《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

2.3 设备状态及建议

2016年迎峰度冬集中检查期间，技术监督检查组绝缘专业对发电机、变压器、升压站区域设备、防污闪隐患排查以及文件管理等方面进行了现场检查，结合集中检查服务发现的故障缺陷以及江苏方天电力技术有限公司技术监督日常技术服务、技术咨询工作中处理的典型问题，对绝缘专业检查发现一些共性问题进行了总结并对设备今后运行维护提出了一些建议。设备状态及建议情况按设备分类表述如下：

2.3.1 发电机

各电厂发电机迎峰度冬期间运行情况良好，不少机组在秋季刚刚进行了检修。部分电厂对碳刷和接地碳刷进行了改造。发电机主要存在转子绕组匝间短路、温度测点异常、定子端部磨损、漏氢量大、轴瓦漏油、接地碳刷打火等方面的问题。发电机虽然没有大故障，但小缺陷依然不少，各电厂应该加强控制检修质量和提高运行水平。

发电机的首次大修不应该大幅推延，要充分重视新机组的首次检修，宜安排在投运后1～2年内进行。各电厂应认真执行有关技术规定，做好同型机组运行情况调研，针对近年新投产机组暴露的发电机故障，积极与制造厂沟通，力争利用首次检修，不使机组留有先天性缺陷，保证安全稳定运行。联系厂家重点检查铁心紧固情况和槽楔情况，确保发电机无缺陷运行，完善试验项目和留好基础数据。

(1)转子绕组匝间短路

运行时间达到20年的或频繁调峰运行的发电机，或者运行中出现转子绕组匝间短路迹象的发电机(如振动增加或与历史比较同等励磁电流时对应的有功和无功功率下降明显)，或者在常规检修试验(如交流阻抗或分包压降测量试验)中认为可能有匝间短路的发电机)，应在检修时通过探测线圈波形法或RSO脉冲测试法等试验方法进行动态及静态匝间短路检查试验，确认匝间短路的严重情况，以此制订安全运行条件及检修消缺计划，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。

2016年6月国家能源局颁布了DLT1525-2016 《隐极同步发电机转子匝间短路故障诊断导则》，规定了交接、检修及运行中，隐极同步发电机转子匝间短路故障的检测条件、检测方法及判断原则。隐极同步发电机在交接及检修过程中，应依据GB50150和DL/T596的相关要求，进行转子绕组匝间短路故障诊断。宜根据GB/Z29626和DL/T1163配置转子绕组匝间短路在线监测装置。当转子绕组匝间短路诊断结果存在质疑时，应结合多种诊断方法进行综合判断。当需要匝间短路进行定位时，宜按照极间电压法、线圈电压法、电压分布曲线法的顺序进行。经确认存在较严重转子绕组匝间短路的发电机应尽快消缺，防止转子、轴瓦等部件磁化。

2016年8月省内某1000MW发电机在C修预试过程中，转子在膛内进行交流阻抗测量，发现与出厂试验数据相比，阻抗值降低6.26%，功率损耗增加5.6%，于是对发电机转子进行进一步诊断。抽出转子后通过膛外交流阻抗、重复脉冲法、极电压平衡法等方法对转子故障情况进行综合诊断，初步认为转子绕组发生了匝间短路故障，经返厂解体后发现在P1极7号线圈3-4匝间发生了短路。故障点距槽口425mm，疑似铁磁异物短路烧损点，匝间双层绝缘均已过热碳化，形成孔洞。

某电厂2号机组检修时发现，发电机转子汽侧、励侧线圈有多处匝间绝缘移位，定子线圈槽底的绝缘垫条多处滑出，建议继续跟踪2号发电机的运行情况，并且结合检修对发电机的健康程度加以检查，可采用重复脉冲法诊断转子是否存在匝间短路隐患。

建议各电厂在2017年加强省内大型发电机组转子绕组匝间短路问题的隐患排查，通过交流阻抗、重复脉冲法、极电压平衡法等方法对转子绕组匝间绝缘状况进行检查评价。

(2)水路堵塞发热

按照《汽轮发电机运行导则》(DL/T 1164-2012)要求，加强监视发电机各部位温度，当发电机(绕组、铁芯、冷却介质)的温度、温升、温差与正常值有较大的偏差时，应立即分析、查找原因。温度测点的安装必须严格执行规范，要有防止感应电影响温度测量的措施，防止温度跳变、显示误差。

温度测点不准或者坏点依然是发电机的主要缺陷，包括线圈测温元件、铁心测温元件、氢气温度测温元件损坏或指示不准。发电机的温度是发现事故隐患和进行事故追溯的最有效技术手段。根据发电机在设计时所考虑到的裕度、实际运行经验、事故案例等显示，控制发电机同类测点的温度的相互差别比绝对值更有效。对于水氢冷定子线棒层间测温元件的温差达8℃或定子线棒引水管同层出水温差达8℃报警时，应检查定子三相电流是否平衡，定子绕组水路流量与压力是否异常，如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，则应立即恢复供水。当定子线棒温差达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，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。现场检查发现：① 某电厂4号发电机定子线棒冷却出水最高温度为59.8℃，最低为49.6℃，温差为10.2℃，超过标准要求的8℃报警值，建议结合机组检修时对测温元件进行检查;② 调阅某电厂发电机定子出水温度和铁芯温度实时监控数据，发现个别温度测点异常，与正常值偏差约20℃，建议结合机组检修进行温度测点校验或更换;③某电厂13号发电机的定子槽内1槽、9槽层间温度测点损坏，无法实时监控温度变化，建议结合机组检修更换温度测点。

(3)定子绕组端部磨损

部分电厂发电机端部存在本体振动大、磨粉的现象。上海产百万机组发电机端部振动模态试验数据不能满足规程要求，多家电厂上海百万发电机端部出现磨损的现象，建议200MW及以上容量汽轮发电机安装、新投运1年后及每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并按照《大型汽轮发电机绕组端部动态特性的测量及评定》(DL/T 735-2000)和《透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定》(GB/T 20140-2006)进行模态试验，试验不合格或存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现松动、磨损情况应重新对发电机定子绕组端部进行整体绑扎;多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机定子绕组端部结构进行改造，如设法改变定子绕组端部结构固有频率，或加装定子绕组端部振动在线监测系统监视运行，运行限值按照GB/T 20140-2006设定。运行中出现异常情况时(例如，承受突然短路、线圈磨损或者松动等)，建议做模态试验及引线固有频率测量。应该加强端部绑扎质量和紧固水平，开展端部模态试验，检测端部薄弱点。

新机出厂的汽轮发电机应进行定子绕组端部起晕试验，起晕电压满足《隐极同步发电机技术要求》(GB/T 7064-2008)。大修时应按照《发电机定子绕组端部电晕与评定导则》(DL/T 298-2011)进行电晕检查试验，并根据试验结果指导防晕层检修工作。建议加强大型发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等部位的绝缘检查，并对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验，及时发现和处理设备缺陷。

2.3.2 变压器

2016年迎峰度冬期间，各电厂变压器的总体运行情况良好，经过秋季的预试和检修及时发现并处理了一些隐患和缺陷。但检查中也发现了一些问题，主要表现在绕组变形、油色谱异常、本体漏油、油枕呼吸器不能正常呼吸、励磁变运行温度偏高、主变散热器翅片积灰、油温度计异常等。

变压器运行维修参照国家电网公司状态检修管理制度，主变运行状态良好的情况下，试验结果无异常时，可以不用定期调罩大修。但应关注老变压器的老化监测，注重对套管介质损耗的比较分析。

(1)变压器绕组变形

变压器在选型、订货、验收及投运的阶段应加强全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品;500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。

目前常用的变压器绕组变形分析方法有：频率响应法、低电压短路阻抗法、电容量变化法。2016年2月，国家能源局颁布了DLT/911-2016 《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》，替代了原2004版标准，规定了用频率响应法检测变压器绕组变形的基本要求。对于试验结果判断分析原则如下：主要对相同电压等级的三相绕组频响数据曲线进行纵向、横向以及综合比较，通过相关系数判断变压器绕组幅频特性变化。

2015年底，某电厂利用机组检修机会对3号主变压器进行预防性试验，结果分析发现变压器A相低电压短路阻抗值偏高，频响法绕组变形试验Lac曲线异常，低压线圈整体电容量数值变化量超过标准中的警示值。为进一步对线圈的变形程度进行确定，今年10月该变压器返厂解体检查。拆除围屏后，发现变压器低压侧A相绕组变形严重，其中引线处向左第7根支撑条整体凸起，其余撑条也在有不同程度变形。由于该变压器承受过近区短路，A相绕组中流过巨大的电流，绕组中存在漏磁场，在该磁场作用下产生电动力，绕组受到幅向力作用，低压线圈受压力，容易失稳，是变压器机械强度最薄弱的环节。随后电厂对该变压器的线圈全部进行改造，提高了抗短路能力，目前已返厂投运。

(2)变压器绝缘油分析

各电厂均按照规程要求开展油色谱检测周期，部分电厂根据变压器运行工况适当缩短了油色谱检测周期。检查发现了不少主变、高厂变、励磁变等变压器的油色谱异常问题，如乙炔、氢气、总烃等超标问题，需要加强油色谱检测跟踪，分析特征气体的产气速率和变化趋势，综合分析来判断故障的程度，可采取超声定位来确定故障可能位置，以决策变压器检修时机。某电厂3号主变油色谱目前总烃为628μL/L，乙炔为2.2μL/L，近期化验的数值趋于稳定状态，结合该厂其他主变的吊罩检查情况，还是怀疑磁屏蔽托板螺栓松动引起接触不良造成发热引起的，建议持续跟踪油色谱数据，加强绝对产气速率的分析。某电厂启动变油色谱分析有微量乙炔，应当加强关注，建议跟踪进行色谱分析，观察特征气体含量变化趋势，并对有载分接开关切换油室内油样进行取样分析。某电厂高厂变自去年吊芯检查后，乙炔含量缓慢上升，最高为2μL/L，色谱其他成分均无异常，建议厂内继续保持现有每月两次的油色谱检验，关注色谱与负荷变化的关系。变压器油色谱的正常与否能够反映出变压器自身的健康状况，应当引起电厂重视，当怀疑变压器内部主磁回路或漏磁回路存在故障时，可缩短到每周一次，当怀疑导电回路存在故障，宜缩短到每天一次。当存在低能放电性故障时，宜缩短到每周一次，当怀疑导电回路存在高能放电时，应进一步检查或退出运行。

部分电厂未开展有载开关油室中油的击穿电压和微水测试。部分电厂油的击穿电压非常不均衡，有的电厂由于仪器不能满足要求耐压值不够，需要技改设备。检查发现，多数电厂未对启备变或者高厂变的有载分接开关切换油室的绝缘油未按相关标准进行微水分析或者油质检测，建议按照规程要求对有载分接开关切换油室油样开展相关检测，若微水含量超标，应开展油耐压试验，并依据试验结果决定设备是否检修。套管、互感器这些少油设备又每年取样做油耐压试验，建议取消少油设备的油耐压试验。建议有关电厂更正有载分接开关油枕呼吸器标识牌。

(3)变压器渗漏油

变压器渗漏油的缺陷依然存在，原因多为箱体沙眼、密封材料老化变形、密封垫尺寸欠佳、热胀冷缩引起紧固螺丝松动、安装检修质量不佳等，部位有油枕、箱体加强筋处、低压侧升高座、呼吸器、散热片根部、套管根部、潜油泵、冷却器、取样阀、注放油管堵板等。应积极、及时消除变压器的渗漏油，根据渗漏情况进行临时堵漏，结合设备检修消除缺陷，选用良好材质的密封圈，提高安装施工和检修的质量。现场检查发现，8号主变存在渗漏油的现象，经检查为蝶阀渗漏，建议尽快处理;某电厂1号主变低压套管在5月份检修时更换放气螺栓密封圈，运行一段时间后又发生渗油现象，紧固后漏油消失，建议运行中加强观察，若还存在漏油现象，应在下一次检修时对密封圈腐蚀的原因进行深入分析，彻底解决。

(4)变压器在线监测

许多电厂在主变上安装了油色谱在线监测装置，加强了对变压器健康状况的检测，取得了较好的应用效果。但由于部分装置质量不佳，运行中没有及时维护，导致无法正常运行或者存在虚警误报，建议选择有效可靠、技术相对成熟、业绩优秀的主变油色谱在线监测装置，按照制造厂要求对装置进行维护，保证装置的正常运行。现场检查发现：① 调阅某电厂1号主变油色谱在线监测数据发现，在夏季高温期间在线监测装置运行不稳定，数据偏差较大，气温下降后，数据恢复正常，建议联系厂家加强设备维护校准;② 某电厂变压器油色谱在线监测数据仅送到继电保护室的主机，只有设备部的个别专工知道密码，可以在点检时看到数据，没有发挥24小时在线监测的作用。建议改为将在线监测数据送到数据采集系统，可保证数据得到充分利用。

应积极开展红外检测，新建、改扩建或大修后的变压器(电抗器)，应在投运带负荷后不超过1个月内(但至少在24h以后)进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的变压器(电抗器)每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级变压器(电抗器)应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。

铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中有无环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理，电流一般控制在100mA以下。

(5)其它

在高压直流换流站附近的电厂，开展了各变压器的铁心接地电流监测和变压器发电机的噪声测试，建议继续留好基础数据，总结规律，关注变压器接地电流中直流分量的监测。应积极开展运行中的铁心接地电流测量。

现场检查发现主变压力释放阀未用管道引至卵石坑表面，为防止变压器压力释放动作时油从高处喷淋下来造成火灾隐患，建议部分电厂按照已有计划进行技改，将主变压器或者高厂变的压力释放阀的喷油管、放油阀引出导油管引至卵石坑附近，或者加长喷油管，使其出油口距卵石坑0.8-1米。

部分电厂主变油面温度、高厂变油面温度为坏点，且有的还存在主变绕组温度低于油面温度的现象。建议更换相关表计，并校验仪表，使得主变油面温度和绕组温度应该准确监测且对应关系合理。个别电厂主变绕组温度测量值和油温测量值相差达到30℃，建议对绕组温度计进行检查。各单位应加强管理，在检修时及时校验变压器的测温元件，检查绕组温度变送器档位设置是否正确，保证变压器正常油位和油温。

2.3.3 封闭母线

各电厂在运行中应重视封闭母线的管理。利用机组检修期间定期对封母内绝缘子进行耐压试验、保压试验，如果保压试验不合格禁止投入运行，并在条件许可时进行清擦;增加主变压器低压侧与封闭母线连接的升高座应设置排污装置，定期检查是否堵塞，运行中定期检查是否存在积液;封闭母线护套回装后应采取可靠的防雨措施;机组大修时应检查支持绝缘子底座密封垫、盘式绝缘子密封垫、窥视孔密封垫和非金属伸缩节密封垫，如有老化变质现象，应及时更换。

今年某电厂2号主变封闭母线密封胶条脱落，正好落在B相母线上，发生单相接地故障，导致机组跳机。某电厂4号高厂变的共箱母线起机时绝缘偏低，建议定期更换空气干燥装置内的除湿剂，防止将潮湿空气吹入共箱母线内，且结合检修将箱盖打开进行绝缘子清擦，保持箱内清洁，可根据需要加装伴热带。

不少电厂在封闭母线内加装微正压装置。微正压装置的气源宜取用仪用压缩空气，应具有滤油、滤水过滤(除湿)功能，定期进行封闭母线内空气湿度的测量。有条件时在封闭母线内安装空气湿度在线监测装置。机组运行时微正压装置根据气候条件可以退出运行，机组停运时投入微正压装置，但必须保证输出的空气湿度满足在环境温度下不凝露。有条件的可加装热风保养装置，在机组启动前将其投入，母线绝缘正常后退出运行。