发电机参数分析-汽轮机运行工况分析（十六）

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⒈发电机风温：（发电机结构（图片+视频））

⑴变化原因：

①  冷却水温度变化，流量变化或中断；

②  空气冷却器污脏或垃圾阻塞；

③  发电机负荷变化，无功负荷变化；

④  发电机内部故障；

⑤  空冷器内积存空气。

⑵风温变化的影响：

①  风温过高会影响线圈、铁芯温度升高，绝缘强度减弱，一般风冷发电机进口风温35℃以上，发电机出力即静子电流将会受到限制，风温越高，发电机静子电流允许值则降低得越多，因此要求风温尽可能维持于20～30℃之间。

②  发电机进风温度在冬季要注意不要调节得太低，以免引起空气冷却器结露，空气湿度增加。

⒉双水内冷进水温度：

⑴变化原因：

①  河水温度变化；

②  循环水量变化或中断；

③  循环水滤水器阻塞；

④  水冷器铜管污脏结垢；

⑤  发电机静子或转子出水温度变化。

⑵进水温度变化的影响：

①  双水内冷进水温度一般调节在15～35℃之间，最低极限不低于5℃，不超过40℃，发现进水温升高应检查水冷器循环水出口温差，如温升增加表明循环水量减少，可开大水门，调换备用冷水器，若继续升高，联系增加循环水泵。

②  双水内冷进水温度变化，应注意发电机静子、转子、端部各通路出水温度变化情况，进水温度升高将影响出水相应升高。

⒊双水内冷出水温度：

⑴变化原因：

①  冷却水进水的温度、压力、流量变化；

②  发电机有、无功负荷变化；

③  发电机进风温变化；

④  发电机内部故障。

⑵出水温度变化的影响：

①  发电机冷却水出水温度变化，需对照进水温度变化，以温升值进行分析，如果冷却水温升增加，冷却水流量不变，则说明发电机内部发热增加，应注意线圈与铁芯温度上升值。

②  冷却水出水温度升高接近超限，可设法降低冷却水进水温度，开大进水门增加流量，若无效再联系降低发电机负荷，并检查分析出水温度升高原因，监视发电机有否内部故障象征。

⒋双水内冷进水压力：

⑴变化原因：

①  频率变化使水冷泵出水压力变化；

②  水冷泵停止运行或备用泵自起动；

③  进水门开度变化，各通路流量变化。

⑵进水压力变化的影响：

①  发电机静子、转子、端部进水压力一般要求维持0.2～0.4Mpa，起动时，转子通水量很小，当升速后，离心力上升，流量增加，转子进水压力要下降，要及时开大转子进水门，保持进水正压，不允许成负压，停机转速下降时，转子进水压力将随转速下降而上升，须及时关小，防止压力高，使转子进水轴封漏水量增加及铜管受压过高。静子及端部流量，在起动升速时，由于转子流量上升，将相应下降，需注意调节进水门，维持一定进水压力。

②  进水压力很低，防止转子、静子、端部部分水管充不到水使该支路导线发热严重，进水压力一般规定调节进水门，不允许调节出水门。

⒌双水内冷流量：

⑴变化原因：

①  水冷泵停止或备用泵自起动；

②  水冷泵系统阀门误动；

③  水冷箱水位过低或打空；

④  水冷系统滤水器垃圾阻塞，滤水器前后压力差增大；

⑤  冷却水管破裂；

⑥  频率变化水冷泵压力变化；

⑦  发电机铜管结垢或阻塞；

⑧  转子线圈内部进入空气，高转速下排不出；

⑨  水冷器铜管破裂。

⑵流量变化的影响：

①  在同一进水压力下，发现水内冷流量下降，要检查静子、端部出水温度上升情况，并分析流量是普遍下降还是局部冷却，如果普遍下降一般是由于滤水器垃圾阻塞或水冷泵出力下降；局部冷却水流量降低，则可能是发电机等一路水支路阻塞，提高进水压力疏通，并降低机组负荷，如果仍不能解决，出水温度升高，则应迅速减负荷停机处理。

②  转子冷却水量与发电机转速有关，转速高离心力大，转子流量相应增加，一般在起动升速、停机降速及频率变化时转子流量变化大，如果流量减少由于空气进入转子线圈内部则应降速停机。

③  运行中冷却水流量与压力突降接近0，要检查水冷系统是否断水，发电机不允许在断水无流量情况下长时间继续运行，一般规定在额定负荷下允许断水时间不超过30秒，当发电机进水中断时，应立即查明原因恢复供水，断水时间超过，发电机断水保护动作，使汽轮机发电机停止运行。

⒍发电机静子温度：

⑴变化原因：

①  双水内冷进口水温变化；

②  进风温度变化；

③  水内冷或水外冷的冷却水量变化；

④  发电机有功、无功负荷变化；

⑤  发电机内部故障；

⑥  发电机通风孔道阻塞。

⑵静子温度变化的影响：

①  静子温度测点一般包括静子线圈或铁芯温度，静子温度升高直接威胁发电机的安全运行；

②  如发现个别温度升高，比正常运行的最高点高5℃，应加强监视，适当增加冷却水量或降低进风温度，接近限额应联系适当降低发电机出力。

⒎发电机检漏仪绝缘值：

⑴变化原因：

①  发电机静子、转子、端部漏水；

②  发电机内部导线结露严重；

③  检漏仪网孔板吸水纸积有灰尘或金属屑等；

④  阴雨天，空气湿度大。

⑵绝缘值变化的影响：

①  发电机检漏仪要求绝缘值接近无穷大，运行中绝缘值降低如鉴定无漏水一般是由于发电机内部因温度过低结露或过于潮湿或者检漏仪网孔板积存灰尘引起。

②  检漏仪绝缘值降低过多或报警，必须立即到现场检查漏水地点及时处理。对于发电机线圈中部或转子线圈漏水，检漏仪难以迅速发挥作用，如国产30万机组发生转子线圈烧坏漏水，检漏仪报警是很迟缓的，往往现场故障象征比检漏仪报警的早，因此必须加强现场检查，做到及时发现故障迅速停机。

⒏小网振荡的原因：

⑴．当汽机网上超速(不同于网下超速)时，DEH阀位给定并不随转速控制，网频下降OPC复位后，DEH阀位给定(负荷参考值)应当恢复至调节输出值。　由于前5次网频振荡过程中CCS协调控制一直投入，实际负荷偏差大(负荷指令大于实发功率)使CCS汽机输出指令增加，DEH阀位给定亦增加。每次OPC动作和复位后，DEH阀位给定值越来越大，瞬间使调门开得更大，从而造成了振荡过程中负荷和频率越来越高的现象。（DEH控制系统学习）

⑵．OPC保护动作，高中压调门应关闭,但调门未曾关到0。

⑶．机组在网频偏差超过特定转速（±12 r/min）时，将退出一次调频。所以机组一次调频功能作用非常有限。（一次调频和二次调频详解）

⑷．机组协调控制未退，但由于初始扰动量过大，且CCS功率定值是要维持燃料量和调门开度在事故前的水平，只要CCS功率给定值不变，靠机组的CCS控制是不能吸收直至消除多余的负荷。

正常情况下，DEH处于遥控状态时，DEH系统阀位目标值跟随阀位给定值。汽轮机OPC动作时，调门关闭，阀位给定值为0，因而阀位目标值亦为0。OPC复位后，DEH阀位给定迅速恢复到OPC动作前的CCS汽轮机输出指令。振荡过程中CCS及DEH始终投入以维持机组各参数，当机组多次OPC动作时，由于调门的多次大幅度变化，调节系统不能很好地维持压力引起主蒸汽压力偏差超差达到切手动值，给粉(汽压)控制切为手动，协调控制系统CCS切除、DEH遥控切除，DEH系统自动转为阀控方式，而这时阀位目标值已为0，从而阀位给定值一直置0，这样OPC复位后阀位给定值无法复位，致使高中压调门无法开启，导致汽轮机转速下降、主油泵出口油压下降、低压安全油压降低，110 kV母线网频和电压下降使高压交流油泵在自启后无法正常供油，低压安全油压下降达到0.8MPa的跳机值，隔膜阀打开，终使甲、乙主汽门分别关闭，汽轮机跳闸。

⒐随励磁电流增大，可导致转子径向不对称温差使汽机振动增大：

A．发电机转子受热不均，其原因有如下几点：

⑴子线圈局部短路：由于转励磁线圈短路部分失去作用，当线圈通上励磁电流后，转子受热不均而在直径方向形成温差。

⑵转子线圈和线槽之间的热阻存在差别：当转子线圈通上励磁电流后，线圈温度首先升高，然后线圈和线槽之间发生热的直接传导。由于其传热阻在直径方向存差别，热阻小的一侧转子温度高于热阻的大的一侧，由此造成直径方向不对称温差。这种热阻的差别是在高速下形成的，所以检查静态热阻是没有意义的，这种热阻往往在某一方向上有好几槽线圈与对应方向存在差别，但就某一槽来说，其差别很小。

⑶铜损和铁损的不均匀：转子励磁线圈的铜损和转子本体的铁损在直径方向上存在差别时，转子就会受热不均，从而使转子直径方向产生不对称温差。

B．转子冷却不均匀：

转子通风孔局部堵塞（制造和运行时都有可能产生）或水内冷却发电机转子在导线内水流不对称，都可以使转子在直径方向冷却发生差别而形成不对称温差。这种不对称温除了随转子温度升高而加大外，还会随着发电机进口风温或水温的变化而变化。对于氢内冷发电机转子，当其通风孔堵塞时，轴承振动将随氢压的升高而降低。

检查水内冷发电机转子导线是否存在局部堵塞，需要测定每一组导线流量。制造厂规定每个出水孔流量与各个孔流量平均差应低于20％。如果某一个或几个出水孔流量严重偏小，说明这一绕组存在堵塞。消除堵塞的方法是采用反冲洗，即由出水孔通入0.8—1.0Mpa压缩空气或0.5Mpa转子冷却水进行吹洗。若无效，可以改用5—10Mpa氧气反吹；为了防止转子线圈承受过高的压力，可以在转子线圈出口处（反冲洗的入口处）安装压力表，控制氧气瓶出口阀，调节线圈出口处压力。

检查空冷和氢内冷发电机转子通风孔是否存在堵塞，是否需要做吹风试验。

⒑发电机并网信号消失：

DEH的并网信号一般是由电气接点送来DEH经三选二而得。机组运行中并网信号消失（“假解列”）后DEH即退出功率控制到转速控制，会出现关调门现象使机组功率降至0。关调门是实际并网信号消失，OPC卡触发OPC造成的。如果设大转速目标值理论上是可以继续带负荷的，可是实际上是如果需要，可以将DEH切手动开门，也可以带负荷的。