双水内冷发电机转子接地电阻降低的原因分析

2020-02-19张小飞

冶金动力 2020年1期

蒋翔，张小飞

（马鞍山钢铁股份有限公司热电总厂，安徽马鞍山 243000）

引言

马钢热电总厂2#发电机为上海电机厂生产的QFS-60-2 型双水内冷汽轮发电机组，B 级绝缘，采用直流励磁机励磁，于1993 年7 月正式投入运行。发电机转子接地保护采用RCS985 型发电机变压器组成套保护装置，转子接地保护采用切换采样原理（乒乓式），于2014 年改造完成并投入运行，运行一直正常，未出现过异常报警。

发电机转子接地是发电机常见的故障形式之一，当发生转子一点接地故障时，由于造成转子接地保护动作的因素较多，故障定位非常困难，且运行中无法检查发电机内部，因此，要确定是转子本身故障还是外部回路故障或保护装置误动引起的具有非常大的难度。2017 年8 月6 日至2018 年5 月3 日期间，马钢热电总厂2#发电机反复出现转子接地电阻降低的现象，笔者结合马钢热电总厂2#发电机转子接地电阻降低故障的处理，总结了几种典型的非转子绕组本身故障造成的接地电阻降低的因素。

1 发电机转子接地电阻降低的处理

1.1 第一阶段：励磁机因电枢绕组绝缘降低烧毁

2017 年8 月6 日2#发电机“转子一点接地”报警，接地阻值3.3 kΩ，接地位置50%。通常接地位置在50%左右有以下几种情况：（1）转子绕组的正中间位置一点接地；（2）励磁回路的交流侧接地。（3）转子绕组整体绝缘降低；（4）外部回路和附加元器件接地。针对第（1）、（2）种情况在机组运行时无法检测，只能监视运行，等到停机时才能处理；针对第（3）种情况，因内冷水电导率一直在规程规定的范围内，排除内冷水电导率对转子绝缘的影响；针对第（4）种情况，我们对相关回路进行了仔细检查和验证，基本排除了外部回路的影响。由此，初步判断此次转子一点接地可能是励磁机电枢回路或转子绕组本身绝缘降低所致。后接地阻值回升至10 kΩ左右,9月1日2#发电机停机检修，测得发电机转子绕组绝缘1.5 MΩ，励磁机电枢绕组绝缘0 MΩ。于是对励磁机进行吊罩检查，发现励磁机电枢端部（发电机侧）积灰较多（主要成分为碳粉），清理烘干励磁机端部积灰后，励磁机电枢绕组绝缘上升至0.4 MΩ，9月6日2#发电机与系统并列。

2#发电机并网运行后，为监视发电机转子接地电阻（Rg）变化情况，对转子接地电阻进行统计。统计数据归纳如下：

9月6日2#发电机并网运行后，Rg为300 kΩ；

9 月8 日至12 日，Rg在220～300 kΩ 之间变化，9月12日至22日，Rg稳定在300 kΩ；

9 月22 日至10 月1 日，Rg逐渐降低至80 kΩ左右；

10 月24 日（10 月2 日至23 日2#发电机停机）Rg在100 kΩ左右；

10 月27 日Rg降低至70 kΩ 左右，之后Rg一直在降低；

12 月4 日Rg降低至4 kΩ，当日降低至1 kΩ以下；

12月19日Rg恢复至5 kΩ左右。

期间接地的位置均在50%左右。

由以上转子接地电阻统计数据可看出，励磁机电枢绕组清灰处理后电枢绕组绝缘有所上升，但仍偏低，随着运行时间的延长，电枢绕组端部积灰（碳粉）越来越多，电枢绕组绝缘呈下降趋势。

2017 年12 月21 日2#机励磁机电枢绕组发生短路事故，导致2#发电机失磁保护动作跳闸。检查励磁机发现：励磁机电枢绕组端部（发电机侧）有两处烧融，电枢绕组端部积灰较多（碳粉）。主要原因：由于2#发电机励磁机运行年限较长，电枢绕组绝缘已老化，随着电枢绕组端部碳粉积聚，电枢绕组的绝缘持续下降，导致电枢绕组绝缘最薄弱的两点通过碳粉短接而烧毁。

从统计数据及励磁机烧毁的事故来看，发电机转子接地保护检测的接地电阻Rg基本反映了发电机转子回路（含励磁机电枢绕组）的绝缘情况。

1.2 第二阶段：备用励磁机运行时的转子接地电阻降低情况

2017 年12 月21 日2#机励磁机故障烧毁后，更换备用励磁机（1#发电机更换下来的），该励磁机与原励磁机各项参数相同，运行年限也相同。2018 年1 月28 日，检查发现2#发电机转子接地电阻Rg低于正常值300 kΩ 且有下降趋势。转子接地电阻统计数据如下：

1 月28 日至2 月22 日Rg在180～300 kΩ 之间波动；

2月22日至2月27日Rg基本稳定在300 kΩ；

2 月28 日至3 月20 日Rg在200～120 kΩ 之间波动，总体趋势在降低；

3月15日突然降至88 kΩ；

期间接地的位置均在50%。

由于送修的励磁机需要到4 月中旬才能返厂，且转子接地电阻下降较快，为防止再次发生励磁机烧毁事故，3 月20 日2#发电机停机检查，检查发现：励磁机电枢绕组端部有大量的碳粉，且励磁机电枢绕组绝缘仅0.1 kΩ。清除碳粉后励磁机电枢绕组绝缘恢复至10 MΩ，此次停机在励磁机端部加装了临时在线吹灰装置。当日2#机组并网后，转子接地电阻Rg为290 kΩ。于是对励磁机端部进行在线吹灰，刚开始有一点效果，后期效果不明显，转子接地电阻也在持续降低，最低降至75 kΩ，此种情况一直持续到4月16日。

1.3 第三阶段：新励磁机（更换了全部绕组）的运行情况

4月16日2#发电机停机小修。停机时转子绝缘0.1 MΩ，励磁机绝缘10 MΩ，因要更换励磁机，故此数据未引起重视。4 月21 日开机前测绝缘：转子回路0.2 MΩ，励磁机回路3 MΩ，符合规程要求（通水后≥2 kΩ）。4 月22 日发电机升压过程中，升压至70%空载额定电压时转子接地电阻230 kΩ 左右，接地位置在59%，用万用表测量转子正、负对地电压也不对称（正对地36 V、负对地26 V，与转子接地保护检测的数据一致），此数据与转子绕组中间位置一点接地的现象相似。为区分故障范围，在现场通过技术手段判断励磁机绝缘正常，故排除励磁机绝缘低的因素，绝缘低的部位应该在转子回路，故要求停机检查处理。停机后测转子绝缘1.5 MΩ，电缆及铜排绝缘为2 MΩ，刷架绝缘为0.2 MΩ，由此初步判断刷架绝缘低是造成转子接地电阻低的主要因素。于是对转子滑环的刷架、铜排、绝缘垫块等相关附件进行彻底清理，清理后转子回路整体绝缘恢复至0.5 MΩ。2#发电机组重新启动，升压至额定值，转子接地电阻稳定在300 kΩ，4 月23 日2#发电机组并网运行。

5 月1 日2#发电机转子接地电阻突然降至80 kΩ，接地位置55%，万用表测量转子正、负对地电压对称，保护检测和人工测量的数据一致。现场检查励磁机和转子回路均未发现明显异常，检查内冷水电导率：2#机内冷水电导率为5 μs/cm，符合规程要求（≤5 μs/cm）。分析认为：（1）励磁机为新换的，绝缘应没有问题，且开机时已排除励磁机绝缘低的情况；（2）转子外部回路（含刷架、绝缘垫块及相关回路等）已彻底清理，且未发现漏油等异常现象，在机组正常运行的情况下，绝缘突然降低的可能性很小；（3）转子绕组在通水的情况下有1.5 MΩ，说明转子绕组绝缘很好，基本上可以排除转子绕组故障。基于以上分析，结合前期转子接地电阻波动的情况综合分析，引起转子接地电阻降低的最大可能因素是：内冷水电导率。于是对2#发电机内冷水电导率进行调整，当电导率调至3 μs/cm 以下时，2#发电机转子接地电阻恢复至300 kΩ，且稳定。

2 影响发电机转子接地电阻降低的几种典型因素

本次2#发电机转子接地电阻降低的处理过程共分为三个阶段，每个阶段影响转子接地电阻降低的主要因素都不一样，干扰因素也较多，其中内冷水电导率的变化应该是最大的、最不明显的、也是最容易忽略的因素（主要是没有内冷水电导率与转子接地电阻关系的历史数据，同时也受到发电机运行规程标准的限制）。

2.1 第一阶段的主要因素

发电机转子接地电阻Rg降低的主要因素是励磁机电枢绕组绝缘老化，受积聚碳粉的影响，Rg持续降低，其中内冷水电导率的变化引起Rg反复波动。在后期，由于励磁机电枢绕组绝缘已降至很低，内冷水电导率的变化对Rg的影响也变得不明显，但仍有一定的影响（2017 年12 月19 日Rg由1 kΩ 以下恢复至5 kΩ 可验证），期间，转子接地电阻的位置始终在50%的位置，理论与实际情况也是一致的。

2.2 第二阶段的主要因素

停机前与第一阶段情况基本相同，这从停机后励磁机的绝缘数据（停机时仅0.1 kΩ，清理后即恢复至10 MΩ）可得到验证。从第一阶段的运行情况来看，该绝缘尚能维持较长时间的运行，但因3月15日转子接地电阻突然由140 kΩ降低至88 kΩ（应该是内冷水电导率变化引起的），同时受第一阶段励磁机烧毁因素的影响，由于担心同类事故的再次发生，故提前申请停机对励磁机进行清灰处理。从绝缘数据来看，本次停机处理是必要的。

停机处理后Rg降低的主要因素是内冷水电导率的变化和刷架附件绝缘低等两个因素，这从4 月16 日停机时测量的数据可得到验证。因忽略了内冷水电导率的影响及无法在线测量转子回路绝缘，同时受励磁机烧毁事故的干扰，致使误判励磁机绝缘低，因而造成了不必要的担忧和困扰。