第一部分-发电机检修时的试验与诊断课件.ppt

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1、第一部分 发电机检修时的试验与诊断 一一.发电机试验与诊断的重要性，项发电机试验与诊断的重要性，项目及分类目及分类（）试验与诊断的重要性 在制造厂：确保发电机的制造质量，检查发电机电气和机械特性是否达到设计要求及能否出厂。在发电厂（用户）：检查发电机经运输和安装后有无损伤性缺陷和问题；发电机并网运行后，经大修及小修消缺后是否合格，能否达到正常运行的条件。依据标准国家标准GB 755-2000旋转电机定额和性能GB/T 7064-2002透平型同步电机的技术要求GB 1029-80同步电机试验方法GB 50150-91电气设备交接试验标准电力行业DL/T 596-1996电气设备预防性试验规程（

2、二）发电机试验项目及分类（二）发电机试验项目及分类按在制造厂内、工地安装（并网运行前后）及运行维护要求分为：型式试验出厂（检查）试验交接试验预防性试验见表-1 发电机的试验项目二绕组的直流电阻测量二绕组的直流电阻测量测量定子绕组的直流电阻：检查断股、接头焊接质量、套管引出线接触不良等；测量转子绕组的直流电阻：检查匝间短路及接触状态；测量方法及注意事项1用具有5位数字、精度0.1级的双臂电桥式微欧计；2基值很重要。出厂、交接、更换线圈；3应在冷状态下进行测量，并折合至同一温度进行比较；4对于测量不合格的发电机应进一步查明原因。如敲击各定子绕组接头或通直流（1015IN）观察有无发热部位。特定标准

3、将试验结果折算在同一温度及校正了测量引线引起的误差后，定子应 1.5（汽轮发电机）及 1（水轮发电机）；转子应 2，并应对各磁极线圈的连接点进行测量。2.测量绝缘电阻应注意的几个问题(1)温度的换算Rc=KtRiRc 换算至40 或75 时的绝缘电阻Ri 试验时温度为t时的绝缘电阻Kt 换算因数见表-2 绝缘电阻温度换算因数Kt(2)合格标准大修时的规定。新投入或干燥后的规定。(3)定子绕组水内冷，绝缘电阻的测定吸收比和极化指数合格值表-3 吸收比及极化指数表-4 转子绕组等部件绝缘电阻测量规定 四直流泄漏电流测量及耐压试验四直流泄漏电流测量及耐压试验直流泄漏电流测量及耐压试验是发电机交接与预

4、防试验标准及规范中规定必做的项目之一，进行此试验，可以比兆欧表更有效地发现定子绕组端部一些尚未贯通的集中性绝缘缺陷，其特点是：1可根据泄漏电流和施加电压是否呈线性比例关系或三相泄漏电流的不平衡度来判断定子绝缘状态受潮、脏污或有局部绝缘缺陷；2直流耐压试验不会形成被试绝缘内部劣化的积累效应；3不需要容量较大的试验设备。对于定子绕组为空气或氢气直接冷却的发电机，试验接线如图-2所示。水内冷定子绕组低压屏弊法图-3 定子绕组水电回路示意图图-4 低压屏弊接线图五工频交流耐压试验五工频交流耐压试验工频交流耐压试验的特点是试验电压与工作电压的波形与频率一致，从绝缘劣化和热击穿的机理考虑，最能检出定子绕组

5、槽部的绝缘故障点或缺陷。1试验方法及注意事项试验方法及注意事项2试验电压试验电压3试验结果判定试验结果判定图-5 发电机定子绕组交流耐压试验接线2试验电压试验电压交接试验：1.5Un+2250V 1Min预防性试验：1.3Un1.5Un 1Min对于定子绕组在检修中进行过全部更换或局部更换的发电机，试验电压请参照DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程规定进行。六定子热水流试验、气密试验六定子热水流试验、气密试验1定子热水流试验定子热水流试验2气密试验气密试验1定子热水流试验定子热水流试验对于定子水回路是否堵塞的检查，各电厂多数还沿用过去的逐一打开绝缘引水管接头测流量的方法。这种方法的

6、测试工作太繁复、不准确，且回装绝缘引水管时稍有不慎，易造成接头把合不严密而漏水。热水流试验法是近年来电机制造厂检查大型汽轮发电机定子水路有无堵塞的非常有效的措施。它不仅能检出异物堵塞，而且能检出由各种原因产生的“气堵”。目前，有的电力研究试验单位已在发电厂中应用这种方法检查定子水回路有无堵塞问题。图-6是用热水流法检测出的定子线棒及极间连接线水流正常及有气堵现象时的典型试验曲线。图-6 热水流试验曲线热水流试验法已被列入JB/T 6228-1992汽轮发电机内部水系统检验方法及评定，作为适用于双水内冷和水氢氢型汽轮发电机制造过程定子内冷水路任一部位有无发生严重的水流堵塞的检验，也使用于机组的交

7、接验收和大修过程的检验。进行热水流试验时需在定子绝缘引水管、极间连接线、进出线及汇水环上贴敷足量的铜康铜热电偶，并接入多点温度自动记录仪或数据采集系统，然后启动循环水泵，在水路中先通入加热后温升已达15的热水，稳定约0.5h后关闭循环水泵。启动冷水泵通入冷水。并每分钟采集一组数据，大约15min后试验即完成。图-7是对一台QFSN-300-2型气轮发电机定子进行的热水流试验的温度时间试验曲线。图中，多数曲线在开冷水泵后温度上扬，图中加“”处，是因进水总管的前一段水管中存有热水。因此，开泵后23min后温度方明显下降。曲线示出所有水回路不存在堵塞现象。图-7 QFSN-300-2型发电机定子温度

8、时间曲线2气密试验气密试验 为此，原电力部颁布的标准DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程规定为发电机大修中必要时的试验项目，并要求定子绕组端自振频率不得介于基频或倍频的10范围内，即：45 55 90 110Hz。国家电力公司2000年9月发布的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中规定，为防止定子绕组端部松动引起相间短路，检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况，200MW及以上发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94115 Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。（一）测试目的（一）测试目的按最新

9、发布及实施的电力行业标准DL/T 755-2000大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性测量及评定，测量项目如下：1.定子绕组端部整体模态试验2.定子绕组鼻部接头固有频率测量3.定子绕组引出线和过渡引线固有频率测量以上各项测点布置及数量要求是：定子绕组端部整体模态试验要求在汽侧及励侧的端部锥体内截面上，各取如图-8所示的三个圆周，每一个圆周上的测点应沿圆周均匀布置，其数量应不少于定子槽数的一半。图-8 定子绕组端部模态试验测点布置示意图1.鼻部接头测点2.槽口部位测点3.渐升线中部测点定子绕组鼻部接头固有频率测点按图-8圆周1布置，测所有鼻部接头，引出线及过渡引线则应选择固定薄弱处的若干测点。八定

10、子铁芯试验八定子铁芯试验 发电机定子铁芯试验一般在铁芯硅钢片重新组装或更换、定子绕组重绕或铁芯存在片间短路形成过热变色时进行。定子绕组相间短路故障后波及铁芯，运行15年以上的大型发电机亦应结合故障检查及检修进行。铁芯试验采用交流励磁法。试验应在转子抽出后，定子绕组三相短路接地时进行，如定子绕组存在接地故障，则绕组只可短路，不应再接地，以免多点接地烧坏定子铁芯。（一）试验结线（一）试验结线试验结线如图-9（a）所示，沿定子铁心轴向用绝缘导线绕制的励磁线圈Wl与测量线圈Wm呈正交布置图-9（a）。水轮发电机因定子内径尺寸较大，为减少漏磁影响，使铁芯中磁通分布均匀，应采用图9（b）的结线。如定子铁芯

11、是分瓣组合式，励磁线圈应绕在组合面处。励磁线圈一般为23匝，大型电机可取1匝。图-9 定子铁芯试验结线图T 有效铁芯磁密，一般取1.0T，大型直接冷却的气轮发电机和水轮发电机取1.4T；f 工频，50HZ；Q 有效铁芯轭部截面，cm2;l 有效铁芯长度；K 填充系数，0.930.95；L 铁芯总长，cm；n、b 铁芯通风沟数及宽度，cm；D1、D2 铁芯外径及内径，cm；h轭高，cm;hc齿高，cm;式中Dav 铁芯平均直径，cm；H0 单位长度的安匝数，当B=1.0T时，H0按制造厂提供的数值，H01.4aw/cm 2.励磁电流3.电源功率Pt KVA 4.测量线圈匝数：应使所需电压与仪表量

12、程相适应，5.定子铁芯总重量6.实验时实际磁密 T7.定子铁芯轭部单位铁耗 式中 PFc 由瓦特表实测数值，W；B 相应为1.0T或1.4T8.定子铁芯最高齿温差（三）试验程序及注意事项（三）试验程序及注意事项1.按图-8接线接入测量仪表。用半导体检温计初测数据以记录初始温度。2.合励磁线圈电源，10分钟后用半导体检温计测量铁芯各部分温度，在较冷处再放置几支酒精温度计；再过10分钟，再用点温计找出最热处再放置几支酒精温度计。3.准确定出最热和最冷点后，进行持续90分钟（试验磁密1.0t）或45分钟（试验磁密1.4t）。其中每隔10分钟记录各部温度及电气仪表指示数值。4.注意事项1)试验时进入定

13、子铁芯内膛时应穿绝缘靴及带绝缘手套。应尽量使用半导体检温计而不用手直接触摸铁芯部位。如用红外热象仪测量显示铁芯各部位温度则更为理想。2)禁止使用水银温度计测温。3)试验时如发现存在严重过热超温甚至烧红冒烟部位时应停止试验。（四）试验结果判定（四）试验结果判定按规程规定，定子铁芯齿的最高温升不得超过45，各齿的最大温差不得超过30。运行20年以下的电机，齿的最高温升不应超过25，温差不超过15。铁芯的单位损耗：热轧硅钢片不应超过2.5W/kg，冷轧硅钢片不应超过1.7W/kg，或根据硅钢片的具体数据。九转子绕组接地及匝间短路的测九转子绕组接地及匝间短路的测试试1.接地故障的检查试验转子回路发生接

14、地故障时，首先应对绕组外部连接回路进行检查，依次排除外部回路接地的可能性后，再检查绕组本身的接地部位。常用的检查试验方法如下：（1）电压表法此方法能简便判明转子绕组接地点位置及接地电阻数值，发电机在静止或转动状态下均可进行测量。但应注意，在运行状态下进行测量时应在励磁回路中投入两点接地保护。测量接线如图-10所示。图-10 电压表法测量结线在转子滑环上加直流电压，用电压表测量正负滑环间电压V，正环及负环对地电压及，计算接地点电阻Rg:如为金属性接地故障，可按下式算出接地点对正，负滑环间的大致电气距离，或占转子绕组总长的百分比。距正环 距负环应注意，如发电机处于旋转状态，应使用带绝缘柄的铜网刷直

15、接触到滑环及转轴上进行测量，测得的正环对地电压，及负环对地电压之和不应大于两滑环间的电压，根据测试结果判定：如V1V2，接地点靠近负环，V1V1,V120，或负值，接地点不在转子绕组内部。进行这项试验还应该注意所用电压表内阻数值，否则易引入较大误差。如为非金属性接地，必须选用高内阻电压表，如数字式电压表或万用表。进行这项试验还应该注意所用电压表内阻数值，否则易引入较大误差。如为非金属性接地，必须选用高内阻电压表 ，如数字式电压表或万用表。（2）直流大电流法在转子轴上施加大的直流电流查找绕组接地点的轴向和周向位置是检修存在接地故障转子的常用和行之有效的方法，其试验接线如图-11所示。在转子两端轴

16、上通以较大的直流电流（约2001000A），则沿转子轴向的电位分布如曲线1所示。转子绕组及滑环的电位与接地点相同，如曲线2所示。测量时将检流计G（或量程不大于0.1mv的毫伏表）的一端接于任一滑环上，另一端接探针。将探针触接转子本体作轴向滑动，当检流计指示为零时即为接地故障点沿轴向的位置。图-11 大电流法试验结线在实际测量过程中，接近故障点的一段区域，检流计可能均指示零值或最低值，即呈现零值区或不灵敏区，（图-11中标“0”的部分）。零值区的范围大小取决于试验时所施加电流的大小及检流计的灵敏度，试验时如出现零值区过大现象，只需加大试验电流或更换灵敏度更高的检流计，零值区即可缩小。在能满足测量

17、灵敏度要求的前提下，建议按下表选择试验电流应注意，现场进行以上试验，一般用直流励磁机或电焊机作直流电源，在后一种情况下，有时用两台电焊机并联运行以获得较大直流电流，但也往往给电压调节和稳定带来困难。因而最好应用一台电机或减小试验电流。还应注意，为防止大电流引入时因接线不牢而烧伤转子连接部位，应制作通流容量合适的专用卡环固定在转轴两端，将直流电源引线用螺栓夹紧到卡环上。接地点周向位置的测定：转子绕组接地点轴向位置测定后，为了检出接地线圈所在的线槽，需一步测出接地点在转子圆周方向的部位，为此，在接地点轴向位置所对应的转子周向断面的大齿（磁极）表面，沿颈项通以300500A的直流电流。与轴向检测法一

18、样，将检流计G的一端与任一滑环连接，；另一端用探针沿周向断面滑动，如图-12所示。图-12 测定周向接地点的结线试验时可持探针先后沿转子两个半圆周方向进行，如测出的接地点不是单一的，则应将直流电源引线端改接到与磁极中心呈垂直方向的小齿上继续进行试验，测出检流计指示为零的点。最后，测出的轴向与周向的交点即为接地故障点。以上试验方法是未取下转子护环时采用的。如接地点已测定，并取下故障侧护环后，可用612V蓄电池作电源直接加到滑环两端，测量故障线槽内线圈各匝对地电位，即可找出接地线匝。在某些情况下，不取下护环亦可测出接地故障线匝。如国产200300MW汽轮发电机，转子多采用气隙取气斜流通风方式，在冷

19、热风区都有通风孔，其数量与槽内线匝相对应；部分国外进口的大型汽轮发电机，如采用轴向径向通风方式的300600MW机组，在转子中部热风区的通风孔亦与槽内线匝数量相对应，可在滑环上接入612V电源，测出故障线匝。图-13 交流烧穿法结线图2.转子绕组匝间短路检测转子绕组匝间短路检测（1）交流阻抗和功率损耗法测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗是判断有无匝间短路的较为灵敏和有效的方法。在交流电压作用下,转子绕组短路匝中流过的电流要比正常匝大,其方向与正常匝的电流方向相反,有较明显的去磁作用,形成绕组总阻抗的显著下降,功率损耗明显增加,根据多年现场试验证明,与正常试验结果相比,如交流阻抗值下降8%,功率损

20、耗上升10%,一般都存在匝间短路。交流阻抗和功率损耗法的试验接线如图-14所示。交流电压经自耦调压器T,接至转子滑环1-1,其值应不超过转子额定电压。发电机大修后或交接试验应在升速过程中测其交流阻抗或功率损耗。交流阻抗法因接线简便，静态或动态，转子在定子膛内或膛外皆可进行试验，测试的灵敏度较高等优点，而现场广泛采用。但应注意，此方法因受多种因素影响，常常降低其试验结果的准确度，如试验时施加电压的大小，转子所处位置，静态或动态，电源周率、短路点接触电阻及短路匝在槽内所处位置等。虽然可在历次试验中将这些因素的影响缩减到最小程度，如转子所处位置、动态或静态，电源电压大小及周率等等，但多次试验结果表明

21、，仅用此法尚不足以最后判定匝间短路性质及其严重程度。图-14 交流阻抗及功率损耗试验结线正因影响交流阻抗法的因素较多，过去国内各试验研究单位曾根据各自的测试条件提出过不同的判定标准，其范围大致是，交流阻值下降410%。也曾出现过交流阻抗仅下降45%的确存在匝间短路，但下降810%却不存在匝间短路的事例。可见，仅用交流阻抗法来判定转子是否存在匝间短路是不够充分的，应结合其它方法综合判断。这对确定转子是否采取检修措施时是十分必要的。（2）微分探测线圈动测法在此，特别提出适于在现场采用而有效的测试方法微分探测线圈法。测试原理图-15 转子主磁通、磁势、磁密分布图图-16 气隙磁密分布图（a）气隙磁密

22、及其变化率 （b）变化率波形图-17 无载工况下气隙磁密（a）气隙磁密及其变化率 （b）变化率波形图-18 稳定短路工况下气隙磁密微分探测线圈法，是用一个直径只有68mm的空心小线圈，装于无磁性金属管中（铜或不锈钢），将该管自发电机定子铁心背部经径向风道（一般宽为810mm）插入定转子中，当转子旋转时，探测线圈中的感应电势由于线圈的面积很小，可认为穿过小线圈的磁通是均匀的，即 式中 B穿过小线圈的平均磁密；S小线圈的面积。故上式说明了小线圈中的感应电势（时间函数）反映了按圆周分布的气隙磁密（空间函数）的变化率。探测线圈的制作及装配探测线圈是用0.060.08mm高强度漆包线绕在有机玻璃框架上，

23、其匝数可选在200300匝范围，将线圈嵌入探测杆的顶端，将引线绞成麻花并在另一端引出，如图-19所示。图-19 微分探测线圈装配1-探测线圈；2-引线；3-探测杆；4-引线固定架图-20 探测线圈槽楔装配1 封顶环氧胶2 探测线圈3 大头槽楔4 定子铁心齿部5 定子线圈十十.定子槽部线圈防晕层对地电位的定子槽部线圈防晕层对地电位的测量测量发电机在运行中，定子槽部线棒由于受电场作用，槽楔松动以及嵌装时定子线棒在槽中往往有局部与槽壁接触不紧密等诸多原因，运行年久后很容易出现局部放电及腐蚀现象，使防晕层遭到损坏。因而在检修中发现定子槽楔松动、线棒防晕层损坏或运行中发现测温元件电位升高时，应进行测量及

24、做必要的处理。测试原理及方法定子线棒与槽壁（铁心）因存在间隙而产生局部放电时，可用定子绕组施加电压后线圈与铁心的等值电路图-21表示，图-21 线圈与铁心槽壁间等值电路测量线圈表面对地电位的方法如图-22所示。测量前应先退出待测槽的槽楔，发电机定子绕组施加额定相电压。将接有高内阻电压表3的金属滑块1（可用紫铜或黄铜材料）沿线棒2表面轴向移动，测出线棒表面各点对地电位值。根据规程要求，对地电位不应大于10V。如认为退出槽楔工作量太大，也可用探针在定子铁心通风沟处测出线圈对地电位。显见，测点范围有局限性，其结果不及退出槽楔时理想。如定子槽内个线棒间装有测温元件时（定子绕组水冷的发电机），可采用测量

25、测温元件感应电压的方法。根据现场经验，如线棒防晕层完好，此感应电压一般小于（56）V，防晕层破坏时，能高达数百伏。但应注意，如检温计外敷绝缘垫未遭破坏，线棒防晕层虽遭破坏，其感应电压亦不会太高。有条件时也可采用超声检测法。具体做法是，在大修抽出转子后，对定子施加额定相电压，用超声波接收仪在定子膛内各槽沿轴向移动（贴近但不接触）探测，记录有放电声的部位。对各放电点的分布进行分析并确定整机各槽的电腐蚀状况，以指导检修。图-22 退出槽楔测量示意图十一十一.发电机轴电压的测量发电机轴电压的测量轴电压产生的原因及对发电机运行的危害轴电压的测量及举例图-23 轴电压的测量示意图a)轴电压测量b）、c)检

26、查汽、励侧轴承油膜工作状态机组大轴的磁化与退磁退磁安匝 图-24 大轴退磁示意图十二十二.发电机的温升试验发电机的温升试验1.发电机运行状态下的损耗和温升2.发电机温度测量方法(1)温度计法 （Th）(2)电阻法 （R）(3)埋置温度计法 （ETD）3.按国标规定，发电机各部分的温度限值4.发电机温升试验方法直接负载法(1)试验基本要求(2)试验前的准备工作图-25 温升试验接线(3)试验程序及数据整理用直接负载法进行发电机试验可在额定负载或在50100%额定负载范围内选34点负载进行，在后一种情况下，可选0.5、0.7、0.85、1.0额定负载点。每一负载点调好后，按上述试验要求，稳定一小时

27、后开始记录定子电压、电流、有功功率、功率因数、转子电压及转子电流等各电气量，同时记录定子检温计、冷却介质及其它为试验而临时装设的检温计温度。转子绕组则用电阻法，算出平均温度，同时应注意，测量转子电压时为消除电刷压降的影响，应用带绝缘柄的铜网刷直接从转子滑环上测量，测量转子电流的毫伏表亦应尽可能靠近分流器，以减少引线电阻给测量带来得误差。每一负载点的试验应持续到温升稳定为止。最后列表，将试验结果按顺序写出，如表-6所示。给出定子绕组、定子铁芯及转子绕组温升曲线 、及 标出在定子电流及转子电流为额定值时相应的温升值。确定是否超过各相应部分的允许温升并检验其裕度大小。也可自制造厂提供的运行范围图（又

28、称功率图）检验最大允许出力时的温升是否达到发电机各部分允许温升值。(4)数据及试验结果分析间接冷却的发电机，通风冷却系统运行正常时，一般有下列特点：冷却器进出水温度差23冷却介质进出口温差2030冷却介质和冷却器中冷却水之间温差约67。通风试验，通风冷却系统的不正常现象及原因如下：1）出风与进风（气体冷却）温差加大，发电机各部分温升增高，可能是冷热风道短路或堵塞，使冷却风量减少所致。2）出风与进风温差尚属正常，发电机各部分温升增高，可能是冷热风道短路或冷热风间隔不良造成混风。3）冷却器出水与进水温差小，发电机温度增高，进水与进风温差增大，可能是冷却器水质不良，管壁结垢，使冷却效能所致。4）冷却器进水与出水温差增大，发电机各部分温度增高，可能是通水管路阻塞，冷却水流量减小所致。