大型汽轮发电机常见故障的检查及状态监测

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1、大型汽轮发电机常见故障的检查及状态监测内容预览李伟清东北电力科学研究院，辽宁沈阳110006　　　　近十几年来，已并网发电的200MW以上汽轮发电机组大部分能达到额定出力并持续运行，各项技术参数和性能也基本上能满足各种正常或非正常运行方式的要求。据原电力部可靠性中心统计，1991～1995年国产200MW机组的等效可用率(EAF)由80.54%提高至86.68%；300MW机组由76.82%提高至81.86%。尽管如此，由于设计及工艺原因，特别是制造工艺和质量检验等存在问题较多，导致发电机各类事故频繁，延续时间长，性质严重，损失巨大；其次，电机的安装、检修质量及运行维护水平也存在诸多问题，常

2、常成为事故发生的诱因。以下论述汽轮发电机运行中常见故障的检查处理方法以及状态监测技术。1　水内冷定子绕组漏水　　国产及引进200～600MW汽轮发电机采用水氢氢冷却方式的比重很大，定子水内冷绕组渗漏水是一种常见故障，严重者往往导致接地和相间短路事故。这类事故发生的主要原因是设计、工艺及材质等问题。渗漏部位多为空心导线并头套封焊处，聚四氟乙烯绝缘管交叉碰磨处，或因空心铜线材质不好(有砂眼或裂隙)和在运行中断裂等。如渗漏部位系微细裂纹或孔洞，则压力较高的氢气往往渗入水中，并可在定子内冷水箱顶部发现氢气；渗漏部位的裂缝或孔洞较大时，则水渗出与氢渗入并存，极易造成定子接地事故。　　多年来，现场一直采

3、用水压试验法来检查线棒漏水，但这种方法对由空心导体金属组织致密性差，而引起的微泄漏现象就显得灵敏度不够，常常无法查出。如某电厂对一台300MW发电机进行1MPa、8h水压试验，未发现漏点，后提高至1.2MPa，8h亦未找出漏点，但进行1ofwork,relationships,needandpossibility,putqualityfirst."Improvestructure",referspartycarefully".IsamustadheretotheindividualabsorptionTheprincipleofthedevelopmentofamatureone,andst

4、rictlyperformintheadmissionprocedure,topreventthePartymemberMPa气密试验即能找出明显的漏点。类似的事例曾不只一次地发生过，故气密试验法(开始充含氟利昂压力为0.1MPa氮气或压缩空气，最后达到额定压力，用肥皂水涂沫或用卤素检漏仪检测漏点)应作为检查定子绕组漏水的主要手段。现场采用气密法时，试验前需将水回路内水分排除并吹干，清除积水死角。　　近年来，国外十分关注动态应力对密封的影响，有的制造厂已拟定和执行冷热水交替试验法，以确保密封质量和绝缘质量。我国有的电机厂也列入了冷热水试验法(施加周期性热负载法)。该方法的要点是，在定子绕组水

5、回路通入0.5MPa的合格凝结水进行循环。在循环过程中将水温加热至75～85℃，并保持1h，然后将水温降至环境温度并保持1h，如此重复进行2～3次，水温升降速度为20℃/h。每次将水温降至环境温度后，检查定子各部分(绕组端部接头、绝缘引水管、汇水环及引线等)有无渗漏点。2　水内冷定子及转子绕组堵塞　　水内冷定子及转子绕组堵塞也是一种常见故障。其故障原因主要有二类：　　(1)由于内冷水质不合要求，形成沉淀的氧化物而堵塞。如某电厂一台QFS-125-2型发电机，因内冷水的pH值偏低(6.2～6.4)，发电机转子绕组有氧化铜沉淀物腐蚀并堵塞内冷孔。分析证实，pH值偏低时内冷水呈酸性，从而加速对铜导

6、线的腐蚀。70年代末及80年代初，国内曾有多台发电机出现因水质不合格而形成空心铜线腐蚀结垢、堵塞酿成的绕组过热烧损事故。后经提高pH值(7～8)，结垢堵塞问题已基本解决。国标GB/T7064-1996《透平型同步电机的技术要求》对内冷水质作了以下规定：　　①水质透明纯净、无机械混杂物；　　②20℃时的导电率：0.5～1.5μs/cm；　　③pH值7～8；　　④硬度＜2。　　经多年实践证明，水冷定子或转子绕组水质凡符合以上规定者，已不再发生腐蚀及阻塞事故。　　(2)堵塞的另一原因是制造厂及运行单位在电机安装及大修时，将异物(胶皮垫、石棉泥甚至抹布等)遗留在水回路内。多年来，这种故障在一些200

7、～300ofwork,relationships,needandpossibility,putqualityfirst."Improvestructure",referspartycarefully".IsamustadheretotheindividualabsorptionTheprincipleofthedevelopmentofamatureone,andstrictlyperformintheadm