发电机增容改造发生问题消除措施.docVIP

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 发电机组在增容改造后发现定子端部磨损严重转子槽楔松动；发电机定子端部进行绑扎加固；转子在槽楔下面加绝缘垫，重新打紧槽楔处理120MW、125 MW、200 MW和300 MW等发电机组增容改造。从目前的技术媒体来看，大多是基本成功的但也遇到了一些问题，有是现场工艺条件制约而发生的，也有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，使我们机组增容改造后安全运行。 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 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