MKA31CT004测点屏蔽线4S与端子2S的连线解开;同时在DCS端子箱接线柱处 (1-1′剖面) , 将10MKA31CT004屏蔽线3S与端子1S的连接解开, 用万用表电阻档测量就地屏蔽线3S对地电阻, 实测结果R=∝, 显然发电机机罩外引线的屏蔽层无破损、无接地现象。测量后恢复接线。
实例三:在热电偶就地接线板处 (2-2′剖面) , 将10MKA31CT004阳极引线4R与端子2R的连接解开、且将阴极引线4W与端子2W的连接也解开, 测量引线4R与引线4W之间的电阻, 实测R正负=12.57Ω, 说明热电偶的正负端之间没有短路且电极焊点无开路。测量后恢复接线。
上述三项实测表明, 热电偶10MKA31CT004工作端和引线的屏蔽层都无异常, 疑点在工频干扰问题上。
3 工频干扰的产生和抑制
热电偶10MKA31CT004元件的工作端被安装在冷却水汇流管内部, 从发电机结构图看出, 该部位处于强电磁场群的干扰范围内, 这些干扰性的交变电磁场的频率多数是50Hz工频。由于热电偶的U型结构, 即阳极、阴极及引线围起来近似为一匝线圈, 在这个线圈中产生交流感应电动势Em, 即工频干扰是大概率事件。
3.1 工频干扰和滤波电路
在工业实践中通常使用加入R-C滤波器方法来抑制热电偶工频干扰, 其工作原理如图4所示。
(1) 交流回路, 图4中是R入代表TC卡板上模拟输入通道的输入电阻, 为了让工频交流干扰通过, 加入了有隔直传交功能的电容C (容抗为Z) , 大部分工频干扰Em都落在串联电阻R滤上, 设并联阻抗为Z并, 传到R入的交流干扰V1, 那么:
V1= (Z并/ (R滤+Z并) ) ·Em, 其中Z并=Z·R入/ (Z+R入)
在实际应用中, 加入滤波器后工频干扰的幅值从50m Vp, 降至5m Vp以内, 抑制干扰效果明显, 在CRT上显示的温度TCRT′跳变范围△<8℃, 信号报警消除了。
(2) 直流回路和热电偶补偿的关系
R-C滤波器的加入将对热电动势E偶的测量产生影响, 而E偶和CRT上显示的温度还存在一个转换关系, 具体如下:
厂家在10MKA31CT004测点使用的是T分度热电偶, 如图3所示, 阳极是铜 (红色引线) , 阴极是康铜 (白色引线) , 工作端产生的热电动势用E偶表示。
现场使用的TC卡板的专用模块类型为1C31116G04, 该模块带有温度传感器以测量在基座元件接线板上的温度, 并为热电偶输入提供冷端补偿温度T补 (或对应的冷端补偿电压V补) 。
10MKA31CT004测点在CRT上显示的温度TCRT等于热电偶电动势E偶所对应的温度T偶与冷端补偿温度T补之和。
即TCRT=T偶+T补, 或ECRT=E偶+V补
(1) 未加入R-C滤波器前E偶的测量:假如忽略线路电阻, R入两端的直流电压V2:
(2) 加入R-C滤波器后, 同样忽略线路电阻, 在R入两端的直流电压V2′:
将 (1) 式和 (2) 式比较, 显然V2′<V2, 即TCRT′<TCRT滤波器加入后使TCRT′产生失真δ, 失真程度和滤波器的参数设置有关。
3.2 滤波电路优化
加入滤波器后, 10MKA31CT004点在屏幕上的温度报警消除了, 为寻求滤波器参数设置和滤波效果的关系, 我们进行了如下测试。试验时负荷SELMW=530MW, 选择不同的R滤, C进行实测, 代表性数据见表2。
本例中最佳设定值:R滤=10Ω, C=1000μF, 加入滤波器后测点10MKA31CT004在CRT显示温度TCRT′=50.7℃。鉴于加入滤波器前该点的报警值在TCRT在48~56℃间频繁跳变, 两者无法直接比较, 只能借用相邻5#测点温度10MKA31CT005=51.3℃作为参考数据, 即失真δ=51.3℃-50.7℃=0.6℃, 是负偏差。
4 结语
综上所述, 为了监控发电机工作状况, 厂家设计安装了一系列的热工测点, 监测数据构成一个集合, 当集合中的一个元素发生报警时, 我们需要判断报警是由什么因素引起的, 如果是发电机定子真实存在电气设备异常, 那么按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》立即停机处理。如果仅是热工测点缺陷, 那么参照本文所述的几个步骤分段排查, 搞清楚故障类别属于测点引线屏蔽层两点接地故障、还是测点工作端开路故障、或者是工频干扰侵入测量回路, 不同类别不同处理方式, 其中工频干扰侵入类的最终解决方案是利用机组大修进行更换。本文对报警元素Xi和数据集合A的关系进行初步探索, 指出一个元素Xi报警会引起集合中相关联的其它元素Xj的连锁性反应, 如果仅一个元素Xi报警, 其它相关联元素Xj基本无反应, 那么报警元素Xi本身测点故障的可能性较高。
参考文献
[1]东方电机股份有限公司.600MW汽轮发电机总装图集.QFSN-660-2-22C型, 2003, 9.
[2]东方电机股份有限公司.《600MW汽轮发电机用户手册》.QFSN-660-2-22型, 2008, 7.
发电机定子冷却水 篇4
秦山第二核电厂采用的是由哈尔滨电机有限公司生产的QFSN-650-2型600MW汽轮发电机组。该型发电机采用水-氢-氢的冷却方式 (即发电机整体全封闭, 内部氢气循环, 定子绕组水内冷, 定子铁芯及端部结构氢气表面冷却, 转子绕组气隙取气氢内冷的冷却方式) 。为了导出发电机定子线圈在正常运行时产生的热量, 维持发电机在满负荷运行时的正常温升值, 设置有发电机定子冷却水系统 (简称GST系统) 。
1 定子水箱含氢, 水箱覆盖气体改造原因
1) 定子水箱也可称为氢气释放罐, 由于发电机内氢气压力一般要比绕组内的水压高, 空心铜导线、不锈钢水管路、聚四氟乙烯塑料管及各部件间的联接处, 橡胶垫绝缘法兰处, 球面头绝缘引水管与汇水管和线棒联接处, 压套接头都有可能存在氢气渗透, 氢气不断地渗入冷却水系统中并在水箱中由于扩容作用而积累在水箱的顶部, 预期的渗透量约为0.14m3/d。
2) 从我厂发电机定子水说明书查看定子水箱原设计是保持充氢微正压0.014MP运行, 后由于调节阀不可靠及水箱空气漏入引起氢爆风险等原因取消此方式, 改造为通过减压调节阀充氮保持0.014MP-0.02MP运行。充氮是保持定子水箱微正压防止空气中CO2漏入影响PH值, 电导率, 减少水箱气体氧含量而降低氢氧混合爆炸极限值, 水箱氮气浓度达到一定值还会使爆炸极限上限下移很多或接近零, 使水箱的氢爆的风险大幅降低。
2 系统运行中存在的问题
2.1
笔者根据调查秦二厂4台机组及部分电厂采用该冷却方式的机组, 发现在运行对水箱含氢的处理措施, 水箱充氮和不充氮运行方式, 排氢流量计投运和不投运等情况, 各电厂没有统一的处理标准和方式。笔者根据数年来秦二厂四台水氢氢冷型机组的使用情况对定子水箱含氢的情况, 水箱充氮和不充氮下对系统的影响, 水箱排氢流量计没有被充分认识等问题进行简要的阐述。
2.2 水箱含氢的处理措施, 排氢流量计的运行情况
笔者查看发电机运行导则没有明确关于定子水系统中含氢量标准的要求, 只模糊的说明含氢量监测大于3%进行查漏。和水箱顶部气侧相连的氢气检漏仪设定氢气报警定值也是氢含量大于3.2%报警, 因此可以断定当水箱含氢超过3%时, 或氢气、氧气混合比超出正常允许范围值时电厂就应当采取措施。我厂是通过化学处定期气侧取样和安装热导气体分析器的氢气检漏仪定时来监测定子水箱的含氢量, 当氢气含量高时对其进行氮气吹扫 (通过水箱顶部的对空阀排入大气) , 由于水箱氢气局部的积聚, 导致取样的氢含量往往会超过定值, 在排气管线安全阀定值0.035MP动作前就得用氮气通过对空阀吹扫。使氢气没有经过排氢流量计的定量监测, 缺少氢气泄漏跟踪的依据。据了解我厂安装的水箱顶部压力高排放管线上的排氢流量计一直没有纳入定期的抄表记录和主控及现场的关注, 所以一直处于闲置。如果按照本厂上面的运行方式, 即使运行人员每天对其进行记录, 由于安全阀根本达不到动作定值, 排氢流量计也是不会计数, 无法测量的。在水箱充氮的情况下, 如果当氢气泄漏大压力上升较快超过0.035MP安全阀开启也会由于排放氮氢混合物使排氢流量计测量不准确。
小结: (1) 水箱氢气的局部积聚导致取样氢含量高, 取样点设计是否合理, 能否作为氮气吹扫的依据。 (2) 氮气对空吹扫不能通过排氢管线上的流量计累计监测。 (3) 排氢流量计由于初始设计是测量氢气流量的, 当氮氢混合物流过时测量是否真实反应氢气的流量值得商榷。
2.3 水箱充氮对氢气检漏仪的影响, 氢气检漏仪运行方式对排氢流量计的影响
由于本厂氢气检漏仪每24分钟对水箱点检漏3分钟, 检漏仪抽吸泵会从水箱抽吸氢气和氮气混合物, 由于本厂氢气检漏仪是靠热导气体分析器原理来测量氢气的含量, 当抽吸泵抽吸氢气和氮气混合物, 就会导致检漏仪分析不准确。水箱压力低时自动补氮, 压力高时通过安全阀动作排放。在实际运行中水箱压力是一直维持上下波动0.003MP左右, 水箱水位变化对压力有影响, 但本厂定子水泄漏非常的少, 这种情况暂且排除。在漏氢量不大的情况下就会出现由于检漏仪抽吸泵定时的吹扫排放使的系统压力不会上升到安全阀动作值。除非漏氢量非常的大否则及少会到达安全阀动作的定值从这种运行方式看排氢流量计是不会处于工作状态的, 对发电机漏氢量也就失去定量可靠的测量。虽然氢气检漏仪运行到定子水箱点时会随着抽吸泵排气三分钟间接的对水箱进行氮气吹扫, 对减少水箱氢气积聚有帮助, 但显然这种运行方式使排氢流量计处于闲置状态, 对排氢量每天累计增加多少流量属于正常, 也没有一定的数据依据。
3 不充氮和充氮对系统的影响
1) (1) 不充氮运行系统压力下低, 密封性差, 会通过管道阀门等处漏入空气及CO2。 (2) 在发电机氢气置换操作 (每次发电机充H2的过程是:先用CO2排掉机内的空气至排气口检测CO2纯度达到98%时停止置换, 再用H2排掉机内的CO2至排气口检测H2纯度达到98%时停止。毕竟置换达不到100%, 而且发电内也不可能完全依照比重差存在明显分层状态, 所以, 每种用于置换的残余气体都会最终存在于H2中, H2又泄露到GST水箱中。 (1) (2) 两点都会使内冷水的p H值及电导率, 氧含量产生变化。
2) 我厂定子水系统已加装加碱装置p H一直保持在8-9, 不充氮漏入空气和二氧化碳对p H和电导率产生的影响可以通过加碱装置弥补。对氧含量影响根据图3氧含量高低在p H8-9之间对铜浓解度影响也不是很大。
3) 我厂经过改造对定子水箱补水增加膜式除氧装置, 补水氧含量符合要求, 用充氮减少空气分压力来保持低含氧量也可以忽略。
小结:通过以上三点分析充氮运行最大的作用是充氮会减少水箱气体中的氧含量而降低爆炸极限的上下限值, 如果氮气浓度达到一定值还会使爆炸极限上下限值接近零, 使水箱的氢爆的风险大幅降低。至于充氮对水质的改善有多大的作用, 至少在本厂加碱装置运行和补水是除氧水的情况下效果不是很明显。
4) (1) 在充氮下, 当氢气泄漏大压力高安全阀动作排放氮氢混合物时会使排氢流量计的测量不准确。 (2) 氢气泄漏低时氢气检漏仪的定时测量间接对水箱吹扫排气, 使压力无法上升到安全阀动作定值, 排气流量计也就失去作用。 (3) 充氮也会由于氢气检漏仪抽吸氮氢混合物, 本厂的检漏仪工作原理也会使氢气浓度的测量不准确。
小结:为了降低水箱气体氧含量而盲目充氮忽略氮对水箱排氢流量计, 氢气检漏仪造成的测量误差等缺点, 效果可能适得其反, 怎样平衡充氮和不充氮两种运行方式下对机组的影响是需要权衡的。
4 改进措施
1) 保持充氮运行改进措施: (1) 对本厂排氢流量计和氢气检漏仪进行换型, 找适合氮气和氢气混合运行条件下测量准确的仪表。 (2) 降低排氢管线上的安全阀动作定值, 使氢气检漏仪的运行方式对排氢流量计的运行减少的最小。
保持不充氮运行改进措施: (1) 根据上面分析不充氮对PH, 电导率影响不大, 运行启动时可以通过氮气进行吹扫降低水箱内的空气混合物, 使水箱氧含量符合要求。 (2) 正常运行空气漏入影响水箱水中和空气中氧含量, 如果水箱氢气大量积聚, 漏入空气后爆炸极限上升, 要求化学处定期监测空气中的氢氧混合比。
5 结束语
GST水箱充氮和不充氮运行对系统都会产生一定的影响, 各电厂可以根据实际情况采取适合本厂的运行方式。根据笔者对各电厂调查的反馈情况, 定子水箱充氮运行是今后电厂主流趋势, 也是电厂今后改造的方向。电厂只有配置符合氮气运行工况的氢气检漏仪和排氢流量计等措施才能使充氮运行缺点克服, 优点显现。
摘要：发电机定子水箱含氢原因及处理措施, 水箱充氮和不充氮运行对排氢流量计, 氢气检漏仪的影响, 系统中存在的问题改进措施。
关键词：氮,氢,排氢流量计,氢气检漏仪
参考文献
[1]600MW发电机定子冷却水说明书[Z].
[2]定子冷却水系统手册[Z].
发电机定子冷却水 篇5
关键词：发电机定子冷却水,影响因素内冷水超净化装置,应用
大庆油田热电厂#3号机组发电机内冷水冷却方式为水-氢-氢式, 发电机定子冷却水源为二级除盐水, 投运以来内冷水水质合格率偏低的问题一直困扰着我们, 水内冷发电机对冷却水水质的要求是从绝缘、防腐、防垢三方面提出的, 具体的指标是电导率、PH值、含铜量几项, 国标GB12145/T1999中对这几项控制值都有明确的规定。从以往运行情况看, 这几个项目中, 最难控制的是PH值和含铜量, PH值经常处于不合格范围 (6.2~7.15) , 含铜量高达200-300μg/L以上。2009年我厂对#3号机组加装内冷水超净化装置, 通过一年多的监测数据来看实现了内冷水PH值, 电导率, 铜三项指标同时合格, 消除了安全隐患、节约了用水, 提高了发电机组安全性和经济性。
1 内冷水处理的重要性
发电机定子冷却水处于循环状态, 运行过程中最大的问题就是铜导线的腐蚀, 其危害一方面是引起冷却水中铜离子含量增加, 使冷却水的电导率上升, 从而导致发电机泄漏电流的增加, 另一方面是腐蚀产物在空芯铜导线内的沉积, 这有可能使空芯铜导线内部发生堵塞, 从而导致铜导线的温度明显上升, 甚至导致绝缘受损。
2 影响内冷水铜腐蚀的因素及内冷水水质控制方法
2.1
发电机内冷水属于高纯水, 影响铜腐蚀的因素有溶解氧含量、p H值、水的温度、水流速度和离子态杂质等。
2.1.1 氧的影响
水的含氧量对铜腐蚀的影响, 见图1:
水中溶解氧是腐蚀性介质, 溶解氧的存在会助长铜的腐蚀, 随着水中溶解氧的含量增大, 开始时铜的腐蚀速度增大;但当腐蚀速度增大到一定程度后, 如继续增大溶解氧的含量, 则铜的腐蚀速度又趋于降低, 不论是在水中溶解氧含量比较低, 还是比较高的条件下, 将水的pH值提高到中性或弱碱性范围, 对降低铜的腐蚀都会有明显的效果;相反, 当水的pH值低于中性时, 铜的腐蚀就急剧增加。
2.1.2 pH对铜在水中腐蚀的影响
从电位-pH值平衡图分析, 铜稳定的pH值区间在7~10之间, 对工业设备控制pH值在7~9之间较适宜。纯水中, 铜腐蚀一般为均匀腐蚀, 由于腐蚀穿孔对设备造成危害的机率较小, 但腐蚀产物在系统中被发电机磁场阻截, 在空心导线内部沉积, 减少了通流面积甚至引起堵塞, 使冷却效果变差, 造成线棒温度升高, 影响机组正常运行。
2.1.3 二氧化碳的影响
二氧化碳对于冷却水系统的防腐是极为不利的。它主要有两方面的危害:其一, 二氧化碳溶于水后使水的pH降低, 氧化铜的溶解度增大;其二, 它可以参与化学反应, 使铜的氧化腐蚀产物由氧化亚铜转化为碱式碳酸铜, 该物质的腐蚀产物在水流的冲刷下极易剥落。
2.1.4 温度的影响
一般地说, 温度升高, 腐蚀速度也会增加。对于密闭式隔离系统的发电机, 温度升高, 氧化作用加快, 导致腐蚀加快;对于敞开系统的发电机, 一方面温度升高使腐蚀加快, 另一方面温度升高会使水中气体溶解度降低, 减缓腐蚀;在敞开系统的发电机中, 温度由30℃升到60℃时, 腐蚀逐渐加大;温度继续上升, 腐蚀逐渐减小。
2.1.5 流速
水的流速越高, 机械磨损越大;另外, 水的流速超过一定值时, 还会产生气蚀现象。水的流动会加速水中腐蚀性物质向金属表面迁移, 并破坏钝化膜。大量的实验数据表明, 铜的腐蚀速度会随流速的增大而增大。
2.2 内冷水水质控制方法
我厂安装超净化装置前一直采用换水调整法, 这种方法是当内冷却水水质接近标准值时, 用除盐水对内冷却水进行部分或全部换水, 虽然可使电导率合格, 含铜量维持在一定范围内, 但只能靠加强定子冷却水水质监督, 增加化验频度, 仅杜绝了电导率超标引起的不安全事故发生, PH值和铜离子达不到标准要求, 虽然操作简单, 但实际上没有起到防腐作用, 并且用水量大, 不好控制各种指标;频繁换水运行, 不仅工作量较大, 若操作不当还可能影响发电机的安全运行。
3 内冷水处理超净化装置应用情况及经济效益
3.1 简介
超净化装置设备全部采用不锈钢制造, 不会在运行过程中产生腐蚀产物, 内部装填特殊处理的离子交换树脂, 树脂经过特殊的预处理工艺和优级纯试剂的高度再生, 大幅度降低了树脂中低分子聚合物的含量, 使出水水质得到有效保证, 树脂不需再生, 1~1.5年定期更换一次;交换器进出口均装有树脂捕捉器, 制作精良, 确保在各种工况下均不漏树脂, 避免树脂漏入发电机引起堵塞而导致发电机过热的故障;加碱装置启停由超净化装置出口电导表控制, 启停电导分别为0.5~0.6μs/cm、2.0μs/cm加药量由PID调节器控制, NaOH浓度为0.5%;提供2套在线电导率仪表和2套在线pH仪表, 可直接读出系统冷却水和超净化离子交换器出水的电导率和pH, 方便连续检测, 并可远传至集控室, 提高了运行监控水平。
3.2 改造后的效果
2009年10月, #3号机组定子冷却水超净化装置系统安装完毕。安装结束后, 首先对该装置充水排空气、用除盐水正冲洗, 出水水质合格后, 回收至定子冷却水箱, 并入系统运行超净化处理装置正式调试历时72h, 试运期间系统水质Cu2+<40ug/L, PH>7.0, DD≤1.5us/cm。11月份正式投入使用并运行, 所有监测指标均达到国标要求, 系统腐蚀得到减缓。补水量大大降低, 运行状况比较稳定, 耐冲击性增加, 系统安全性大大提高系统投运前后的水质主要监测指标变化见表1。
3.3 取得经济效益、效益分析及效果评价
经济效益:系统采用全密闭方式运行, 每年可以节约除盐水600吨, 合计12万元, 减去每年维修、换树脂、电极费用3万元, 可节约费用9万元, 整套设备36万元, 4年收回成本。
效益分析:出水pH的提高, 能够彻底解决因水质不合格引起的腐蚀产物在空心导线中沉积、线棒超温等问题。提高机组运行安全系数。系统采用全密闭方式运行, 可以节约大量的除盐水, 另外也减轻了烦琐的补水工作。该系统是原系统的旁路处理系统, 与原系统的隔离简便。即使在该系统故障或更换树脂时, 该系统可方便与原系统解列, 以便维护。同时解列后内冷水系统可通过换水或以原运行方式运行, 维持水质在合格范围内。
效果评价:按此方案实施后, 达到了提高内冷水水质指标的目的, 减少了运行人员的操作量, 在机组正常运行时, 内冷水系统基本没有操作, 各水质指标运行稳定, 没有波动。
结论
对设备投运1年的观察, 只要在运行中严格监督系统电导率及pH的变化情况 (调整在线仪表水样的温度, 使之恒定在25℃左右, 确保表计测量的准确性) , 树脂失效后及时调换树脂, 基本上能保证发电机定子冷却水系统的安全、稳定运行。
参考文献
[1]冯复生.大型汽轮发电机近年来事故原因及预防对策.北京电机工程学会1997年学术论文集.
[2]张警声.发电机冷却介质.北京:水利电力出版社, 1995.
发电机定子冷却水 篇6
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.
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[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.
发电机定子接地故障及保护 篇7
1 发电机中性点的接地方式
发电机中性点的接地方式与定子单相接地故障电流的大小、定子绕组的过电压、定子接地保护的实现等因素有关, 尽管接地方式不同, 但均要求单相接地电流尽量小些, 动态过电压倍数低些和易于实现高灵敏度的定子接地保护。我国目前应用的发电机中性点接地方式主要有以下几点。
(1) 中性点不接地或经单相电压互感器接地。 (2) 中性点经配电变压器高阻接地。 (3) 中性点经消弧线圈 (欠补偿) 接地。
1.1 中性点经单相电压互感器 (T Vo) 接地
这种方事其实是利用了中性点不接地, 而发电机中心点只是利用单相电压互感器来测量基波电压以及三次谐波电压。采用这种接地方式需要使发电机的单相接地电容电流小于安全电流, 想要保护无死区的定子接地也是可以的, 但是需要注意不要使用互感器铁芯的工作磁密太高的单相电压, 一般情况下起一次的额定电压即可为发电机的额定电压。
1.2 中性点经配电变压器高阻接地
这种方案是靠调整中性点接地变压器二次侧的电阻来限制接地故障时的有功电流。采用这种接地方式的目的, 主要是为了降低机端金属性接地时, 健全相发电机定子绕组过电压, 减小发生谐振的可能性。
1.3 中性点经消弧线圈接地 (欠补偿方式)
发电机中性点经消弧线圈接地后, 可使接地故障电流减小到安全电流以下 (300 MW及上以发电机一般都欠补偿到1 A以下) , 从而有效地防止了接地故障发展成相间或匝间短路, 使故障点电弧存在时间大为缩短, 特别是在补偿良好时更是如此。这对构成无死区的100%定子接地保护非常有益。
2 正常运行和单相接地故障时的基波零序电压
2.1 正常运行时
当发电机中性点没有消弧线圈时, 即使三相电势完全对称相等, 由于发电机电压系统三相对地电容不完全相等, 中性点也有一定的不平衡电压存在。当中性点接有消弧线圈 (欠补偿) 时, 为降低定子接地保护零序电压的动作值, 可适当改变串联电阻, 使一般中性点的不平衡电压可降到规定值以内。
2.2 单相接地时
对于金属性接地, 假设三相电源电势和三相对地电容完全对称, 并设故障点位于定子绕组A相距中性点α处。当在机端接地时, α=1.0, U0=EX;当在中性点接地时, α=0, U0=0。当故障发生在定子绕组任一相的任一点α时, 零序电压U0=αEX, U0与α成线性关系。
3 发电机三次谐波电势的分布特点
由于发电机气隙磁通密度的非正弦分布和铁磁饱和影响, 在定子绕组中感应的电势除基波分量外, 还含高次谐波分量。其中三次谐波电势虽然在线电势中可将它消除, 但在相电势中依然存在。因此, 每台发电机总有约百分之几的三次谐波电势, 以E3表示。如果把发电机的对地电容等效地看作集中在发电机的中性点N和机端S, 每端为1/2Cof, 并将发电机端引出线、升压变压器、厂用变压器以及电压互感器等设备的每相对地电容Cos也等效地放在机端, 同此即可求出中性点及机端的三次谐波电压分别为:
此时, 机端三次谐波电压与中性点三次谐波电压之比为:
由上式可见, 在正常运行时, 发电机中性点侧的三次谐波电压UN3总是大于发电机端的三次谐波电压US3。极限情况是, 当发电机出线端开路 (即COS=0) 时, US3=UN3。当发电机中性点经消弧线圈接地时, 假设基波电容电流得到完补偿, 在接入消弧圈以后, 中性点的三次谐波电压UN3在正常运行时比机端三次谐波电压US3更大。在发电机出线端开路时, COS=0, 则:
4 发电机定子接地保护
4.1 零序电流定子接地保护
由单相接地故障特点可知, 对直接连在母线上的发电机发生内部单相接地时, 外接元件对地电容较大, 接地电流增大超过允许值, 这就是零序电流接地保护的动作条件。
4.2 基波零序电压定子接地保护
单相接地时零序电压U0=αEph, Eph为故障相电动势, 可将之作为保护动作参量。此基波零序电压可以在机端或中性点处获得, 对于发电机中性点经配电变压器接地的情况, 基波零序电压可取自配电变压器的二次电压。
4.3 三次谐波电压型定子接地保护
发电机正常运行时, 中性点三次谐波电压比机端三次谐波电压大, 而在中性点附近发生接地故障时, 机端三次谐波电压增大。利用单相接地故障前后发电机中性点与机端处三次谐波电压变化特点构成三次谐波电压型定子接地保护。
4.4 10 0%定子接地保护
采用基波零序电压式定子接地保护和三次谐波电压型定子接地保护共同组成100%定子接地保护。前者可反应发电机的机端向机内不少于85%定子绕组单相接地故障 (85%~95%) , 后者反应发电机中性点向机端20%左右定子绕组单相接地故障 (0~50%) 。通过这两种保护的相互配合, 达到了大容量机组100%定子接地保护的要求。
第一部分是基波零序电压式定子接地保护, 保护接入的3Uo电压。第二部分是利用发电机三次谐波电动势构成的定子接地保护。正常运行时, 发电机中性点的三次谐波电压总是大于发电机机端的三次谐波电压。而发电机靠中性点侧0~50%范围内有接地故障时, 发电机机端的三次谐波电压大于发电机中性点的三次谐波电压。根据发电机定子绕组中性点附近接地故障的三次谐波分布特性, 保护装置取发电机中性点及机端三次谐波电压, 并对其进行大小和相位的的矢量比较。
参考文献