大型汽轮发电机常见故障的检查及处理方法

大型汽轮发电机常见故障的检查及处理方法

李伟清1,刘双宝2

(1.东北电力科学研究院,辽宁沈阳110006;

2.铁岭发电厂,辽宁铁岭112000)

[摘　要]　本文阐述200MW以上汽轮发电机常见故障的检查方法及其适用性和有效性。结合相关标准及规程,提出了对常见故障的处理方法。

[关键词]　汽轮发电机;故障检查;处理方法

[中图分类号]T M311 [文献标识码]B [文章编号]100023983(2000)0320011205

Methods of Checking and H andling on Common F aults for Large Turbogenerator

LI Wei2qing1,LI U Shuang2bao2

(1.North2east Electric P ower T est and Research Institute,Shenyang110006China;

2.T ieling P ower Plant,T ieling112000,China)

Abstract:　Practicability and availability of the methods checking on comm on faults for above200MW turbogenerator were described in this paper,and the methods of handling on comm on faults were raised. K ey w ords:　turbogenerator;checking on fault;handling method

1　前言

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满足各种正常或非正常运行方式的要求。据电力部可靠性中心统计,1991～1995年国产200MW机组的等效可用率(E AF)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,常常成为事故发生的诱因。

以下是对汽轮发电机运行中常见故障的检查及处理方法。

2　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。这类事故发生的原因主要是设计、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1MPa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。在现场采用气密法时,试验前需将水回路内水份排除并吹干,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了冷热水交替试验法,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,在定子绕组水回路通入压力为0.5MPa[g]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。

3　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。故障原因主要有两类:

(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(仅为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G B/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:

a.水质透明纯净

、无机械混杂物

;

b.20℃时的导电率:0.5～1.5μm/cm;

c.PH值7～8;

d.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200～300MW发电机上时有发生。严重者造成被堵回路绝缘过热烧损,进而形成接地短路事故。

杜绝异物堵塞的根本措施是严格控制电机装配及检修工艺和相应的检查制度。此外,应按相关的标准及规程进行反冲洗及流量试验。

热水流试验是近年来制造厂检查大型发电机定子水回路有无堵塞的非常有效的措施。具体作法是,在定子进水端绝缘引水管中部贴敷热电偶,先通温度至少超过冷水温度10℃以上的热水,当所有测点温度接近时,停热水循环,然后再开启冷却水泵,如水回路堵塞则温度下降得很慢,如图1所示。

运行中,防止定子绕组水回路因堵塞而导致烧损的主要监视措施是严格执行G B/T7064-1996规定:对功率200MW及以上的发电机,定子绕组有一个单独出水支路的同层各水接头温差大于8K时,要仔细检查,当温差大于12K或槽内温度超过85℃时应立即停机。

图1　热水流试验温度曲线

4　关于定子绕组端部手包绝缘状态试验

1983～1985年,国产200MW汽轮发电机(QFQS及QFS N型)总共在20台发电机上发生了24次由端部线圈故障形成的相间短路事故。类似事故在国产300MW发电机上也发生过,造成了很大损失。短路事故的主要原因是端部固定结构设计不合理、绝缘工艺马虎、铜导体焊接工艺差、材料选用及检验不合格等。机内氢气湿度大,达不到标准要求,往往是事故发生的诱因。针对定子端部引线手包绝缘整体性差、鼻部绝缘盒(环氧泥)填充不满、绝缘盒及线棒主绝缘末端及引水管搭接处绝缘工艺不良等突出问题,国内有的单位曾提出过表面电位法(又称电位外移法)检查端部绝缘状态,取得了一定效果,受到现场重视。从检测绝缘状态的有效性考虑,这种方法是可用的,但这种方法主要用来检测端部的微渗漏水故障,不能作为绝缘强度评估手段,即应用上有一定局限性。此外,将局部泄漏