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大型汽輪發電機常見故障的檢查

來源:廣東湘潭電機維修廠 聯系人:黃經理 13924002839 發布日期:2021-08-22 17:16:14

近十幾年來,已并網發電的200 MW以上汽輪發電機組大部分能達到額定出力并持續運行,各項技術參數和性能也基本上能滿足各種正常或非正常運行方式的要求。據原電力部可靠性中心統計,1991~1995年國產200 MW機組的等效可用率(EAF)由80.54%提高至86.68%;300 MW機組由76.82%提高至81.86%。盡管如此,由于設計及工藝原因,特別是制造工藝和質量檢驗等存在問題較多,導致發電機各類事故頻繁,延續時間長,性質嚴重,損失巨大;其次,電機的安裝、檢修質量及運行維護水平也存在諸多問題,常常成為事故發生的誘因。以下論述汽輪發電機運行中常見故障的檢查處理方法以及狀態監測技術。

1 水內冷定子繞組漏水
國產及引進200~600 MW汽輪發電機采用水氫氫冷卻方式的比重很大,定子水內冷繞組滲漏水是一種常見故障,嚴重者往往導致接地和相間短路事故。這類事故發生的主要原因是設計、工藝及材質等問題。滲漏部位多為空心導線并頭套封焊處,聚四氟乙烯絕緣管交叉碰磨處,或因空心銅線材質不好(有砂眼或裂隙)和在運行中斷裂等。如滲漏部位系微細裂紋或孔洞,則壓力較高的氫氣往往滲入水中,并可在定子內冷水箱頂部發現氫氣;滲漏部位的裂縫或孔洞較大時,則水滲出與氫滲入并存,極易造成定子接地事故。
多年來,現場一直采用水壓試驗法來檢查線棒漏水,但這種方法對由空心導體金屬組織致密性差,而引起的微泄漏現象就顯得靈敏度不夠,常常無法查出。如某電廠對一臺300 MW發電機進行1 MPa、8 h水壓試驗,未發現漏點,后提高至1.2 MPa,8 h亦未找出漏點,但進行1 MPa氣密試驗即能找出明顯的漏點。類似的事例曾不只一次地發生過,故氣密試驗法(開始充含氟利昂壓力為0.1 MPa氮氣或壓縮空氣,最后達到額定壓力,用肥皂水涂沫或用鹵素檢漏儀檢測漏點)應作為檢查定子繞組漏水的主要手段。現場采用氣密法時,試驗前需將水回路內水分排除并吹干,清除積水死角。
近年來,國外十分關注動態應力對密封的影響,有的制造廠已擬定和執行冷熱水交替試驗法,以確保密封質量和絕緣質量。我國有的電機廠也列入了冷熱水試驗法(施加周期性熱負載法)。該方法的要點是,在定子繞組水回路通入0.5 MPa的合格凝結水進行循環。在循環過程中將水溫加熱至75~85 ℃,并保持1 h,然后將水溫降至環境溫度并保持1 h,如此重復進行2~3次,水溫升降速度為20 ℃/h。每次將水溫降至環境溫度后,檢查定子各部分(繞組端部接頭、絕緣引水管、匯水環及引線等)有無滲漏點。

2 水內冷定子及轉子繞組堵塞
水內冷定子及轉子繞組堵塞也是一種常見故障。其故障原因主要有二類:
(1) 由于內冷水質不合要求,形成沉淀的氧化物而堵塞。如某電廠一臺QFS-125-2型發電機,因內冷水的pH值偏低(6.2~6.4),發電機轉子繞組有氧化銅沉淀物腐蝕并堵塞內冷孔。分析證實,pH值偏低時內冷水呈酸性,從而加速對銅導線的腐蝕。70年代末及80年代初,國內曾有多臺發電機出現因水質不合格而形成空心銅線腐蝕結垢、堵塞釀成的繞組過熱燒損事故。后經提高pH值(7~8),結垢堵塞問題已基本解決。國標GB/T 7064-1996《透平型同步電機的技術要求》對內冷水質作了以下規定:
  ①水質透明純凈、無機械混雜物;
  ②20 ℃時的導電率:0.5~1.5 μs/cm;
  ③pH值7~8;
  ④硬度<2。
  經多年實踐證明,水冷定子或轉子繞組水質凡符合以上規定者,已不再發生腐蝕及阻塞事故。
(2) 堵塞的另一原因是制造廠及運行單位在電機安裝及大修時,將異物(膠皮墊、石棉泥甚至抹布等)遺留在水回路內。多年來,這種故障在一些200~300 MW發電機上時有發生。嚴重者造成被堵回路絕緣過熱燒損,進而形成接地短路事故。
  杜絕異物堵塞的根本措施是嚴格控制電機裝配及檢修工藝和相應的檢查制度。此外,應按相關的標準及規程進行反沖洗及流量試驗。
  熱水流試驗是近年來制造廠檢查大型發電機定子水回路有無堵塞的非常有效的措施。具體作法是,在定子進水端絕緣引水管中部貼敷熱電偶,先通溫度至少超過冷水溫度10 ℃以上的熱水,當所有測點溫度接近時,停熱水循環,然后再開啟冷卻水泵,如水回路堵塞則溫度下降得很慢,如圖1所示。

 

運行中,防止發電機定子繞組水回路因堵塞而導致燒損的主要監視措施是嚴格執行GB/T 7064-1996規定:對功率200 MW及以上的發電機,定子繞組有一個單獨出水支路的同層各水接頭溫差大于8 K時,要仔細檢查,當溫差大于12 K或槽內溫度超過85 ℃時應立即停機。

3 關于定子繞組端部手包絕緣狀態試驗
1983~1995年,國產200 MW汽輪發電機(QFQS及QFSN型)總共有20臺發電機發生過24次因端部線圈故障形成的相間短路事故。類似事故在國產300 MW發電機上也發生過,造成很大損失。短路事故的主要原因是端部固定結構設計不合理、絕緣工藝馬虎、銅導體焊接工藝差、材料選用及檢驗不合格等。機內氫氣濕度大,達不到標準要求,往往是事故發生的誘因。針對定子端部引線手包絕緣整體性差、鼻部絕緣盒(環氧泥)填充不滿、絕緣盒及線棒主絕緣末端及引水管搭接處絕緣工藝不良等突出問題,國內有的單位曾提出過用表面電位法(又稱電位外移法)檢查端部絕緣狀態,取得了一定效果,受到現場重視。從檢測絕緣狀態的有效性考慮,這種方法是可用的,但這種方法主要是用來檢測端部的微滲漏水故障,不能作為絕緣強度的評估手段,即應用上有一定局限性。此外,將局部泄漏電流在一段電阻上的壓降稱作“表面電位法”尤其“電位外移法”,也是不夠科學的。
目前,制造廠及電廠采用的局部泄漏電流法,是沿用過去長期采用的直流加壓測漏泄電流來判斷絕緣狀態的好壞,從有效性、實用性及科學性來衡量都是可取的。局部泄漏電流法可按正接線方式或反接線方式進行。正接線方式,即定于線圈通水并施加直流(發電機)的額定電壓,用裝有100 MΩ電阻串接微安表接地的絕緣桿逐點測試包有鋁箔的端頭;反接線方式,即定子線圈不通水經100 MΩ接地,在包裹鋁箔的端頭處外加直流 (被式發電機的)額定電壓,測試時用絕緣桿將直流高壓導線引出,在包有鋁箔的端頭處逐點加壓測試,并在直流微安表穩定后讀數。
  原電力工業部頒布的DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規程》,已將局部泄漏電流法作為首選方法與測100 MΩ電阻上的電壓降(即表面電位法)并列。其要求如表1所列。

表1 定子繞組端部手包絕緣狀態的允許值

  部  位允 許 值
 手包絕緣引線接頭,汽機側隔相接頭

 a. 20 μA
 b. 100 MΩ電阻上的壓降為2 000 V

 端部接頭(包括引水管錐體絕緣)和過渡引線并聯塊

 a. 30 μA
 b. 100 MΩ電阻上的壓降為3 000 V

注: a為局部泄漏法,b為表面電位法。

4 定子繞組端部振動大、松動磨損造成的相間短路和接地事故
國產200 MW、300 MW系列發電機曾多次發生過定子繞組端部固定結構及工藝不良,運行中振動大引發的線棒與固定部件松動、磨損,鼻部空心導線漏水,造成接地和相間短路。國產200 MW發電機自1983~1992年10年間發生的19臺次相間短路事故中,有相當一部分與定子繞組端部固定結構不良直接有關。某電廠一臺QFN-300-2全氫冷300 MW發電機運行6年后,在4個月內連續2次發生定子相間短路事故,經檢查定子端部線棒并頭套多處被燒斷、通風管及股線多處燒熔。經分析認定,事故原因是定子繞組端部固定結構不良,特別是鼻部整體性差、運行中振動過大、導致上下層線棒電連接導線疲勞斷裂,引起電弧燒損。此外,通風管振動使絕緣磨損引起環流,造成通風管裸露更加重了事故的破壞程度。
我國自法國GEC-ALSTHOM公司引進的3臺660 MW汽輪發電機由于定子引線支撐結構設計不良,引線的自振頻率未避開100 Hz附近的共振范圍;固定引線的玻璃布棒自身剛度較差,不能抑制引線在電動力作用下所引起的振動,運行中發生共振,造成多層連接盒下部與引線的焊接部位開裂,引線燒斷漏水,導致定子單相短路和接地事故。
我國自俄羅斯《電力》工廠引進的一臺TBB-500-2EYK3型500MW汽輪發電機累計運行不到15 000 h,定子繞組端部勵磁機側即因制造質量原因導致端部固定件(綁環間的撐塊)松動,掉落至線圈背部,磨穿線圈主絕緣、磨掉底層實心銅線進而磨穿空心銅線造成漏氫事故。經驗查,端部線圈磨損嚴重且是大面積的,其中有9只線圈被磨壞,檢查處的磨點數20余處,磨坑深度嚴重者達6~6.5 mm;綁環間的撐塊(最嚴重者為第一環與第二環之間)松、活、脫落者占90%以上。由于定子端部損壞嚴重,最后由國內制造廠對定子端部做了整體改造,更換了全部上層線棒及部分下層線棒。
近期,另一電廠對一臺TBB-500-2EKY3型500 MW發電機定子檢查后發現,端部二側均有大量黃粉出現,具有明顯的磨損特征,電廠已對發電機端部結構進行改造和處理。
研究分析表明,大型發電機定子繞組端部受到的二倍頻電磁力遠比中小型電機為大。當發電機定子繞組的槽部固定,端部支撐及綁扎固定結構的設計及制造工藝達不到要求,特別是端部繞組的固有頻率接近2倍工頻(100 Hz),運行中將會產生較大的諧振振幅。如端部整體模態頻率接近于100 Hz且為橢圓振型時,運行中即會引起嚴重的電磁振動,使固定結構件松動,絕緣磨損而引發短路事故。
我國電力行業標準DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規程》,規定了汽輪發電機檢修中必要時應進行定子繞組引線的自振頻率測量。國家電力公司2000年頒布的《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》中規定,為防止定子繞組端部松動引起相間短路,大修時應檢查定子繞組線圈的磨損、緊固情況。200 MW及以上的發電機大修時應做定子繞組端部振型模態試驗,發現問題應采取針對性的改進措施。對模態試驗頻率不合格(振型為橢圓,固有頻率在94~115 Hz之間)的發電機,應進行端部結構改造。
   
5轉子繞組匝間短路和接地故障
轉子繞組匝間短路是一種常見故障,以往中小型汽輪發電機轉子繞組匝間短路故障中,相當一部分是因運行年久的轉子繞組熱變形或運行溫度過高導致匝間絕緣破壞所引起的。200 MW及以上大型汽輪發電機轉子匝間短路故障多發生在運行時間不長,由于制造時嵌線工藝及檢查制度不嚴所引起。由金屬屑粒殘留在轉子內部引起的匝間短路即為這類故障的典型事例。如某電廠3號發電機(國產QFSN-600-2型600 MW發電機),1998年并網運行168 h后的一次大修中即檢出殘留在1極面、第8套線圈、第5~6匝之間,由金屬屑形成的匝間短路。類似的情況在國產200~300 MW發電機轉子上也發生過:圖2(b)是一臺從法國CEM公司引進的300 MW發電機轉子繞組端部導體因焊接后未認真清理,由焊渣磨破匝間絕緣形成的嚴重匝間短路的檢測波形。該機轉子繞組共14套線圈。1990年大修時共檢出8套線圈端部有17處匝間短路點。

 

圖2 轉子匝間檢測波形
(a)200 MW發電機正常波形;(b)300 MW發電機匝間故障波形

值得提出的是,近幾年有數臺國產OFQS-200-2型發電機轉子繞組接地事故皆是由初始匝間短路引起的。如某廠一臺QFQS-200-2型發電機,因制造廠在轉子下線完畢并裝好槽楔,熱套護環之前,加工轉子本體二端的固定卡環槽時,車削下的金屬屑殘留在端部繞組的縫隙中,未被認真清理。發電機運行后有2套線圈上層面匝之間發生嚴重金屬性短路(該機轉子有16套線圈,每套10匝,共短路20匝),導致運行中發生陣發性劇烈振動。取下護環后發現,該2套線圈靠近端部拐角處,二頂匝銅線均被燒傷,電弧燒透了對應部位護環內側的2層5.5 mm厚的環氧玻璃布扇形絕緣瓦,與護環粘接接地。近幾年,幾臺200 MW發電機轉子接地事故的起因及特征都十分相似,有的甚至將護環嚴重灼傷,不得不返廠修理。
  檢查轉子繞組匝間短路最有效的方法首推微分線圈動測法。我院近20幾年來曾用此法在40余臺容量自6~300MW的汽輪發電機上進行過檢測,證明此法不受外部條件及匝間短路故障點在槽中位置的影響,是一種可信度較高的檢測方法。目前,國內外的一些大型汽輪發電機上有的已裝有這種在線監測裝置。
  多年來,在現場廣泛采用的交流阻抗法有簡便和較準確的優點,對同一臺機組,在相同狀態下,交流阻抗和損耗的比較,亦能判別轉子繞組是否存在匝間短路及其嚴重程度,但交流阻抗法測試結果受外部條件影響的因素較多,尚不能作為判斷匝間短路的主要依據。在某些條件下,如能分別測得轉子每個極的交流阻抗進行比較,則能提高交流阻抗的準確性。
  轉子繞組接地亦是發電機運行中的一種常見故障。近20年對200 MW及以上的大型發電機事故統計資料表明,制造時因工藝及檢查措施不嚴是一主要原因。如某廠一臺國產QFSN-300-2型300 MW汽輪發電機,運行不到2年即發現轉子接地信號頻繁出現,后用交流燒穿法燒成穩定接地后,檢測出轉子一個槽楔下有一條直徑0.33 mm,長13 mm的細長銅屑,顯然是制造時轉子未清理干凈遺留的金屬切削物。
  轉子繞組接地故障常常是不穩定性接地,即接地現象的出現往往與電機的轉速或負荷狀態有關。此時應將不穩定狀態“燒”成穩定狀態,再找出接地部位并進行處理。采用交流燒穿法時燒穿電流可選為5~15 A。過大的燒穿電流不會使接地故障部位擴大或損傷轉子表面。因為電流太小(如小于5 A)往往達不到穩定接地的目的;電流適當大些不會燒傷轉子,并可能清除由集中的導電粉塵形成的接地故障。
  檢查轉子繞組接地故障點最有效的方法是對地電位法及大電流法。
  轉子繞組接地是嚴重威脅發電機安全運行的故障。轉子繞組由一點接地發展為二點接地時,不僅會損傷轉子繞組及本體,還會引起電機劇烈振動和大軸磁化燒軸、燒軸瓦等嚴重后果,故歷年電力部門頒發的《發電機運行規程》規定,隱極式發電機的轉子繞組發生一點接地時,應立即查明故障的地點和性質,如系穩定性的金屬接地,對于容量在100 MW及以上的轉子內冷發電機,應盡快安排停機處理。對于100 MW以下的發電機,則應在勵磁回路中接入二點接地保護裝置,并盡可能地及時安排停機檢修。

6 汽輪發電機組的軸電壓、轉軸的磁化與退磁

6.1 軸電壓產生的原因及危害
  軸電壓是汽輪發電機運行中一個值得注意的問題。大型汽輪發電機,如對軸電壓抑制或防護措施不當,將會產生電機大軸、軸瓦及汽輪機動靜部分磁化及燒傷的嚴重后果。
  軸電壓主要是由于以下4種原因產生:
  ①汽輪機低壓缸靜電荷引起的軸電壓;
  ②發電機制造或運行中因磁路不對稱引起的軸電壓;
  ③靜止勵磁系統脈動分量引起的軸電壓;
  ④轉子繞組匝間短路產生的單極電勢。
  ①~③項所引起的軸電壓正常條件下大都是幾伏至幾十伏,嚴重時高達幾百伏的交流電壓或直流(項①)電壓。選配連接電阻或阻容參數,裝于汽輪機或發電機軸端的接地電刷,以及在發電機 (勵磁機側)軸承底座加裝可靠的絕緣墊片等,可抑制或防止軸電壓和軸電流所產生的危害。
  由轉子繞組匝間短路在轉軸內形成的縱向磁通,不僅穿過軸頸、軸瓦,而且能穿過汽輪機的動靜部分的葉片、隔板及汽缸壁,使這些部分磁化,并產生單極電勢。
  正常情況下,微弱的磁化所產生的單極電勢僅為毫伏級,但轉子存在嚴重匝間短路或二點接地時,單極電勢將達幾伏至十幾伏,而發電機軸承油膜被擊穿或汽機動靜部分因脹差過小而接觸時,其產生的單極電流沿軸向流通,將達數百安培,不僅會燒損軸頸、軸瓦、汽輪機動靜部分,影響汽機串軸保護正確動作,且會使這些部分磁化加劇,給機組檢修工作帶來困難。因而,對由于多種原因積累引起的大軸磁化及發電機事故后大軸的嚴重磁化,必須進行退磁。
6.2 退磁方法及對退磁效果的評估
  有直流退磁和交流退磁2種方法。對于發電機轉子、汽機轉子及汽缸壁等大尺寸部件,宜用直流退磁法;退磁的基本原理是將繞有退磁線圈的被退磁部件,周期性改變線圈中電流的方向,并逐漸減小電流的大小,使被退磁部件的磁場強度逐步減小,最終使其剩磁達到最小。為有效達到退磁的目的,退磁的安匝數應選為被退磁部件剩磁最大值的4~5倍,并注意第一次退磁安匝產生的磁通方向,應與剩磁方向相反,退磁電源可選用備用勵磁機或直流電焊機。
  根據對多臺100~300 MW大型汽輪發電機組退磁的經驗,經過退磁的部件最后剩磁,軸頸及軸瓦不大于2×10-4T,其他部件不大于10×10-4 T,即連大頭針也吸不住時,即認為合格。

7 大型汽輪發電機的狀態監測及維修
當前,我國正處在大電網大機組發展時期。針對大型發電機結構設計及運行特性等一系列新的特點,與其安全可靠運行密切相關的試驗檢查方法的內容及特點必須與之相適應。近十幾年來,我國曾先后制訂過汽輪發電機的一系列設計、制造、試驗、安裝、檢修及運行標準和規程,有的根據IEC及國外行業標準增補了一系列新的內容,為提高產品質量和運行水平并與國際標準接軌提供了保證。今后,將繼續進行這項重要的技術基礎工作。試驗相關標準及方法也根據新的技術信息和經驗不斷改進和補充。如有關絕緣試驗方法正從破壞性試驗向非破壞性試驗過渡;發電機運行狀態的監測也正從傳統的離線方式向在線監測方式過渡,并進一步形成狀態監測系統,如局部放電監測(RFM)、過熱監測(GCM)、定子繞組端部振動監測(SEVM)、轉子繞組匝間短路監測(RSTD),等等,使許多運行故障能被早期發現和處理。將來的發展方向是從傳統的定期維修轉變為預知維修。預知維修或狀態維修是一種先進的現代化技術管理方式。它克服了定期維修帶來的設備過修或失修的弊端,有效地提高了設備的運行可靠性。欲達此目的,首先要求發電機的制造質量及運行維護均需達到較高水平。即運行維護人員整體素質較高,設備基礎管理較好。發電機具備實施預知維修條件后,對延長發電機平均無故障時間、縮短平均修理時間、減少檢修與維護費用將十分有利和必要。

8 參考文獻

[1] 李偉清,汽輪發電機故障檢查分析及預防,北京:中國電力出版社,2002.
[2] 陳維榮,電力系統設備狀態監測的概念及現狀,電網技術,2000,24(11):12~17.

 

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