平衡绕组（精选4篇）
平衡绕组 篇1
变压器绕组的直流电阻测量是变压器出厂、交接和预防性试验的基本项目之一, 也是变压器发生故障后的重要检查项目。这是因为直流电阻及其不平衡率对综合判断变压器绕组的故障, 可提供重要的信息。通过直流电阻的测试, 可以检查绕组接头的焊接质量和绕组有无匝间短路, 电压分接头各个位置接触是否良好, 以及实际位置与分接指示位置是否一致, 引线是否存在断裂, 多股并绕的绕组有否断股等情况。
1 常用测量方法
1.1 电压电流法
又称电压降法, 其原理是在被测绕组施加一直流电压, 测量出通过绕组的电流, 根据欧姆定律, 算出绕组的直流电阻。
1.2 平衡电桥法
又称电桥法, 常用直流电桥有单臂电桥和双臂电桥。
1.3 直流电阻测试仪
该测试仪可以在较短时间内测量出绕组的直流电阻, 主要用于大型变压器绕组的直流电阻测试。其中, 根据测量时电流是否达到稳定状态, 可分为静态测量法和动态测量法。
静态测量法就是等到电流稳定后, 通过测量电压和电流可得到电阻。为了实现快速测量, 就必须减小时间常数。因此, 提出了不少快速测量方法, 根据其工作原理归纳为3个方面:一是减小测量回路的电感;二是增大测量回路的电阻;三是强制进入稳态。
动态测量法测量的等值电路同静态测量法, 但不需等到电流稳定后再测量电阻值, 而是利用电感线圈充电过程中的电压、电流数据来测算其电阻等参数的方法。
2 测量结果判断标准
依据《电力设备预防性试验规程》规定, l600k VA及以上的变压器, 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%, 无中性点引出时的绕组, 线间差别应不大于三相平均值的1%;1600k VA及以下的变压器, 相间差别一般不大于三相平均值的4%, 线间差别一般不大于三相平均值2%;与以前相同部位测得值比较, 其变化不应大于2%。上述内容要校正引线的影响, 并换算至同一温度比较。
3 直流电阻测试分析
直流电阻不平衡率超标的因素既可能是变压器本身的缺陷, 也可能是由于测量误差所致。
3.1 测量误差
(1) 测量仪器的选择不正确, 仪器本身精度不够, 测量方法选用不恰当。
(2) 接线的方式不正确。
(3) 充电时间过短, 充电电流比稳定电流小, 致使测量值比实际值大得多。
(4) 绕组的平均温度测量不准确, 造成直流电阻换算结果超出规定范围。
在绕组温度稳定的情况下进行测量, 要求变压器油箱上、下部的温度之差不超过3℃。尽量不要在变压器刚停下来时测量。A、B、C三相绕组尽量在同一温度下测量。
(5) 测量线截面不够, 测量线线夹与引线接触不良, 测量线太长, 线夹焊接不良。上述原因均可造成电阻值增加, 引起测量结果不准确。
(6) 装有有载分接开关的变压器测量直流电阻前未充分切换开关档位, 造成数据超标, 且无一定规律。
例如某局2013年10月对110k V新主变试验过程中, 直流电阻测试项目的C相10~17档直流电阻数据相对A、B相偏大, 除了14档外, 其他档位三相不平衡率超过标准2%。由于该主变投产仅一年, 加上平时运行中有载分接开关切换不频繁, 故在直流电阻测试前试验人员对分接开关来回切换数次, 打磨掉分接开关主触头上的油膜。在A、B相的测试过程中并未出现异常。当C相出现异常后, 试验人员对分接开关来回切换数次, 重新测量, 数据正常, 合格。
3.2 变压器本身存在问题造成的测量结果不合格
(1) 引线电阻的差异及导线质量问题, 多表现为某相电阻值明显偏大。对于三相变压器, 由于其三相绕组的平面结构布置, 使得相间距离总是存在着不同程度的直流电阻结构性不平衡。可通过绕组套装前, 合理安排A、B、C三相绕组, 绕组直流电阻小的安排远离中性点引出线, 绕组直流电阻大的安排靠近中性点引出线。绕组套装完毕后, 还可以改变中性点引出线不同的焊接位置, 从而使三相电阻趋于平衡。
由于变压器绕组材质、外形不可能达到完全相同, 实测表明, 有的变压器绕组直流电阻偏大, 而且有的偏差较大, 其主要原因是某些导线的铜和银的含量低于国家标准规定的限值。有的即使采用了合格的导线, 但由于制造工艺精度问题, 导线的截面尺寸存在一定的偏差, 这也可能导致变压器绕组直流电阻不平衡率超标。
(2) 连线接触不良, 或运行中由于变压器的震动及热胀冷缩作用, 连接处螺丝松动, 一般表现为某档或某几档的直流电阻不平衡率超标。
测试试验表明, 引线和套管导杆连接不紧, 螺丝松动, 都可能导致变压器直流电阻不平衡率超标。
消除连线接触不良应采取下列措施:提高安装与检修质量, 严格检查各连接部位是否连接良好;运行中, 可利用色谱分析及红外测温综合判断, 及时检查出不良部位, 及早处理。
(3) 分接开关接触不良, 多表现为某档或某几档的直流电阻不平衡率超标。分接开关接触点压力不够将导致接触点表面镀层材料易于氧化, 从而引发触点接触不良。因此, 有载和无励磁分接开关接触不良也是导致变压器绕组直流电阻不平衡率超标的一个重要原因。
消除由于分接开关接触不良引起的直流电阻不平衡率超标的措施如下:应定期对分接开关进行检修;避免分接开关机件的各部分螺钉松动;选用质量良好的分接开关, 保证触头接触良好。
(4) 绕组断股、匝间短路。变压器绕组断股多为短路断股, 一般发生在变压器事故中, 易造成绕组烧断、烧损, 其结果必然导致直流电阻不平衡率超标。
为消除由于断股引起的直流电阻不平衡率超标, 宜采取如下措施:变压器受到短路电流冲击后, 应及时测量其直流电阻, 发现断股及时检修;利用色谱分析结果进行综合分析判断。
此外, 当变压器电流较大时, 绕组的线匝往往由数根并联导线组成。若出现“虚焊”, 则会引起阻值上升, 造成变压器绕组三相直流电阻不平衡, 有时超过国家标准。
4 结束语
变压器绕组直流电阻不平衡率超标的原因很多。对测量出来的直流电阻数据分类, 再进一步根据例行试验数据和技术经验对故障进行大致判断。一些故障判断还要通过其它试验项目进一步的判断, 例如变压器的变比测试、绝缘电阻的测试、油色谱试验等。只有进行综合判断、比较, 才能下结论, 以免误判。同时, 应认真安装和检修变压器, 加强变压器运行管理。测试人员应加强学习, 掌握正确的试验方法, 并具备一定的分析能力, 以避免人为因素造成测试结果的误差。
平衡绕组 篇2
关键词：发电机,定子绕组,直流电阻不平衡,故障诊断和处理
1 概述
1.1 发电机设计参数
紧水滩电站4号发电机型号:SF-K50-30/6400,额定容量:58800kVA,额定出力:50000kW,额定电压:105kV,额定电流:3235A,额定频率:50Hz,功率因素:0.85(滞后),额定励磁电压:165V,额定励磁电流:1087A,额定相数:3相,定子槽数:324槽,定子温升:85-120℃,绝缘等级:B/B,绕组接法:2Y,接地方式:经消弧线圈接地,冷却方式:无风扇双闭路自循环空冷,生产厂家:杭州发电设备厂。
1.2直流电阻不平衡产生原因
紧水滩电站4号发电机,在测量定子各分支间的直流电阻时,发现相间最大互差达到20%。根据规程要求:水轮发电机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,相互间互差与初次(出厂或交接时)测量值比较,相差不得大于最小值的1.0%。通过测量定子绕组的直流电阻,可有效地分析和判断接头焊接质量及端部接头因填充不好、松散振动而产生的断股;发现因定子绕组端部及引线切向和径向振动而产生的疲劳断股和导线换位编花处因应力集中、电磁力作用及松散导线相互摩擦而产生的磨断和疲劳断裂的缺陷。一般来讲,定子绕组的直流电阻的变化主要反映接头焊接质量不良如焊接断股、脱锡和虚焊等问题,线棒铜导线和引出线电阻,变化很小。由于定子焊接头在运行中长期通过工作电流,还可能发生短时承受短路电流及冲击电流,因此在发电机定子线棒的接头虚焊和股线应力集中处的断股将会在运行过程中,逐步暴露出直流电阻的不平衡现象。因此说明机组定子绕组存在直流电阻不平衡的缺陷。
2 定子绕组直流电阻不平衡故障诊断常用方法
2.1 直流电桥法
将被试绕组按要求接入直流双臂电桥,并打至测量位置,调节电桥到平衡状态,用木榔头或胶皮锤轻轻敲击有疑点绕组的端部接头,观察检流计有无反应,以此来判断接头是否良好。缺点是不能找到电阻准确的故障接头。
2.2分段优选法
直流电焊机:将直流电焊机电流通入定子故障相绕组,钻孔探针测压降。将故障相绕组分段,用钻孔探针测压降,测量每段直流电阻,对比分析,筛选出故障绕组。缺点是电焊机电流难以稳定,数据分散性大,测量所需的电流较大,绕组有温升,间隔较长时间时测得的数据难以对比。变压器直阻仪:针对电焊机的缺点,我们可采用变压器直阻仪来测量,直阻仪的电流线接在定子绕组,电压线用钻孔探针搭在测量部位,这种方法可以直接读出电阻数值,精度比电焊机高。
2.3 红外测温法
利用红外线热像仪,测量定子线棒接头温度,对超出平均温升较高的接头,再结合以上的方法进一步测试和诊断。
3 紧水滩电站4号发电机直流电阻不平衡情况
3.1 历年的直流电阻测试情况:(如下表电阻均已折算到75℃)
表中的电阻值均包括了定子外部引线的电阻,因此表格中的不平衡系数与规程中规定的不平衡系数不能进行直接的比较,只能作为参考。从表中可以看出,不平衡系数以1997年为界,1997年前在1.5%左右,1997年后在1.9%左右,有较明显的增长趋势。
3.2修前进一步定位确认
对定子线棒接头进行检测,发现三个支路直流电阻较大,A上偏大1.5%,B上偏大2.2%,B下偏大0.9%,对A上和B上的利用分段优选法确定了A上电阻偏大的接头在60-70的范围(包括接头60,接头70,桥69-79),B上电阻偏大的接头在186-197范围(包括接头186,接头197,桥206-195),B下未进行定位。
3.3 红外线测温情况
紧水滩电站4号机定子线棒接头红外线测温
查图纸,3个接头的焊接都是在工地施工的,186,196接头属于B上分支,194接头属于B下分支。
3.4 故障诊断定位的简要过程
3.4.1 对紧水滩电站4号发电机6个分支,排除引线电阻,进行测试,数据如下
基本确定有问题的分支是A上、B上、B下。
3.4.2 对4号机发电机的每个分支,分成
6段测试,每段实测电阻除以它包含的线棒数量,算出每支线棒的平均电阻值,与正常每支线棒的平均电阻(94微欧)进行对比。由此确定有问题的分支和大概的位置,根据测试结果,找出有问题的部分如下表(电阻单位为微欧):
3.43按分段优选法对有问题的分支作进一步的测试,把每个故障部位的电阻偏大的数值折算成百分比,再和该分支总的电阻偏大的百分比对照,数据基本吻合。结果如下:
3.5 故障处理的工艺要求和简要过程
3.5.1 工艺准备:
清理场地、保持清洁,工器具、材料堆放整齐,石英粉放烘箱内烘干,烘箱温度不得超过100℃。用剪刀将银铜焊片按60×60mm规格进行剪切。因银铜焊片较脆,剪切时要小心、缓慢,避免出现裂口、破碎现象。制作规格为150×65×5mm的铜排,将两个长直角边倒45℃斜角,用0#砂皮将铜排一侧表面及各边角修理平整。
3.5.2 拆除连接接头
用白胶带做好所要拆的线棒接头记号。用凿子凿去接头环氧盒,并将并头套外面、线棒间的环氧处理干净。严禁将线棒端部绝缘层和导电体凿伤。用电工刀割去连接桥的接头绝缘层,割除长度为100mm。严禁将线棒和连接桥端部导电体凿伤。线棒底部用浸湿了石棉布披上。线棒上、下端部的绝缘层重点保护。用银铜焊机将连接桥接头接头锡焊熔开,取下连接桥;然后将并头套锡焊熔开,并通过专用工具取下并头套。
3.5.3 接头处理
用挫刀、砂皮、风轮等工具对接头表面进行修整处理,除去表面的锡,并使表面平整。用整形工具将接头矫正,使对应的接头表面平齐。用风管将接头部位、周围环境清扫干净。
3.5.4 焊接处理
准备好银铜焊机、连接铜排、银铜焊条、银铜焊片。用浸湿的石棉布条将线棒端部绝缘层包扎好,防止受热损伤。用大力钳将连接两块铜排夹在上、下层线棒连接头两边,将银铜焊片塞入铜排与线棒连接头之间,调整好位置后,将银铜焊机的焊接头夹在两块铜排外侧,2人准备好银铜焊条。间断性加电流,待连接头发红,用银铜焊条在铜排与线棒连接头连接的边缘修补,以保证焊接良好,待银铜焊片全部熔化、边缘修补完整后,断开电流,并松开银铜焊机焊接头。
3.5.5浇注环氧和绝缘包扎
上端环氧盒套入线棒连接头,并在环氧盒与连接头间夹两根Φ4mm的橡皮筋。下端环氧盒分两组并按连接头间距分别放置在平平板上,并用两只千斤顶将平板顶住,放置在线棒连接头的正下方30mm处。环氧盒上部应与其它的环氧盒平齐。
盛适量搅拌好的环氧从上端环氧盒的开口处灌入环氧盒,过程要缓慢,以使环氧盒内的空气全部排出,并注意底部的腻子出现渗漏现象。下端环氧盒内的环氧统一灌入1/2环氧盒高度,然后用千斤顶统一将环氧盒顶上去,过程也要缓慢,以使空气全部排出,一直顶到与其它环氧盒平齐。同时要用人在对环氧外部溢出的环氧进行清除。用云母带按半叠式包扎引线接头和连接桥,每包扎2层刷一道环氧,共包扎16层,然后外部包扎2层玻璃丝带并刷一道环氧。
4 测试结果和结论
4.1 重新对定子各分支的直流电阻进行测量和比对结果如下:
处理后的测试结果符合规程要求。
4.2结论
用分段优选法进行水轮发电机定子绕组直流电阻不平衡诊断,可以有效地找到所有故障点。
用变压器直阻仪代替直流电焊机测量,不仅方便,而且提高了测量精度。
参考文献
平衡绕组 篇3
3#发电机在2012年预防性试验中发现存在缺陷,具体数据为:①定子绕组绝缘电阻:A相→B、C相及地为R15"/R60"=352/1020MΩ、B相→A、C相及地为R15"/R60"=357/1 010MΩ、C相→A、B相及地为R15"/R60"=351/960 MΩ;②定子绕组泄漏电流和直流耐压试验数据见表2。
从预防性试验数据看,3#发电机定子绝缘电阻合格,泄漏电流和直流耐压试验31.5 kV时A相泄漏电流39μA、B相泄漏电流约17μA、C相泄漏电流约18μA、可以看出A相的泄漏电流与其他两相比较超过1 00%,不符合《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596—1996)和《电力设备交接和预防性试验规程》(Q/CDT 107 001—2005)中的规定。
2 3#发电机定子故障点查找
准备工作:①测量前要把所有发电机出口电压互感器拉出或拆掉电压互感器的一次保险、发电机出口CT二次绕组短路接地。定子线圈检温元件在接线端子处接地;②将所有绕组充分放电;③分相或分支测量时,并将非被试绕组、转子绕组连接至机壳接地;④试验结束将被测绕组回路对接地的机壳作电气连接5 min以上使其充分放电;⑤根据发电机的额定电压确定试验电压,并根据试验电压和发电机容量选择适合电压等级的电源设备、测量仪表和保护电阻。
由于3#发电机定子泄漏电流A相的泄漏电流与其他两相比较超过100%,但绝对值并不大,绝缘电阻近1 000 MΩ,故障点很可能不靠近铁芯或在槽外端部;针对这种情况,我们分析决定把A相的A1支路与A2支路分开,分别对A1支路和A2支路逐步加压试验,结果发现是A2支路存在故障。那有没有较为简单可行的方法先排除A2支路端部是否有问题呢?对于火电机组有“发电机手包绝缘表面电位外移试验及直流耐压试验处理方法”,但目前水轮发电机尚没有“电位外移法”测试标准,而且水轮发电机和汽轮发电机的绝缘结构和安装形式也不完全相同,所以水轮发电机直流耐电压试验过程中出现三相泄漏电流不平衡的问题时,工程技术人员难以直接找到解决问题的依据和测试标准。对于水电机组端部手包绝缘没有先例、国标及预防性试验规程也没有这项目,因为水电机组发电机定子有几百甚至上千个槽,并且端部手包绝缘及接线盒距离很窄、很难包锡薄纸包、工作量极大。结合我们以往在处理火电机组发电机定子泄漏电流不平衡的成功经验,可以考虑借鉴火电机组的处理方法先排除A2支路端部是否有问题。测量接线图如图1所示。
把A2支路的132个槽上下端部全部260多个定子线棒接线盒及相关端部过渡线都用锡薄纸包好。按上述测量接线图对A2支路逐步加压到15.75 kV直流电压,逐一测试200多个接线盒及相关端部过渡线的泄漏电流。试验结果发现A2支路的第56槽下部接线盒泄漏电流达71μA,其他接线盒及相关端部过渡线的泄漏电流都在1μA左右,比较平衡,说明故障点在第56槽下部接线盒。
4月中旬,检修班拆开第56槽线棒接线盒,更换好新接线盒,A2支路试验已没问题、定子A、B、C三相绝缘试验也没问题。
3 3#发电机定子接线盒更换后直流耐压试验
试验步骤:①测量前要把所有发电机出口电压互感器拉出或拆掉电压互感器的一次保险,发电机出口CT二次绕组短路接地,定子线圈检温元件在接线端子处接地;②将所有绕组充分放电;③试验前先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确;④将直流电源输出加在被试相或分支绕组上,从零开始升压,试验电压按0.5 Un分阶段升高,每阶段停留1 min,并记录每段电压开始15 s和60 s时微安表的电流值;⑤试验过程中,如发现泄漏电流随时间急剧增长、有绝缘烧焦气味、冒烟或发生响声等异常现象时,应立即降低电压,断开电源,停止试验,将绕组接地放电后再进行检查。
3#发电机定子更换好新接线盒、绝缘电阻测试结果合格后,进行定子绕组泄漏电流和直流耐压试验,结果见表3。
因此,3#发电机定子更换好新接线盒后绕组泄漏电流和直流耐压试验测试结果合格。
4 3#发电机定子接线盒更换后交流耐压试验
4.1 进行3#发电机定子交流耐压试验
2012年4月17日进行3#发电机定子交流耐压试验,本次试验条件为:拆开发电机中性点软连接,分相进行试验;发电机各测温元件短接接地。
4.2 根据实际情况选择谐振
随着发电机容量的不断增大、发电机定子绕组的对地或相间电容量大大增加;由于发电机定子绕组的对地或相间电容量大,如果采用常规试验设备,设备笨重,短路容量大,一旦发电机定子绕组绝缘被击穿时故障点短路电流大,就会造成烧损铁芯,使发电机难以修复导致经济损失。因此,大型发电机交流耐压试验时需采用谐振耐压。可根据实际情况选择并联或串联谐振。串联谐振电路在发生被试品击穿时,立即脱谐,相当于立即串入了一个大的限流电抗器,随着击穿的发生,电流立即下降为正常试验电流的1/Q (Q为试验回路品质因数,一般Q=10～50),可确保击穿后定子铁芯绝对安全。
(1)并联谐振:是由试验变压器励磁电流与被试发电机电容电流激起的。并联电抗器:可使用定值电抗器组或可调电抗器,必要时也可二者组合使用。额定电压应高于试验电压Us(kV);电感量用下式估算:
式(1)中:F指试验电源频率,通常为50 Hz;Cx指被试绕组对地等效电容(F)。
电抗器额定电流应大于试品所需电流Is,其中Is可按下式估算:
试验变压器:高压侧额定电压Un高于Us,容量和高压侧额定电流In可用下式估算:
式(3)中:Q指试验回路的品质因数,Q=2πfL/R,对于空冷发电机Q值为5～20,对于水内冷发电机为5～10;R指回路的等值损耗电阻(Ω)。
调压器:容量与试验变压器匹配。
(2)串联谐振:是由被试发电机电容和试验变压器的漏抗激起的。
串联电抗器:耐压应高于试验电压Us (kV);电感量和额定电流估算同并联谐振。
试验变压器:额定电流In大于试品所需电流Is (估算公式);容量和高压侧额定电压Un可用下式估算:
调压器:容量与试验变压器匹配。
定子交流耐压试验接线原理如图2所示:
4.3 试验步骤
①测量前要把所有发电机出口电压互感器拉出或拆掉电压互感器的一次保险,发电机出口CT二次绕组短路接地,定子线圈检温元件在接线端子处接地;②将所有绕组充分放电;③接好线后,在空载条件下调整保护间隙,其放电电压为试验电压的110%～115%(如采用串联谐振需要另外的变压器调整保护间隙),试验前先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确;④试验电压值从达到75%Us起,以每秒2%Us的速率升压,升至试验电压后维持1 min,记录各表计数据;⑤在试验过程中,如果发现电压表指针摆动很大,电流表指示急剧增加,有绝缘烧焦气味、冒烟、发生响声等异常现象时,应立即降低电压,断开电源,被试绕组接地放电后再进行检查。
试验时,环境温度:24.4℃;环境相对湿度:67%。
4.4 定子绕组耐压前绝缘电阻
A相→B、C相及地为R15"/R60"=206/663 MΩ、B相→A、C相及地为R15"/=R60"=203/612 MΩ、C相→A、B相及地为R15"/R60"=205/619 MΩ。
4.5 定子绕组交流耐压试验数据(见表3)
4.6 定子绕组耐压后绝缘电阻
A相→B、C相及地为R15"/R60"=215/670 MΩ、B相→A、C相及地为R15"/R60"=212/611 MΩ、C相→A、B相及地为R15"/R60"=211/626 MΩ。
因此,3#发电机定子更换好新接线盒后交流耐压试验数据未发现异常,符合相关规定值,试验结果合格。
5 3#发电机定子接线盒更换后短路、空载特性试验
5.1 发电机短路特性试验
5.1.1 试验步骤
①将励磁电源改为他励电源(用临时电缆将6 kV厂用电连接到励磁变高压侧);②在发电机出口接好短路排(或在主变高压侧接好短路排);③接好试验线路;④励磁调节器改为手动调节,并置于输出最小位置;⑤退出发电机过流保护,退出强励装置;⑥按运行规程启动发电机并维持额定转速,合上励磁开关和灭磁开关;⑦调节励磁调节器的输出电流,使发电机定子电流逐渐增加,并同时检查盘表的指示值是否正确,一直达到1.2倍额定定子电流值,录取定子电流、转子电流数据;⑧逐步减小励磁电流以减小定子电流,在定子电流分别为1.2、1.1、1、0.95、0.8、0.6、0.5、0.3、0.2倍额定电流下记录定子电流和励磁电流值。
5.1.2 短路特性试验数据(见表4),短路特性曲线(如图3所示)
5.2 发电机空载特性试验
5.2.1 试验步骤
①发电机出口开路或带主变时主变高压侧开路;②励磁调节器为手动调节,并置于输出最小位置;③投入发电机过流保护和差动保护,退出发电机过压保护;④按规程启动发电机并维持额定转速,合上励磁开关和灭磁开关;⑤单方向调节励磁调节器,使定子电压升高至最大试验电压(水轮发电机为1.3Un、汽轮发电机为1.2 Un、带发变组为1.05 Un),录取定子电压、转子电流数据;⑥单方向调节励磁调节器,使定子电压逐步降低,分别记录9～11组定子电压、转子电流数据,同时检查盘表;⑦跳开灭磁开关。
5.2.2 空载特性试验数据(见表5),空载特性曲线(如图4所示)
以上发电机短路、空载特性试验,结果符合《电力设备交接和预防性试验规程》(Q/CDT 107 001—2005)和《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB 50150—2006)中的规定值,结果合格。
至此我们顺利完成乐滩水电厂3#发电机定子直流泄漏电流不平衡分析查找,经过仔细查找,终于找到并处理好故障隐患点,解决了困扰电厂多年的隐患问题。
6 结语
综上所述,对于水轮发电机定子绕组绝缘电阻合格泄漏电流不平衡故障点查找,传统方法是直接对发电机定子绕组施加交流或直流、将高阻性接地降为低阻性接地并观察故障点放电、冒烟等现象来查找,但该方法也会导致故障扩大、处理起来更困难、修复成本更大、机组恢复时间更长等缺点。在乐滩电厂3#发电机定子故障点查找处理中,我们率先借鉴火电机组的处理方法来排查水电机组端部手包绝缘是否存在缺陷,结果我们很快找到A2支路的第56槽下部接线盒存在缺陷,不需要更换定子线棒,缩短了定子绕组故障点处理时间,降低了修复成本,3#机组以最快的时间恢复并网发电,创造了很大的社会及经济效益。
摘要：为了查找乐滩电厂150MW水轮发电机定子绕组泄漏电流不平衡故障点,针对水轮发电机组定子端部绝缘状况判断测试工作进行了探讨,首先对此缺陷的产生原因及处理过程进行了分析,为水轮发电机定子绕组直流泄漏三相不平衡的原因查找及处理提供了新的思路和方法。更换发电机线棒接线盒后,发电机所有试验项目均符合相关规程要求。
关键词：发电机,定子,泄漏电流,不平衡,故障,查找
参考文献
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平衡绕组 篇4
每台电容器组开关带2组相对独立的电容, 每组电容器分别结成星型, 采用放电线圈二次不平衡电压保护, 即"灵敏接地"保护。PT型号为:JDZX10-100.5级, 0.1/3KV, 使用7SJ62综合保护装置。
2 电容器组异常运行状况
2010年10月28日, 电容器组因"灵敏接地"保护跳闸, 我们对电容器进行检查, 在没有发现明显问题的情况下, 试着将电容器组加入运行, 可以加入运行, 测量灵敏接地保护输入L601~N601间电压在2.7~3.0V, (此电压为电容器组放电线圈PT二次线圈接入) 接近保护定值3.2V, 测量电容器组PT二次侧电压, 数据为:A670、B670、C670与N670电压分别为49.9、55.7、52.7V。
对于可能出现的谐振的问题, 因与电压互感器运行现象不相符, 没有直接深入检查, 如: (1) 该电容器组运行一直较为正常, 仅从10月底才发现现在的问题, 也有可能以前有此现象不明显, 没有发现。 (2) 本组电容器运行中没有出现频繁熔断一次或二次熔断器的现象。 (3) 运行中也没有异常声音或电压摆动现象。
29日, 1#电容器再次跳闸, 仍为“灵敏接地”保护动作。
在随后的1个月的时间里, 我们对电容器及配电系统进行了较为全面检查。
1 1 月3日, 将电容器组解除备用, 对开关至电容器组PT柜间的高压母线、PT柜及本体进行检查和各部螺丝紧固, 对PT二次线进行了全面检查, 除发现PT一次熔断器底座螺丝稍有松动以外, 没有发现其他异常, 试投仍不成功。
解除备用后, 退出电容器, 开关仅带电容器组高压母线, 合上开关, 测量电容器组PT二次侧电压为, 数据为:A670、B670、C670与N670。
间电压分别为;54~56、57~60、57~58V。线电压AB:91KV、BC:91KV、CA:92KV。
1 1 月4日, 将电容器组开关解除备用后, 我们把PT一次A、B相互感器调换位置后, 仅带电容器组母线, 合上开关, 测量数值与3日测量情况相同。在此期间, 我们对PT一次互感器进行测量、实验, 测量一次、二次绝缘正常, A、B、C~N直流电阻为4.6~4.7KΩ。二次侧A670、B670、C670与N670直流电阻分别为:0.3674Ω、0.3735Ω、0.3687Ω。
1 1 月1 1日再次停运1#整流机组, 对整流变平衡绕组至电容器组部进行彻底的卫生清扫。使用1000VMΩ表对整流变平衡绕组侧测量绝缘电阻为700兆欧, 同时测量直流电阻为AB:17.97mΩ、BC:17.64mΩ、CA:17.98mΩ与安装时测量记录比较, 结果吻合。单独测量电容器PT柜后过电压保护装置绝缘为+∞, 将1#整流变投入运行, 在7档空载运行时, 测量整流变阀侧输出电压是平衡的。
我们把另一台电容器组PT换到1#上, 试送后, 测量结果与上述情况相同。
我们使用接地摇表对1#电容器组的接地系统的接地电阻进行测量, 分2个接地点部位, 第一是电容器配电系统接地引入干线;第二是PT柜电压互感器一次中性点N直接接地点。测量结果一样, 均为0.3欧姆。 (PT一二次接地共地) , 接地良好可靠。
通过以上的检查, 对1#电容器组的应检查的内容已经基本进行完了, 我们担心变压器会不会存在一般性检查所发现不了的隐患, 使平衡绕组输出不平衡。
19日, 将1#整流变停电解备做相应安措, 在停电之前, 我把1#电容器PT二次输出从PT柜端子排拆开, 即排除二次装置的影响因素, 测量PT输出仍是不平衡的, 结果与以前相同。停电后, 从1#整流变三次绕组出线侧母排对接口, 将电容器组设备与整流变分开, 先在分接口测量三次绕组直流电阻, 排除接线线夹接触不良问题, 测量结果为:AB、30.03 mΩBC、30.14 mΩCA:30.16 mΩ。 (这个结果较以上测量大, 是因为增加了一部分母线)
然后, 实验人员对电容器组做直流泄漏试验, (带开关、PT及所有高压母线) 以排除电容器组设备可能存在的一般性检查发现不了的缺陷, 测量结果为A相7.5u A、B相5u A、C相5u A。进一步对该部分做交流耐压至27KV正常。做1#整流变三次绕组直流泄露为4u A, 测量前后绝缘电组合格。
1 1 月23日, 我们对1#电容器进行全面恢复后, 停运1#机组, 测量电容器组开关上侧至三次绕组部位母线和开关下侧所有母线绝缘均合格;在PT柜内, 在PT一次绕组中性点另接线单独可靠接地, 重新装上整流变三次绕组出口端母线, 然后恢复1#整流机组。
同时, 我们测量1#电容器组PT输出, 三相仍不平衡, 结果与以前没有大的差异。
16点50分, 恢复1#机组运行, 退出1#电容器。对机组运行情况检查没发现异常。
30日, 从综合仓库领取8.7/10KV高压电缆, 直流耐压正常后, 结论:合格。试验电压:
先停运3#整流变做安措, 拆开三次绕组至电容器断口母线, 接好高压电缆的一头后, 恢复3#整流机组运行。
停运1#整流变做安措, 将电缆的另一端接在1#整流变三次绕组出线端, 合上1#整流变110KV侧开关, 变压器空载运行, 合上3#电容器123C开关, 即1#整流变带3#电容器PT, 不带电容器组, 测量3#电容器PT二次输出如下:A 52.9VB 53VC52.89V N601~L600间电压为:0.9V, 断开123C开关。
1 2 月2日, 停运1#整流机组, 拆开3#电容器侧一端的电缆头, (注意:3#整流变带电运行) 接到1#电容器121C开关静触头上侧约20mm的母排上, 恢复1#整流机组空载带1#电容器121C开关以下部分设备, 测量结果同11月30日。
从以上所做的工作结果分析, 1#电容器二次绕组不平衡电压的出现与一次设备运行情况没有关系;我们再将检查目标转向电容器电压互感器铁磁谐振问题上。