哈电660MW发电机内冷水密封衬垫改造
4号发电机内冷水系统加装聚四氟乙烯垫技术方案(批准稿)
4号发电机内冷水系统橡胶密封垫改为聚四氟乙烯密封垫施工技术方案批准：王喜丰审定：任义明复审：陆永辉初审：浦占财编制：张沛刚编制单位：电气检修分场日期：二○○五年八月二日4号发电机内冷水系统改为聚四氟乙烯密封垫施工技术方案1 加装依据为落实《中国国电集团公司重大事故预防措施》第13项－“防止发电机和水轮机损坏事故”之（13.3.1）防止水路堵塞过热之（13.3.1.1）－“水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈”的要求，特编制本方案。
2 4号发电机内冷水系统如图示：3 水系统密封垫更换具备的条件3.1 发电机停止运行，气体置换完毕，发电机内气体开放、含氧量充足。
3.2 发电机修前高压试验完毕。
3.3发电机内冷水系统正反冲洗结束，发电机内冷水系统停运。
3.4拆除汽、励侧上下端盖结束。
3.5拆除机外回路，汽、励侧及出线汇水环绝缘测试完毕，经过现场鉴定签字并做记录。
4 加装位置4.1 发电机汽、励两侧汇水环法兰处。
(参见哈尔滨电机股份有限公司厂家图纸: 02A3829汇流管装配图)4.2 与发电机本体内冷水管路接口的进、回水法兰处。
4.3 发电机出线箱套管内内冷水管路法兰处。
5 处理步骤：5.1 发电机上下内外端盖解体结束。
5.2 从最低点排尽机内内冷水系统的存水。
5.3 拆卸机内部分的内冷水法兰密封垫前，测量汽、励及出线汇水环绝缘电阻并做记录。
5.4 拆除发电机内冷水系统原橡胶垫圈，做好位置记录。
5.5 拆下绝缘法兰后，测量汽、励及出线汇水环绝缘电阻并做记录。
5.6 更换为聚四氟乙烯垫圈，检查垫圈内孔直径应比绝缘法兰内径略大些再连同绝缘法兰一起回装。
5.7 垫圈绝缘法兰安装后，测量汽、励及出线汇水环绝缘电阻数值应合格。
5.8 发电机内冷水系统水压试验，标准为：0.5MPa，8小时不渗漏为合格。
6 安全措施：6.1 工作前，应办理设备异动申请报告并经批准，审批施工安全技术措施方案，并办理相应的电气工作票，工作中严格执行工作票中的安全措施。
发电机内冷水处理装置改造及技术分析
Ｎａ—ＯＨ ｍｉ ｘ ｅ ｄ ｂ ｅ ｄ ． Ｔ ｈ ｅ ｅ ｘ ｐ ｅ ｒ ｉ ｍｅ ｎ ｔ ｓ ｈ ｏ ｗ ｓ ｔ ｈ ａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｔ ｒ ｅ ａ ｔ ｍｅ ｎ ｔ ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｉ ｑ ｕ ｅ ｇ ｕ ａ ｒ ａ ｎ ｔ ｅ ｅ ｓ ｔ ｈ ａ ｔ ｔ ｈ ｅ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｑ ｕ ｌｉ ａ ｔ ｙ ｉ ｎ ｄ ｅ ｘ ｉ ｓ ｗｉ ｔ ｈ ｉ ｎ ｑ ｕ ａ ｌ ｉ ｉ ｆ ｅ ｄ ｓ ｔ ａ ｎ ｄ ａ ｒ ｄ ｓ ， ｗ ｈ ｉ ｃ ｈ ｓ ｕ ｐ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｅ ｓ ｃ ｏ ｐ ｐ ｅ ｒ ｃ ｏ ｒ ｒ ｏ ｓ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ｓ ｔ ａ ｔ ｏ ｒ ｃ ｏ ｉ ｌ ｏ ｆ ｇ ｅ ｎ ｅ ｒ ａ ｔ ｏ ｒ ． Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄ ｓ ：ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ ｎ ａ ｌ ｃ ｏ ｏ ｌ ｉ ｎ ｇ ｗａ ｔ ｅ ｒ ｏ ｆ ｇ ｅ ｎ ｅ ｒ ａ ｔ ｏ ｒ ； ｔ ｒ ｅ ａ ｔ ｍｅ ｎ ｔ ｆ ａ ｃ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ； ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｑ ｕ ｌｉ ａ ｔ ｙ ａ ｎ ｌｙ ａ ｓ ｉ ｓ ； ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ｑ ｕ ａ ｌ ｉ ｔ ｙ ｉ ｎ ｄ ｅ ｘ
Ｗａ ｔ ｅ ｒ Ｑ ｕ ａ ｌ ｉ ｔ ｙ ａ ｎ ｄ Ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ ｏ ｆ Ｌ ａ ｒ ｇ ｅ—Ｓ ｃ ａ ｌ ｅ Ｇ ｅ ｎ ｅ ｒ ａ ｔ ｏ ｒ ， ｔ ｈ ｉ ｓ ｐ ａ ｐ ｅ ｒ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｓ ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ａ ｓ ｏ ｎ ｓ ｆ ｏ ｒ ｄ ｉ ｓ ｑ ｕ ａ ｌ ｉ ｉ ｆ ｅ ｄ ｗ ａ ｔ ｅ ｒ ａ ｎ ｄ
660MW机组循环水泵改造
660MW机组循环水泵改造达到理想的效果摘要：针对660MW机组循环水泵存在的问题，通过对主要影响因素的分析，制定循环水泵节能技术改造的措施并实施，对改造后的性能参数进行经济性分析，为同类型循环水泵进行节能技术改造提供了科学依据和宝贵经验。
更为可贵的是,该泵工作部由于部件不完整,没有在制造厂进行性能等试验,在电厂安装后,直接试车并一次取得理想的成功.关键词：660MW机组；循环水泵；扬程；流量；效率一概述邯峰电厂装机容量一期为２×660MW，安装两台由德国SIEMENS公司制造的汽轮发电机组。
汽轮机为HMN系列，每台汽轮机配置有二台凝汽器，凝汽器为双背压，每台汽轮机配置3台50%容量的循环水泵向循环冷却水系统供水。
夏季时运行3台泵，其它季节运行2台泵。
每台汽轮机配置一座双曲线自然通风冷却塔，两台机组的6台循环水泵安装在同一座泵房。
循环冷却水从冷却塔流至循环水泵的泵坑内，经循环水泵升压后送入凝汽器，循环冷却水在凝汽器内进行热交换以后进入凝汽器的退水管，然后循环水被送到冷却水塔进行冷却，循环使用。
改造循环水泵的工作部（包括叶轮、导叶体、吸入喇叭口）。
循环水泵的工作部完成加工后，没有条件进行试验,直接运送到电厂进行安装、运行。
经过电厂试验，电研所测试，改造取得了理想的成功。
口径1.8米的大泵，安装在原有的筒体中，大幅度的增加流量，且不经过制造厂的试验，直接在用户现场一次试车成功并达到理想的效果。
二循环水泵的结构及主要技术数据该循环水泵的结构形式为转子可抽出式立式斜流泵，泵本体由3个主要部分组成，即外壳体、内壳体和转子结合部。
泵内设置3套水润滑导轴承，泵组轴向力由电动机的推力轴承承担。
原设计的技术数据（铭牌数据）：水泵型号：1800HTCX；流量：28080 m3/h；扬程：26m；转速：370转/分；轴功率：2286W；效率：87%；三改造前,循环水泵存在的主要问题：由于循环水泵设计扬程要求偏高、制造工艺等因素，致使循环水泵的运行工况严重偏离循环水系统的实际工况点，造成了厂用电的极大浪费。
660MW级双水内冷汽轮发电机水系统的研发和验证
660MW级双水内冷汽轮发电机水系统的研发和验证作者：张静芝来源：《能源研究与信息》2017年第03期摘要：双水内冷汽轮发电机技术是我国首创并具有完全自主知识产权的技术.在分析双水内冷汽轮发电机水系统运行中存在的主要问题的基础上，研发了660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统，简述了660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统的技术规范、设计原则、组成，分析了660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统特点.型式试验结果表明，所研发的660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统的性能达到了设计要求，能保证660 MW级双水内冷汽轮发电机的安全可靠运行，为660 MW级双水内冷汽轮发电机的研制和投运奠定了基础.关键词： 660 MW；双水内冷汽轮发电机；水系统；研发和验证中图分类号： TK 264.1 文献标志码： AAbstract： The pioneered double water inner cooled turbogenerator has the independent intellectual property rights.According to the analysis of the main problems in its operation，cooling water system for 660 MWlevel double water inner cooled turbogenerator was developed.The technical specifications，design principle and components of the cooling water system were described in this paper.Its characteristics were analyzed.The type test results show the performance of cooling water system has reached the design requirements，which can keep the turbogenerator run safely and reliably.It lays an important foundation for the development and operation of 660 MWlevel double water inner cooled turbogenerator.Keywords： 660 MW； double water inner cooled turbogenerator； cooling water system；development and verification上海电机厂（上海电气电站设备有限公司发电机厂前身）于1958年10月成功研制了世界上第一台12 MW、3 000 r·min-1双水内冷汽轮发电机，并于同年12月在上海南市电厂投入运行.此后，20世纪60、70年代，上海电机厂相继开发了50 MW、125 MW、300 MW双水内冷汽轮发电机，北京重型电机厂和哈尔滨电机厂分别开发了100 MW、200 MW双水内冷汽轮发电机.不同容量的双水内冷汽轮发电机的批量投运为我国经济与社会发展作出了重要贡献.截至1990年底，在役的双水内冷汽轮发电机组约占50 MW及以上容量国产汽轮发电机组的50%左右.双水内冷汽轮发电机技术作为我国首创并具有完全自主知识产权的技术，不仅在国内市场占据重要份额，而且成功进入国际市场.双水内冷汽轮发电机因结构简单、冷却效果好、安全性高、操作维护工作量少等优点，广受国内外用户的欢迎.水系统作为双水内冷汽轮发电机的重要辅助系统，其性能（如冷却水流量、温度、水质、清洁度及系统控制等）及运行可靠性直接影响发电机的运行经济性和可靠性.为了满足市场对660 MW级双水内冷汽轮发电机的需求，在总结300 MW级双水内冷汽轮发电机的设计及运行经验的基础上[1-2]，结合相关技术研发了660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统，为660 MW级双水内冷汽轮发电机的研制和投运奠定了基础.1 双水内冷汽轮发电机水系统存在的问题1.1 水质要求低早期的双水内冷汽轮发电机水系统对水质没有详细要求，仅要求水的电导率在10 μs·cm-1以下.1.2 水过滤器精度差早期的双水内冷汽轮发电机水系统的水过滤器采用网布式结构，过滤精度在40～80目之间，且很容易被水冲破，破损的网布甚至进入定子线圈，造成定子线棒堵塞.1.3 冷却器冷却效率低早期设计的水系统所配置的冷却器冷却效率低，二次水和一次水没有充分进行热交换，导致线圈进水温度偏高.1.4 就地仪表由于受仪表及控制技术限制，只能采用就地仪表，而且控制仪表采用基地式调节，有时需要操作人员到现场进行手动操作.1.5 散装件供货早期的双水内冷汽轮发电机水系统散装件供货，设备和设备之间的具体安装位置是由设计院布置，现场安装，造成安装和调试不便.2 660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统技术规范和设计原则2.1 技术规范额定容量为660 MW；冷却方式为定子绕组水内冷，转子绕组水内冷，定子铁芯空冷；定子冷却水流量为116 m3·h-1；定子冷却水电导率（25 ℃）为1.0～2.0 μs·cm-1；定子冷却水pH （25 ℃）为8～9；定子线圈进水温度为35～45 ℃；定子线圈进水压力为0.2～0.3 MPa；转子冷却水流量为54.3 m3·h-1；转子冷却水电导率（25 ℃）小于5 μs·cm-1；转子冷却水pH（25 ℃）为7～9；转子线圈进水温度为35～43 ℃；转子线圈进水压力为0.2～0.3 MPa.2.2 设计原则2.2.1 标准化程度高水系统完全按照GB/T 7064和JB/T 6517设计；定、转子线圈冷却水水质满足DL/T 801要求；所有压力容器均满足有关标准及规程要求.2.2.2 采用计算机三维辅助设计发电机定、转子冷却水供水装置采用三维设计，使设计结果更为直观形象.三维设计还可有效避免装置内大量管道连接可能产生的干涉问题，提高产品设计质量，同时三维模型可方便地转化为二维施工图，加快了产品设计进程.2.2.3 定子冷却水水质控制根据定子冷却水系统贫氧运行的特点，定子冷却水的水质采用旁路冷却水直接控制其电导率，间接控制冷却水pH的加碱装置.利用纯水电导率和pH之间的关系，通过向冷却水注入微量的NaOH溶液，提升冷却水的电导率，从而确保冷却水的pH在8～9之间，避免冷却水对铜导线的腐蚀.另外，旁路控制冷却水电导率可以防止因电导率失控使整个水系统pH飙升的风险.2.2.4 转子冷却水水质控制针对转子冷却水水质较难控制的问题，通过对在役双水内冷汽轮发电机运行状况进行分析，对转子冷却水系统采用溢流补水方式控制水质，充分利用电厂原有的凝结水及除盐水系统混合补水保证转子冷却水水质，同时将溢流回水返回电厂水处理系统，不会造成冷却水的浪费.2.2.5 水过滤器高精度设计研制了纤维式水过滤器，其过滤精度达到5 μm，从而有效地去除水中杂质，防止水中杂质累积发生堵塞，以及水中大颗粒杂质对空心导线的冲刷，确保发电机安全运行.2.2.6 全数字集中化控制水系统所有信号均进入电厂集散控制系统（DCS）进行智能化和数据化处理.在主控室内实现远程监控，可对运行参数实现历史数据储存，便于对水系统运行数据的追溯和对事故原因的分析.2.2.7 转子水系统防漏水设计针对以往在300 MW机组上曾发生的转子水系统漏水现象（主要表现为出水支座漏水），转子冷却水水箱增设排气管，可及时排出转子出水支座至转子水箱管道内的气体，避免回水管发生气阻导致转子回水不畅引起的出水支座漏水.2.2.8 水系统断水保护水系统断水保护采用在进水管道中加装流量孔板，在孔板上引出三对流量信号，通过在实际流量降低至额定流量80%时发出流量低报警信号，并在DCS按“三取二”逻辑实现断水保护，避免以往由线圈两端压差引出信号，在线圈堵塞情况下无法实现断水保护的风险，提高断水保护的可靠性.2.2.9 水系统冷却水温度控制通过安装在冷却器二次回路的温度调节阀，根据进入线圈的冷却水的温度信号自动调节流经冷却器的二次冷却水流量，从而控制进水温度，满足发电机的设计要求.在寒冷天气情况下，如果冷却水水温过低，为避免发电机内部结露，系统配置了电加热装置，通过电加热提升冷却水温度，提高水系统运行的可靠性.3 水系统的组成及特点3.1 水系统的组成660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统如图1所示.定子水系统冷却水流程为水箱—水泵—冷却器—水过滤器—电加热器—断水保护装置—发电机定子线圈—水箱.冷却水经水过滤器后的另一个流程为水过滤器—离子交换器—加碱装置—水箱.定子水系统除上述设备外，还有控制仪表、阀门、管道等.转子水系统冷却水流程为水箱—水泵—冷水器—水过滤器—电加热器—断水保护装置—发电机转子线圈—水箱.转子水系统除上述设备外，还有控制仪表、阀门、管道等.3.2 集装供水装置定、转子冷却水供水装置采用高集成化集装装置，分别如图2、3所示.集装装置在三维设计时充分考虑了在紧凑布置情况下留有足够的操作维护空间.为确保定、转子冷却水系统安全运行，其水泵、冷却器、水过滤器等关键部件采用双重冗余配置，保障了系统运行的连续性和可靠性.定、转子冷却水系统完善的信号检测使整个系统能全方位、全过程地实现远程监控，以确保及时发现问题，判断原因，消除隐患.加碱装置的设计应用使定子冷却水的pH控制变被动为主动，确保其可完全控制在标准规定的8～9之间.此范围可避免定子冷却水对定子线圈产生腐蚀，从而解决长期困扰的定子线圈腐蚀问题，确保定子线圈的长期安全运行.4 水系统联机型式试验验证在模拟额定工况下，水系统联机型式试验结果与设计值比较如表1所示.为验证660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统的设计性能，在汽轮发电机出厂前进行了水系统与发电机联机型式试验.型式试验时，采用Rosemount 3051型压力、压差变送器测量系统关键位置及设备的冷却水压力、压差；采用TP型双支鉑电阻测量冷却水温度；采用Rosemount 8800型涡街流量计测量冷却水流量.型式试验结果表明，试验值均在设计范围内，验证了水系统的主要参数，如供水流量、压力、温度、过滤器性能、冷却器性能等均可满足发电机正常运行要求.5 结语为适应我国电力工业的不断发展，满足市场对660 MW级双水内冷汽轮发电机的需求，在总结300 MW级双水内冷汽轮发电机的设计及运行经验的基础上，结合相关技术研发了660 MW级双水内冷汽轮发电机水系统.型式试验结果表明，该水系统的性能达到了设计要求，能保证660 MW级双水内冷汽轮发电机的安全可靠运行，为660 MW级双水内冷汽轮发电机的研制和投运奠定了基础.参考文献：[1] 周怀里.双水内冷发电机转子回路堵塞原因分析和防止措施[J].江苏电机工程，2004，23（5）：59.[2] 周波，周贤志.双水内冷汽轮发电机转子漏水原因分析及预防措施[J].华电技术，2010，32（9）：55-56.。
660MW超临界空冷机组凝泵改造分析
第30卷 第10期电 力 建 设Vol .30, No .10 2009年10月 Electric Power Constructi onOct,2009 基金资助项目:国家工程项目(发改能源[2007]990号)收稿日期:2009-06-23作者简介:李 乐(1972—),男,工程师,从事汽轮机以及供水系统的技术工作。
660MW 超临界空冷机组凝泵改造分析李 乐1,孙宝华2(1.陕西华电蒲城第二发电有限责任公司,陕西省蒲城县,715501; 2.西北电力建设第一工程公司,陕西省渭南市,714000)[摘 要] 以陕西某电厂660MW 超临界空冷机组凝结水泵改造为例,通过分析和计算,认为凝结水泵的变频改造可以节电50%以及在1年内回收改造投资是不可能的。
如果选型得当,并做好相应的运行维护工作,在5～8年内可以收回改造投资。
建议电厂在进行凝结水泵改造时,一定要依据实际情况分析对比,慎重行事。
[关键词] 空冷机组;超临界机组;凝结水泵;变频改造;节电收益中图分类号:TH 38 文献标志码:B 文章编号:1000-7229(2009)10-0083-040 引言目前,一些电厂为了节能减排、降低厂用电率、控制发电成本、挖掘节能潜力,正在对一些重要设备进行节能降耗改造[1-6]。
凝结水泵(以下简称凝泵)成为很多电厂节能改造的首选对象[7-10]。
陕西省某电厂安装2台660MW 超临界空冷机组,每台机组配套2台800×400VY DB4M 型凝泵。
考虑到凝泵节能改造投入费用高、工作量大,因此改造前必须进行方案论证和比对,从而选取最为可行的实施方案,达到既能保证改造效果,又能很好控制费用的目的。
1 凝泵改造方案凝结水泵的各类技术参数见表1。
表1 凝结水泵技术参数项目额定工况(保证效率点)设计工况VWO ×1.1进水温度/℃70.654.3进水压力/MPa (a )0.0250.025流量/(t ・h -1)1580.51823扬程/m 332303效率/%83.583汽蚀余量/mH 2O 4.3 4.8转速/(r ・m in -1)14851485轴功率/k W17111806出口总压力/MPa (g ) 3.306 3.009配套电机功率/k W 21002100电机效率/%0.930.93最小流量/(t ・h -1)330330最小流量下压头/MPa (g ) 3.879 3.879关闭扬程/MPa (g )4.04.0通过凝泵改造,实现泵组调速运行,从而减小系统损失,达到降低泵组总电耗的目的。
660MW双水内冷发电机技术探秘
660MW双水内冷发电机技术探秘作者：白音高老来源：《中文信息》2019年第01期摘要：汽轮发电机是火电厂三大主机之一，是将机械能转换电能的关键设备。
发电机的性能直接关系着整个电厂的安全稳定和经济指标。
关键词：660MW 发电机技术性能中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2019）01-0-01汽轮发电机在运行中，其内部各部件产生各种损耗，如定、转子铜损耗、铁损耗、机械损耗、附加损耗等。
这些损耗均已热的形式传播到发电机各部件上，产生温升，严重影响发电机绝缘性能、金属性能及使用寿命。
发电机冷却效果对发电机安全运行，有非常重要的意义。
可以说没有好的冷却效果就没有发电机的安全稳定。
发电机常用的冷却介质主要有空气、氢气和水。
实验证明，水的冷却效果高达空气的50倍，氢气的12倍左右，冷却效果最显著。
660MW双水内冷发电机在安全性能、机型结构以及效率、温升、振动、漏水、噪音等技术性能上有非常显著的特点和优势。
一、安全性能660MW 双水内冷发电机，由于不采用氢气冷却，消除了制氢站、氢气管道等重大危险源；彻底排除了安装调试、运行维护、检修过程中氢爆的可能性。
相比水氢氢发电机，无密封油系统，消除了密封油漏入发电机内部的隐患。
二、机型结构660MW发电机采用定子机座分上下两部分，空气冷却器布置在运转层平台上机座两侧（单层布置），转子由落地式座式轴承支撑的总体布置。
发电机本体及汽端装有罩壳和两端隔音罩。
机座无防爆和密封结构，结构比较简单，安装和检修维护方便。
上下机座可以分开，能够更全面的检查铁芯等重要部件；冷却系统中仅有水系统，省去传统水氢氢发电机的密封油系统和氢系统（包括电站制氢设备）等，日常运行维护方便。
空气冷却器布置在运转层平台上机座两侧，本体外罩起到定子风路作用，从而省去了发电机空冷小室，结构简单，拆装方便，又便于空冷器的维护。
三、技术性能1.效率高效率是发电机的运行性能的重要技术指标之一。
哈电660MW发电机氢气冷却器改造
哈电660MW发电机氢气冷却器改造本文主要介绍了哈电600MW级发电机氢气冷却器两个方面的常见故障，一是关于氢气及冷却水泄漏方面的故障，二是氢气冷却器冷却效果不能满足发电机散热要求方面的故障，并提供了这两个方面的故障分析和解决方案。
本文对氢气冷却器的相关故障进行了深入的分析，提高了氢气冷却器的可靠性，不仅保证了发电机的安全稳定运行，也为氢气冷却器的正常检修和其他缺陷的处理做了很好的铺垫，提供了良好的借鉴意义。
标签：发电机；氢气冷却器；改造1 设备的简历及运行情况600MW发电机氢气冷却器卧放在机组顶部的氢气冷却器外罩内，在发电机汽、励两端的氢气冷却器外罩内各有一台氢气冷却器，每台分为二个独立的水支路。
氢气冷却器外罩为钢板焊接的圆拱形结构，横向对称布置安装在发电机机座的两端顶部。
故障氢气冷却器运行简历（故障氢气冷却器应用于4号发电机）。
（1）4号发电机为哈尔滨电机厂制造，发电机氢冷器为哈尔滨电机厂机电工业公司冷却器厂配套制造，发电机组于2009年12月21日投产。
（2）2010年10月至2010年12月4号发电机进行了第一次检查性大修，对氢冷器解体检查。
检修完毕机组启动后，发生了氢气冷却器漏氢现象，被迫停运机组进行抢修。
2 原有发电机氢气冷却器存在的主要问题2.1 氢气温度超标问题分析（1）数据统计与现状说明：4号发电机汽侧冷、热氢温度高，冷氢温度超过厂家说明书的要求值。
2010-2013年夏季高温天气时，冷、热氢最高温度对比如表1所示。
厂家说明书要求冷氢温度正常值为45±1℃，报警值为45±3℃，改造前的发电机的冷氢温度已经超过报警值48℃，且有逐年上涨趋势。
（2）4号发电机氢气温度高原因分析：a.经过历次检修，排除了以下可能导致氢气温度高的因素：冷却器管壁可能有结垢现象，导致热阻增加，使冷却器传热性能下降。
冷却水路隔板密封垫错位或脱开，造成冷热水混流，影响冷却效果。
冷却器的风罩密封不严，产生冷热风混流，影响冷却效果。
660MW火力发电机组密封油系统故障分析与处理
660MW火力发电机组密封油系统故障分析与处理蔡玮【摘要】针对广东沙角C电厂1号汽轮发电机组油氧压差低导致机组跳闸的问题,对三台机组进行密封油系统稳定性测试,找出了机组跳闸的主要原因,在此基础上,制订相应的处理方案,并对处理后的效果进行评价.【期刊名称】《机电工程技术》【年(卷),期】2012(000)005【总页数】5页(P9-13)【关键词】密封油系统;油氢压差;系统优化【作者】蔡玮【作者单位】武汉大学,湖北武汉430072;沙角C电厂,广东东莞 523936【正文语种】中文【中图分类】TM3111 设备概述广东沙角C电厂1号汽轮发电机组为法国GEC-ALSTHOM公司生产的亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机组，发电机系T271-606型水氢氢冷却汽轮发电机。
密封油虽然来源于润滑油系统，但由于发电机对密封工艺的要求不同，所以密封油系统在机组运行时相对独立，只在特殊情况下需要由润滑油系统补充油量。
密封油动力系统由三台蜗杆泵组成，两台交流油泵，一台作为主密封油泵，另一台为辅助交流油泵，一台直流油泵作为紧急事故油泵。
三台油泵出口并联，都经过出口三通阀、逆止阀、隔离阀进入出口母管。
正常油氢压差0.5bar左右，低于0.3bar报警，低于0.2bar机组跳闸。
2 现象描述2007年6月16日18点33分39秒，沙角C电厂#1机主密封油泵因热偶动作而跳泵，交直流密封油泵联动正常，33分44秒汽机跳闸，首发跳闸信号为发电机、励磁机油氢压差低低，33分47秒发电机、励磁机油氢压差低低信号复位。
3 原因分析事故发生后，通过对已知的现象、信息进行分析讨论，初步得出以下判断：虽然机组跳闸是由于主密封油泵跳闸引起，但并不是机组跳闸的原因。
因为主密封油泵跳闸后交直流密封油泵联动正常。
按设计要求，交直流辅助油泵在主泵跳闸后立即启动，补充系统压力，即使交流辅助油泵由于泵体本身或相关附件问题无法正常运行，那么还有直流辅助油泵进行紧急备用。
660MW汽轮发电机定冷水路隐患分析及治理方案
660MW等级汽轮发电机定冷水路隐患分析及治理方案批准：审核：编制：660MW等级汽轮发电机定冷水路隐患分析及治理方案一、隐患概况：某主机厂在役的300MW、660MW等级汽轮发电机汇流管处密封结构一直沿用了引进西屋公司此等级发电机的原有结构，采用丁氰橡胶垫密封至今；由于丁氰橡胶垫机械性能差，永久压缩变形率较差，施工时不易操作，耐油性能差、不耐高温，易于老化，在发电机运行中出现了诸多问题，给发电机安全运行埋下了隐患。
二、发电机定冷水路丁氰橡胶垫在投运机组上出现的问题及导致的后果:1、通过对几个兄弟电厂的了解，660MW发电机在每次检修时，大都发现与定冷水接触内圈胶垫失去弹性，变脆并出现碳化现象，拆密封垫时落下许多劣化后橡胶的碎块，如在运行中定冷水系统出现大的扰动，橡胶密封垫脱落碎块，堵塞线棒，线棒出现温度升高，定子线棒损坏事故。
2、对于密封瓦运行不良的机组，出现漏油情况，密封油侵蚀密封垫，尤其是在汽、励两侧汇流环下部，两个回水管、排污管靠近机座的密封垫，就会受到油腐蚀，失去其密封性能，使氢气漏入定冷水，当氢气大量进入定冷水系统，发电机被迫停运。
3、由于丁氰橡胶密封垫的机械性能差，在实际安装时，现场工作人员不易操作，经常出现法兰螺栓把合不到位，密封垫受力不匀，或者把合力矩过大，超过密封垫的硬度要求，使橡胶密封垫失去弹性，性能丧失，运行一段时间后使氢气漏入定冷水中，定冷水质严重恶化，PH值升高，尤其是电导率是正常时的数倍，严重影响发电机运行安全，迫使发电机停运。
三、定冷水系统橡胶垫隐患治理方案：针对发电机的以上隐患，许多发电企业做了大胆的探索和尝试:1、用普通的聚四氟乙烯垫片、改进聚四氟乙烯垫，因绝缘法兰特殊需要，回弹率低而达不到密封气体效果；2、用石墨或者无石棉垫板，不能保证定冷水的水质，它有较好的抗化学腐蚀性和耐油性，较高的耐温性，短时气体密封效果好，但抗蠕变冷流性差，柔韧性差，不能保证定冷水路的长期密封；3、随着新材料的出现，近年来部分电厂试用聚四氟乙烯膨化而成的高密封性垫板，皆因密度低，也以失败而告终；4、用改进聚四氟乙烯垫片进行密封，由于其材质的耐蠕变性和耐冷流性差，现场安装工艺达不到要求，在定冷水路密封性能试验中可能通过，但大都经不住长时间的考验，出现渗透现象，定冷水质发生变化，表现为电导率增加，pH 值降低，铜离子和含氧量增加，以至于阴阳离子交换器处理能力不能满足要求，只能用加锯木等办法来维持定冷水运行的现状。
改进发电机内冷水处理系统的应用
设备管理与维修2018翼9（上）改进发电机内冷水处理系统的应用刘绍强（朝阳燕山湖发电有限公司，辽宁朝阳122000）摘要：目前我国600MW 发电机内冷水通常使用除盐水或凝结水作为冷却介质，冷却水水质直接影响发电机组能否安全稳定运行。
以朝阳燕山湖发电有限公司2台600MW 发电机组中的1台机组的内冷水实际改造，验证改造工艺的可应用性。
关键词：内冷水；处理方法；改造；应用中图分类号：TM621.7文献标识码：BDOI ：10.16621/ki.issn1001-0599.2018.09.561目前内冷水处理的方法及存在的问题朝阳燕山湖发电有限公司1#发电机组是一台国产600MW机组，发电机内铜导线采用水—氢—氢的冷却方式。
发电机组开始投入发电时，发电机内冷水系统采用连续补除盐水的开放式运行方式，除盐水箱的除盐水作为补水水源，处理方式为小混床和加氨联合处理，在实际运行中存在以下问题。
（1）除盐水pH 值在6.56耀6.87，pH 值偏低在一定程度上会腐蚀系统，主要是腐蚀发电机组内铜导线。
铜导线的腐蚀会引起发电机内冷水中Cu 2+含量超标，提升除盐水的电导率，使电导率超过规定。
（2）发电机内冷水采用阳阴离子型混床的方式进行旁路处理，尽管Cu 2+含量稳定在标准以下并使电导率处于合格状态，但经过阳阴离子型混床处理之后的水呈酸性，会进一步降低发电机内冷水pH 值。
（3）向发电机内冷水中加入氨，可以提高内冷水的pH 值，但是由于系统严密性不强，需要经常补充药液，实际运行中工作量较大，不易控制加药量及加药时间，会导致发电机内冷水出现水质不稳定等问题。
2发电机内冷水水质标准及要求2.1发电机内冷水水质要求发电机内冷水作为在高电压电场中的冷却介质，在保证发电机安全稳定并且经济运行的前提条件下，各项水质指标必须符合标准要求。
发电机内冷水水质需要符合的技术标准：淤满足发电机内部的绝缘性能（即电导率较低），以避免发电机铜导线圈发生短路；于冷却水质不腐蚀发电机铜导线以及内冷水系统；盂在空心导线内，发电机内冷水中的杂质不允许结垢，避免出现降低冷却效果，发电机铜线圈发热过高，进而导致绝缘老化或者绝缘失效的现象。
660MW发电机密封油调试方法
发电机密封油系统调试方法
1.启动交流油泵,观察压力变送器上的压力,如不在要求范围,松开溢
流阀上的锁紧螺母,(把调节螺母往下压增加压力,往上松降低压力)整定压力到1.20MPa.
2.打开主差和备差上下游截止阀及氢压、油压信号管截止阀.
3.把浮动油范围设置在15-20升/秒.
4.关闭备差上下游截止阀,调节汽端主压差阀螺母,把主差设定在
100KPa.
5.把备差上下游截止阀打开,然后慢慢关闭主差上下游截止阀,调节
励端备差阀调节螺母,把备差设定在90KPa.
6.设定完毕后须把主差上下游截止阀打开,使设备投入正常运行状
态.
7.启动真空泵,把状态设置在1位气镇模式,预热半小时.
8.关闭MKW10AA273真空泵旁路截止阀,打开MKW10AA261真空泵
上游截止阀.
9.松开锁紧螺母、真空油箱进口螺母和真空泵进口螺母.
10.待真空泵变送器显示值为-37左右后关闭锁紧螺母,观察显示值,
一般正常运行时维持在-20至-40KPa之间.
11.真空泵调试完毕后把1位气镇模式调到0位运行模式.(注气镇模式
至少每天运行一次,每次运行不少于二小时)真空泵润滑油控制液位在最高位,低于最低液位必须补油,否则容易造成电机及真空泵卡死.。
真空泵旁路门
真空泵前隔离门
真空泵进气调节阀
N62润滑油补
油处
排油处
润滑油高液位
润滑油低液位
滤器排油阀
试验，确定所有信号都能对应。
660WM机组A修标准项目(锅炉)
国序号系统或设备名称检修项目1.容器内外壁及结构件焊缝检查1. 启动分离器及储水罐2.分离器支座或吊杆检查13.膨胀指示器校正15.保温检修2. 受热面 1.锅炉本体受热面清灰2.空预器受热面清灰3. 水冷壁 1.清理管子外壁结焦、积灰2.水冷壁检查、测厚2.1冷灰斗、燃烧器周围、吹灰器周围水冷壁管及拉稀管道测厚2.2四周水冷壁测厚3.根据化学要求进行水冷壁割管检查4.鳍片检查、焊补5.炉墙修复4. 再热器 1.管子磨损检查测量（包括吹灰器周围管子）2.管子蠕胀测量3.防磨瓦、均流板检修4.再热器割管取样5.管排检查6.穿炉顶部分检查7.联箱管座焊口检查8.联箱支吊检查5. 末级过热器 1.检查管子磨损、损伤检查（包括吹灰器周围管子）2.管子蠕胀测量3.防磨瓦检修4.割管取样5.管排检查、整形，固定装置检查。
更换烧坏的间距卡、梳形卡6. 穿炉顶部分检查7.联箱管座焊口检查8.联箱支吊检查6. 分隔屏过热器 1.定位管、导向装置、固定块、滑动块检查2.管屏宏观检查3.磨损检查7. 初级过热器 1.管子磨损检查，重点后部弯头、上部管子表面、烟气走廊附近及吹灰器周围管子2.管子蠕胀测量3.防磨瓦、均流板检修4.管排及吊架检查5.出入口联箱管座焊口检查8. 顶棚、包墙过热器1.吹灰器附近、烟气走廊及人孔门处管子磨损检查2.鳍片检查、与水冷壁侧墙接缝检查3.顶棚过热器管变形和腐蚀检查9. 省煤器 1.管子磨损检查（包括吹灰器周围管子），更换不合格的管子及弯头2.管子蠕胀检查3.防磨瓦、均流板检查修整4.管排检查5.出入口联箱管座焊口检查6.割管检查（根据化学要求）7.吊挂装置检修8.省煤器放灰门检修9.放灰管10. 减温器 1.检查修理减温器联箱2.Ⅰ、Ⅱ级过热器及再热器减温器及喷嘴检查3.减温器内壁、内衬套检查，焊缝检查4.检查修理支吊架11. 锅炉承压部件水压试验12. 旋流燃烧器 1.油枪及调风器检修2.油枪调试3.燃烧器入口、外套筒及内衬检查4.燃烧器内套筒、喷口检查5.燃烧器调风挡板检查6.套筒挡板内外开度校对7.二次风喷口检查修复8.燃烧器喷口耐火材料检查9.蓄能器检查15直流燃烧器 1.油枪及调风器检修2.油枪调试3.燃烧器连杆检查4.燃烧器方形管及风箱检查检修5.切圆测量（修前后）6.一、二次风喷口、燃油喷口检修或更换7.浓淡分离器检查或更换8.各检修孔门检修9.燃烧器执行机构检修10.燃烧器同步摆动试验11.动力场试验（配合热试）13. 暖风器 1.暖风器检查清洗2.疏水箱内清理检查3.暖风器查漏4.疏水泵检修5.暖风器系统阀门检修14. 空气预热器 1.蓄热元件检查，蓄热元件支撑检查2.冷端径向密封检查、间隙测量调整3.热端径向密封检查、间隙测量调整4.轴向密封检查、间隙测量调整5.旁路密封检查6.扇形板执行机构解体检查加油7.转子及扇形板检查7.1转子检查7.2扇形板检查8.变速箱解体检查8.1大齿轮检查8.2齿轮、轴承间隙测量调整8.3箱体清理，润滑油更换8.4锥形齿轮检查间隙测量调整8.5变速箱装复8.6自锁器检查更换8.7 齿形联轴器检查8.8电机、气动马达找正8.9液力耦合器检查安装8.10联轴器、超越离合器检查9.转子上下轴承检查9.1轴承清洗检查9.2润滑油更换9.3密封系统检查9.4更换油室密封10.润滑油系统检修10.1消除油系统漏油10.2冷却水系统检修10.3油泵检修10.4滤网检查11.烟侧支撑检查检修，四周护板检查检修12.冲冼灭火装置检修13.消除人孔门漏风14.试车15. 炉顶大包 1.炉顶吊挂装置检查、调整2.大包内清灰3.炉顶大包内密封检查4.炉顶大包内保温检查16. 人孔门 1.人孔门、观察门检修17. 炉墙及烟风道 1.炉墙及烟风道保温及炉衣检查修复2.检查消除膨胀受阻3.炉墙及烟风道漏点消除18. 平台楼梯锅炉平台楼梯扶手恢复19. 刚性梁 1.刚性梁检查20. 双色水位计及阀1.1水位计解体门1.2水位计汽水侧管道检查1.3零部件检查1.4光罩检查2.水位计组装3.校正水位计中心4.水位计调整5.热紧螺栓6.水位计阀门解体检修21. 弹簧式安全阀 1.检查阀杆弯曲度2.弹簧检查3.阀芯及阀座研磨4.阀体及其连接焊缝、螺栓检查5.安全阀组装6.整定安全阀7.安全阀各连接管检修22. PCV阀 1.主阀检修2.辅助阀检修3 .PCV阀整定23. 高压截止阀 1.阀门解体2.结合面研磨3.零部件检查清理4.阀门的组装24. 水压隔离阀再热器出入口堵阀解体检修25. 减温水调节门、1.阀门解体闭锁阀2.结合面研磨3.零部件的检查4.阀门的组装5.开关试验26. 高压逆止门逆止门解体检修27. 给水闸阀 1.阀门的解体2.零部件的检查清理3.阀门组装4.阀门调试1.监视段蠕胀测量、硬度试验28. 主、再热汽管道、给水管道2.主、再热汽管道金相试验、测厚。
发电机密油系统(双流环式)
压差开关和压力开关
整个密封油装置配备了一系列压差开关和压力开关用于监视和控 制装置的运行工况。每一个开关可同时发出二个信号。
油冷却器
由于密封油空、氢侧各自独立，因此油冷却器也分开并均为卧式 管壳型，内部为浮动式管板结构，壳侧通热油，管侧通冷却水。 通过调节冷却水水量，就可调节油温。要求对密封油空、氢侧油 路中的冷却水回路设置温度调节，以使油温在规定范围内。
平衡阀结构示意图
油过滤器
油过滤器采用自洁括片式结构，它的特点是过滤器精度高，小于 80μm。并且在运行中可通过转动手柄去除附在滤芯上的脏物， 要提请注意的是过滤器必须定期转动手柄去除脏物，推荐每8小 时转动一次手柄，直至灵活转动为止（自洁括片式）。由于空、 氢侧油路中各安装了二套油过滤器互为备用，故当滤芯阻塞严重 时，可投入备用过滤器，隔离运行的过滤器，拆下滤芯，彻底清 冼，或更换滤芯。
防止密封油进入机内的路径
1.把进油当作电厂的一件大事加以重视 2严防误操作 3确保消泡箱和氢侧回油箱无杂物,防止杂物堵塞油路 4完全退出氢侧回油箱上下四个顶针使二个浮球阀和处 于自由状态 5报警系统要到位,杜绝无报警措施投密封油的做法 6凡机内不充氢,请打开机座下方的排污阀,万一油进入机 内可及时排出. 7加强巡视.
空侧密封油油源
工作油源∶交流密封油泵提供，出口压力0.8Mpa。 第一备用油源∶来自汽轮机机头同轴高压油泵和电动备 用高压油泵。当空侧工作油源发生故障、氢油压差降到 0.056MPa时，备用压差阀自动打开,由它建立稳定高于 发电机内氢压0.056MPa的油压。 第二备用油源∶是由直流空侧密封油泵提供。当氢油压 差降到0.035MPa时，压力开关闭合联启直流密封油泵， 使密封油压力恢复,并保持高出发电机内氢压0.084MPa。 第三备用油源：由主机润滑油泵供给。提供的油压较低， 正常0.035～0.105MPa。此时必须将氢气压力降到 0.014MPa。 氢侧密封油正常工作油源由交流密封油泵供给，在交流 密封油泵故障时，由备用密封油泵提供密封用油。
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哈电660MW发电机内冷水密封衬垫改造
作者：马波盖永波袁琦
来源：《科技与创新》2014年第14期
摘要：介绍了哈电600 MW级发电机内冷水衬垫改造方法，为今后相同类型的缺陷处理和正常检修做了很好的探索，为其他电厂处理类似缺陷也提供了一些借鉴。
关键词：发电机；内冷水系统；密封衬垫；线棒
中图分类号：TM31 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）14-0030-02
1 设备简介
1.1 发电机基本数据
发电机基本数据如表1所示。
2.2 衬垫使用中存在的隐患
发电机内冷水系统使用橡胶衬垫的隐患情况为：由于哈尔滨电机厂的波纹补偿器处密封结构沿用了西屋公司600 MW发电机原有的结构，并采用薄密封垫至今。
哈尔滨电机厂执行原机械部的制造标准，考虑到波纹补偿器处的密封要求和普通聚四氟乙烯材料的热缩性等情况，至今没有对其进行更改，以避免在运行中因内冷水的温差变化而影响水路的严密性和发电机内氢气向内冷水渗漏。
但是，内冷水使用橡胶垫片不符合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的相关要求，即内冷水系统中管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈。
发电机内冷水系统依然使用了胶皮衬垫，由于长时间的热水冲刷，胶皮垫片开始劣化，失去弹性，并逐渐开裂、掉渣。
产生的小颗粒随水流至线棒处，就会将线棒堵塞，烧毁线棒，造成发电机重大设备损坏的严重后果。
3 治理方案及实施
3.1 治理方案
改造前，我厂临时对此衬垫隐患制订了控制方案，即基于发电机内冷水的橡胶衬垫，采取以下两个控制措施：①维护措施。
在日常维护中，每天观察、记录发电机的出水和线棒层间温度，当定子线棒层间最高与最低温度的温差达10 ℃，或定子线棒引水管出水温差达8 ℃时应报警，并及时查明原因，此时可降低负荷；当定子线棒温差达14 ℃、定子引水管出水温差达12 ℃、任一定子槽内层间测温元件温度超过90 ℃或出水温超过85 ℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。
②检修措施。
上次检修更换为氟橡胶材质的密封垫，可以稍微延长密封垫的老化周期。
每次小修、大修或超过10 d的机组停备均要对内冷水衬垫进行检查、更
换，尽量缩短垫片的更换周期，防止垫片严重老化。
但是，依然存在运行中橡胶垫片老化，堵塞线棒的隐患。
3.2 改造要求及预期效果
从本厂和其他电厂发电机的运行情况来看，在发电机内冷水系统中使用胶皮衬垫会严重威胁到发电机的安全运行。
在对该结构进行改造时，要保证以下两个方面：①保证发电机绝缘法兰处的密封性。
由于氢气分子较小，因此要防止氢气向内冷水系统渗漏，保证发电机启停和小修停机在热胀冷缩下不会对此密封结构造成影响。
发电机大修时只是对定子水路进行密封性检测试验，如果没有异常，就不对此密封结构进行检修。
②使用的新材质和新结构要耐老化，至少要保证在一个大修期内材质的稳定，而不会因热水冲刷变脆、掉渣。
预期效果：改造后的新材质或新结构，消除了橡胶衬垫容易老化，进而堵塞发电机线棒的隐患，并且将发电机常规内冷水系统检修和内冷水密封性试验延长至一个大修期。
3.3 三种可行性方案
对发电机的改造有以下三种方案。
方案1：对绝缘法兰进行加工，直接将丁氰橡胶衬垫更换为高性能的聚四氟乙烯密封垫。
优缺点：无需更改结构，工作量小，密封可靠；密封材料价格昂贵。
方案2：对汇流管处的密封结构稍作更改，变丁氰橡胶垫片为O型密封圈（材质：高性能聚四氟乙烯）的密封。
优缺点：结构变化不大，密封效果良好；密封件采购方便、价格便宜；相对原结构有所改动，且需要在绝缘法兰上开槽，难度较大。
此种方案在哈尔滨电厂300 MW 级发电机内冷水系统改造的较多（约150台），但目前无600 MW级发电机的改造先例。
方案3：取消波纹补偿器结构，直接采用成型钢管焊接，并采用哈尔滨电机厂超过百万水氢冷机的组汇流管装配结构。
优缺点：没有密封垫，绝对免维护，但结构变化大，工作量大；汇流管需要维护时拆装不方便；汇流管为死接地方式，发电机电气试验不方便。
通过比较，考虑到设备运行的稳定性和经济性，决定采用第一种改造方案。
利用机组检修的机会，对发电机内冷水波纹补偿器和绝缘法兰处的密封衬垫进行改造，在保证发电机内冷水系统密封性的基础上，更改为耐老化和稳定材质的密封衬垫。
4 治理效果
对发电机隐患的治理成果有：①保证了发电机内冷水系统的密封性，提高了内冷水系统密封的可靠性，保证了在机组运行中，氢气不会渗漏到内冷水系统中。
②消除了不符合“二十五项反措”的隐患，即内冷水使用橡胶垫片不符合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要
求》中的要求。
衬垫改造后消除了烧毁发电机线棒的隐患。
③提高了机组的运行水平。
通过内冷水衬垫的改造，提高了发电机运行的可靠性。
5 结束语
对发电机内冷水波纹补偿器处和绝缘法兰处的密封衬垫进行改造后，保证了发电机内冷水系统的密封性。
将易老化的橡胶衬垫更改为耐老化、稳定材质的密封衬垫，消除了发电机因内冷水胶皮衬垫老化、掉渣而堵塞发电机线棒的隐患，保证了发电机的安全、稳定运行。
参考文献
[1]国家质量监督检验检疫总局，中国国家标准化管理委员会.GB/T 7064—2008隐极同步发电机技术要求[S].北京：中国标准出版社，2008.
作者简介：马波（1983—），男，山东德州人，大学本科，主要从事发电厂电气设备检修工作。
盖永波（1973—），男，吉林白山人，大学专科，主要从事发电厂电气设备检修工作。
袁琦（1986—），男，湖北洪湖人，大学本科，主要从事发电厂电气设备检修工作。
〔编辑：王霞〕
Abstract： This paper introduces the Harbin Motor Factory 600MW generator inner cooling water liner transformation method， has done a very good exploration for defect treatment and normal maintenance in the future of the same type， also have a good reference to similar defects in other power plant.
Key words： generator； inner cooling water system； sealing gasket； bar。