发电机增容改造发生的问题及消除措施

关键词  耐压  泄漏  腐蚀  振动  槽楔  绕组试验

摘要：本文简要分析了某厂发电机组在增容改造后发现定子线圈泄漏电流不平衡、端部磨损严重、转子槽楔松动、发电机轴瓦发生电腐蚀等现象；对发电机定子绝缘引水管清理、端部进行绑扎加固；转子在槽楔下面加绝缘垫，重新打紧槽楔处理过程进行了简析，使发电机组异常现象消除。

0.引言

快速的国民经济发展，进一步拉大了供电需求缺口。为了缓解供电紧张局面，在电力系统厂网分开以前、以及五大发电公司成立以后，相当一部分发电厂为了减缓新机组建设周期长、任务重、资金调配困难等，纷纷利用机组大修的机会，对上海电机厂、北重、东方电机、和哈电机出品的（50）120MW、125 MW、200 MW和300 MW等发电机组增容改造，实现了周期短、见效快、经济显著的效果。从目前的技术媒体来看，增容改造大多是基本成功的。但也遇到了一些问题，有的是现场工艺条件制约而发生的，也有是施工和改造方案论证缺乏依据而导致的，个别是施工管理缺失的结果。笔者，结合某发电厂机组改造后发生的几个问题进行简析，希望读者在以后的设备改造中科学处理类似问题，使我们在机组增容改造后能够安全运行。

1．发电机转子进水短轴断裂

1.1 异常现象

2005年2月4日13时50分，值班员检查发现3号机发电机转子冷却水进水支座盘根漏水大，联系汽机检修人员进行处理，14时45分 ～14时55分 盘根漏水量增大，16时15分～17时20分经汽机检修调整（紧盘根），漏水量有所减小，18时05分  3号机发电机转子冷却水进水支座盘根漏水增大，至18时30分 漏水量很大，19时20分  3号机组做滑停准备， 2月5日00时30分发电机解列、打闸。

1.2 解体检查

汽机检修人员对进水支座解体，发现转子进水短轴断裂、盘根正常。本次断裂的短轴是2000年度发电机大修改造时更换，上海电机厂产品。根据《设备分工制度》第十二条规定：该进水短轴由电气专业负责上报材料计划、领料，交汽机专业安装。汽机专业负责短轴的调整、加工、更换，并维护转子进水支座盘根。2004年度大修和2005年1月抢修期间对短轴的检查维护情况进行分析：短轴拆除后外观检查无异常，轴颈磨损较轻，可以重复使用。短轴安装后，测轴头晃动40μm，<50μm要求，安装、调整无异常。2005年1月抢修期间更换2道进水支座盘根。2月4日，漏水事件发生后，解体检查盘根无异常。专业技术人员详细检查了短轴断裂和断口情况，金相中心从金属断口初步判断为疲劳性断口，并非一次性断裂，设备损坏有一个发展过程，最终导致断裂事件发生（2月6日，金相中心光谱检测结果：焊接法兰的法兰盘为碳钢，轴体为高铬不锈钢材质）。从短轴断口和断口处的焊接夹砂情况分析，经讨论初步认定：进水断轴断裂原因为材质和焊接法兰的焊接工艺不良造成，存在焊接缺陷，该缺陷在长期交变应力作用下发生疲劳断裂

1. 3消除措施

该进水短轴器件不大，但与主设备发电机转子直接连接，对发电机组的安全运行有直接影响，各专业应充分重视停机事件，举一反三，做好类似设备的金属监督和检查维护工作。要对水内冷机组的转子进水短轴在大修期间应进行金属探伤，小修期间也应将其做为检查、维护项目。防止发生类似事件。联系上海电机厂对该断轴断裂进行深入分析，查询短轴加工、焊接情况和材质情况。对该事间进一步分析和采取预防措施。

2 发电机泄漏电流严重不平衡，

2.1  异常现象

2005年2月份某发电厂QFS—137.5型（改造前QFS—125—2型）#D机组小修，发电机泄漏电流和直流耐压试验时发现3相泄漏电流严重不平衡，A相较其它两相高400%以上，并且在1分钟的加压时间内A相泄漏电流由60微安陡增到91微安，与历年数据比较，A相泄漏电流有较大的增长。根据试验现象分析，各相泄漏电流相差较大，泄漏电流随加压时间增加而升高。但是，充电现象仍然正常。初步分析，缺陷部位应该存在于绕组端部：有赃物或高阻性缺陷。打开端盖后检查发现：A相绝缘引水管内壁有结垢脏污（A相汇水管内清理出约有1mm³左右黑色粉沫不明物）现象，较其它两相严重，将绝缘引水管拆除清理，做定子绕组泄漏电流和直流耐压试验，3相泄漏电流均小于15微安，与历年数据相比无明显变化，缺陷消除。

2.2原因分析

发电机定子绝缘引水管内壁有结垢后，取样经化学分析主要成分为铜的化合物，是发电机定子空心铜管腐蚀的产物；或者是发电机机组改造线圈更换时，接头铜焊渣未完全清理干净的结果。根据运行纪录，该机在停机前，化学水质分析表明铜离子含量超标。经常在每升100微克以上。发电机冷水箱上盖未封闭，双冷水直接与大气接触，氧气进入定子空心铜管。

2.3防范措施

1、每次发电机大修后、开机前定子水系统应使用除盐水进行带压力反复水（反）冲洗，直到排水清澈无颗粒，电导率达到合格要求。2、发电机正常运行期间连续运行时间超过2个月后，遇有停机或解列机会时，对发电机定、转子冷却水系统进行反冲洗。3、完善发电机整个冷却水系统，应尽可能使其密闭循环；运行中水质含铜量高，绝缘引水管内壁结垢脏污后主要成分为铜，是因为水路不密闭，长期氧化腐蚀铜管导致。4、加强运行中水质监空，内冷水质应按照汽轮机运行规程执行。

3.#8发电机励侧轴瓦发生电腐蚀现象：

3.1异常现象

某发电厂#8发电机由于轴电压放电造成励侧轴瓦有电腐蚀现象。在改造后的一次小修期间，对其轴电压和轴瓦对地绝缘进行了测量，在进行励侧轴瓦对地绝缘电阻测量时，发现绝缘电阻为零，呈短路接地状态。机组并网后测得油膜电压为3.2V，轴电压基本上由油膜承担。虽然电压不高，但是，一旦油膜击穿，发生放电，可能会使润滑、冷却的油质逐渐劣化，严重的会使轴瓦烧坏，造成停机事故。检查发现励侧轴瓦上部及侧面安装有温度和振动传感器。

3.2  消除方法

1、对轴瓦绝缘进行处理，对凡有可能出现接地的部位：如各种传感器接线外护套进行仔细检查，对轴承定位销和螺栓的绝缘套筒表面油污等进行清理。2、机组改造要保证轴承座绝缘垫的“环氧板—金属片—环氧板”结构。在每次大修结束，轴承座油管安装后、未穿转子前，应使用1000V兆欧表测量轴承座对地绝缘电阻，其值不小于0.5兆欧，对小修后及运行中转子在膛内的情况，应测量环氧板中金属片的绝缘进行检查，运行中可采用万用表测量轴承座对地绝缘电阻，不应有明显的金属性接地。3、对轴瓦安装传感器等其它工作要注意安装部件对地的绝缘情况。