(内蒙古大唐国际海勃湾水利枢纽开发有限公司 内蒙古乌海市 016000)
摘要：介绍黄河海勃湾水电站2号机组轴电流升高分析及处理过程，总结贯流式水轮发电机组轴电流升高的一些处理方法和具体步骤。
关键词：贯流式水轮发电机组；轴电流；受油器；绝缘
1引言
黄河海勃湾水电站位于内蒙古乌海市境内，是黄河干流上的第 级水电站，全站安装四台灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量22.5MW，采用2回110KV出线，接入内蒙古蒙西电网。2016年7月3日，海勃湾水电站2号机组并网运行时，2号机组轴电流升高报警，调整负荷过程中，轴电流出现大幅度的波动（0.3A-4A），负荷调整结束后轴电流波动时间持续约3分钟，然后稳定在1A左右。
2分析
专业人员查阅2号机组相关数据和曲线，分析造成机组轴电流升高的原因可能有4方面。
1.机组集电环、刷架碳粉较多，造成对地绝缘下降，轴电流升高。
2.机组大轴接地碳刷接触不可靠，电荷积聚使轴电压升高，造成轴电流增大。
3.轴电流检测互感器或轴电流测试装置故障，造成测量误差。
4.受油器绝缘下降，形成轴电流回路，轴电流增大。
3 处理步骤
1、2号机组停机清理集电环碳刷。检查确认集电环处碳粉较少。清理完碳刷后，轴电流平均值由1.5A下降至0.8A，负荷调整结束后轴电流波动时间持续约3分钟。
2、2号机组停机检查大轴接地碳刷。海勃湾湾公司大轴接地与转子一点接地保护共用一个接地，检查发现接地碳刷接地不良，工作人员对接地碳刷进行了调整，对接地线两侧端子进行了紧固。重新开机，调整负荷后轴电流波动时间明显减小，波动约2个周期（15S）,轴电流回复稳定值，经试验带有功负荷20000KW以上时，轴电流稳定在0.3A左右，带有功负荷10000-20000KW时，轴电流稳定在0.8A左右。但机组运行20小时后，轴电流又逐步升高。
3、对2号机组轴电流检测互感器或轴电流测试装置进行检测。1号、2号机组停机。将1号机组轴电流检测互感器和轴电流测试装置拆除，安装于2号机组，开2号机组进行试验。试验发现2号机组轴电流仍然偏高，在负荷调整过程中轴电流增大。
4、对受油器绝缘进行检查。
（1）排除以上三种原因后，工作人员对受油器进行了检查分析。海勃湾水利枢纽机组调速器采用微机双调系统，正常运行中桨叶自动协调导叶运行。工作人员首先将桨叶切至手动控制，单独调节导叶，发现导叶开度增减时，机组轴电流维持稳定，未出现波动；第二，将桨叶切至自动控制，调整机组水头，导叶维护原开度，桨叶开度变化，机组轴电流同步出现大幅波动情况。通过以上分析，专业人员初步判断，造成机组轴电流升高的主要原因为桨叶操作系统。桨叶受油器在绝缘下降后可与大地形成回路，正好通过轴电流互感器，造成轴电流升高。
贯流式机组为卧轴机组，结构较为特殊，处理具有一定特殊性。现将受油器绝缘处理步骤介绍如下：
2号机组停机退出备用，受油器排油，并将进出油管、排油管及支杆拆除。浮动瓦式受油器设计有两处绝缘，一为两侧的进出油管连接底座，该底座下部设计有双重绝缘与受油器体进行绝缘，二是下部漏油排油管，下部漏油排油管均为绝缘管。（具体绝缘位置见下图）
上图中：1，双重绝缘 2，油管连接座 3，受油轴 4，进出油管 5，受油器体 6，支杆 7，排油管
（2）检查分析
A、受油器底座双重绝缘检测
将所有进出油管、排油管及支杆拆除，检测油管连接座（两侧）与受油器体之间的绝缘，保证绝缘电阻大于10MΩ.
B、排油绝缘软管检测
将每一颗软管单独拆除，检测软管两端电阻，保证绝缘电阻大于10MΩ。
检测结果如下：
油管连接座（两侧）与受油器体之间的绝缘为0。
5根排油管绝缘依次为0.1 MΩ、0 MΩ、0MΩ、0.5 MΩ、0.5 MΩ。
从检测结果可以看出，受油器油管连接座及排油管绝缘不合格，与大地形成电流回路，当大轴上感应出轴电压时，出现较大的轴电流。
（3）处理步骤
工作人员更换受油器油管连接座双重绝缘及5根排油管。经过检测绝缘电阻大于10MΩ。重新开启机组，轴电流显示为0.004A。
4 结语
机组轴电流对机组运行期间重点监视的参数之一，轴电流较大有可能造成油质劣化甚至发生严重的烧瓦事故,因此当轴电流升高时建议采取谨慎的态度，停机检查处理。轴电流升高后应从大轴接地、润滑油介质、受油器绝缘、轴承座与支架的绝缘等多方面进行检查, 从根本上消除轴电流形成的途径, 并采取相应的措施进行处理，为机组安全稳定运行提供保证。
论文作者:范瑜彬
论文发表刊物:《电力设备》2016年第19期
论文发表时间:2016/12/9
标签：电流论文; 机组论文; 油管论文; 桨叶论文; 碳刷论文; 负荷论文; 水轮论文; 《电力设备》2016年第19期论文;