防止发电机故障2【京能集团反措讲课】

12防止定子线棒绝缘磨损的制造厂措施绕组端部紧固系统设计和制造工艺问题汽轮发电机定子绕组端部结构采用新技术、新标准采用先进的绕组轴向可以自由伸缩的柔性支撑结构执行定子绕组端部固有频率和测量的新标准先进的端部紧固方式设计严格的施工工艺管理3防止定子线棒绝缘磨损的试验措施若发现定子绕组端部结构有松动现象，除重新紧固外，还应进行振动模态试验，确认固有频率是否已避开双倍频（100Hz）定期检查端部结构和进行模态试验端部结构随运行时间的劣化实例（华北某电厂）把定期的模态试验和端部检查工作结合4某电厂300MW汽轮发电机实例检修中发现定子绕组端部严重松动（4根支架螺栓脱落、12根螺栓松动、6处线棒绝缘磨损，其中一处露铜）。修复前模态试验，存在101Hz的七瓣振型（模态阻尼1.58%）和112Hz的八瓣振型(模态阻尼1.88%)，端部松动与共振可能有关系。检修中修复了绝缘，重新紧固了端部，复测模态时发现从89.5Hz~137.9Hz之间无固有频率，原有的固有频率模态阻尼从不到2%升高到4.45%，达到比较理想的端部结构状态，既证明了检修的效果，也说明发电机出厂时端部结构应该是合格的，运行几年后逐渐发生松动，端部线棒的固有频率和模态随之改变，因为有了靠近双倍频的振型，更加重了松动和磨损的程度。这一例子说明，出厂时端部结构测试合格的发电机，运行一段时间后可能会发生变化，定期检查端部结构和进行模态试验是必要的。5防止定子线棒绝缘磨损的检修措施加强预防性检修仔细检查发电机定子绕组端部的紧固情况查找是否有绝缘磨损的痕迹，尤其是发现有环氧泥时，借助内窥镜等工具进行检查6防止定子线棒绝缘磨损的在线监测措施开展状态检修监视发电机运行监视发电机定子绕组端部振动情况（GB/T20140-2006）加装在线监视端部振动的设备，监视端部线棒振动的振幅监视发电机定子内冷水系统的漏氢情况（GB/T7064）对内冷水箱中含氢量进行监测建议安装发电机在线监测漏氢浓度的装置7监视发电机定子内冷水系统中漏氢情况意义重大定子内冷水箱中有氢气逸出表明：可能线棒绝缘磨损水接头密封失效焊缝开焊绝缘引水管损伤等水系统泄漏可能引发相间或对地短路事故。2008年发布的新版GB/T7064《隐极同步发电机技术要求》：水箱上氢气浓度2％报警、10％申请停机。8防止内冷水管路堵塞事故实例1.河北某厂1#机，定子线棒堵塞击穿。2004年2月5日，13槽汽端上层出水盒3/4被纸巾堵塞，导致13，14上层线棒R处裂纹击穿。教训是未落实25项反错，层间测温元件，温差16ºC还在带负荷620MW。2.河北某厂2#机定子线棒堵塞，2004.9.10完成168试运,11.20开始个别同层出水温度差13c,临修、小修反冲洗无效个别线棒流量差仍超过10%。2006年2月大修决定更换4,7,9,13,31,5根下层线棒和所有上层线棒后问题得到解决.原因是运行水质不好和制造厂残水引起的腐蚀。600MW汽轮发电机水系统故障实例定州电厂1＃和2＃发电机均发生过故障，如图。910安徽某厂2#线棒接头漏水1992年投运，2004年增容改造至630MW，2004年12月26日线棒水接头8处漏气不漏水，4处漏水，后3处补焊成功，1处堵空心线。原因：水质差引起冲蚀。内冷水系统故障最新典型案例我国某电厂一台1000MW超超临界火电机组，日本日立公司生产，自2006年(投运不到一年)发现定子内冷水进水压力逐渐升高、流量逐渐下降。具体数据：2006年11月27日水压374kPa时水流量128t/h，到2007年8月26日压力485kPa而水流量仅119.2t/h压力增加约30％，水流量反而降低7％11内冷水压力、流量及启停时间曲线12内冷水进水压力内冷水进水流量机组启停时间12空心导线堵塞情况将部分绝缘引水管拆下，用内窥镜由定子线棒鼻端水电连接头处对空心导线进行检查。检查发现：已拆开的4根线棒汽侧（出水端）堵塞严重，部分空心导线接近堵死；励侧（进水端）检查未发现明显异常。13汽侧（出水端）线棒空心导线照片13堵塞物化验成份含量Cu（%）72.05Fe（%）0.48总硬（%）4.95备注换算后：CuO：90.05%，Fe2O3：0.69%，总硬:4.95%，P2O5:0.13%,SiO2:0.0085%，主要成分是铜。14对冲出的黑色粉末状物质进行化验，其中铜元素占72.05%，换算为CuO占90.05%，说明堵塞物主要为铜腐蚀生成。1415水内冷绕组水路堵塞故障分析堵塞的化学形成机理：内冷水对管壁的腐蚀生成的铜离子结垢，有时可反冲出絮状物（铜化合物），在同样水压下有水流量明显减少现象。另一种是异物进入水系统，如某电厂600MW新机168时烧损线棒，找到堵塞物餐巾纸。气堵：过热水蒸汽或其他气体气泡聚集。16部分厂家对水质的要求（参考）铜线：中性贫氧系统含氧20ppb,PH7离子树脂更换期12~15月,若达到以下值时更换树脂:系统水导电率0.5μs/cm，离子交换器出口水导电率≥0.2μs/cm，系统中含铜≤20ppb，离子交换器出口含铜≤5ppb。铜线：富氧系统正常含氧》2000ppb，最小1000ppb，最大6000ppb导电率0.5μs/cm，混合床；0.5~2.0μs/cm,阴阳分床;报警6.0μs/cmPH值：混合床6.5~7.5，阴阳分床8.0~8.5，冷凝床7.0~9.3.不锈钢：含氯1000ppb，PH值7，导电率0.5~1.2μs/cm。17水酸碱度与铜线腐蚀的关系曲线18内冷水质控制标准和实际情况内冷水标准：DL/T801-2002规定pH值7～9，含铜量40g/L，电导率2S/cm。研究表明：理想情况pH值是8～9腐蚀最小，含铜量应该能够做到20g/L，电导率则放宽到2.0S/cm，否则pH值很难高于8。该标准已经被修订为2010版。2008版GB/T7064：pH值8～9，含铜量20g/L，电导率0.4S/cm～2.0S/cm水质控制情况：目前大量电厂pH值达不到8，甚至低于7.5，需要对水处理设备进行改造。GB/T7064-2008隐极同步发电机技术要求中关于内冷水水质的有关规定一、用空心铜线：贫氧系统富氧系统a)水质透明纯净，无机械混杂物b)电导率（25℃）0.2~2.0s/cm0.3s/cmc)pH（25℃）8.0~9.06.5~7.5d)硬度2mol/Le)含铜量≤20.0g/L≤20.0g/Lf)含氧量20ppb≥2000ppb二、用不锈钢空心线a)水质透明纯净，无机械混杂物b)电导率（25℃）0.5~1.2s/cmc)pH（25℃）6.5~7.5d)含氯1000ppb.19pH(25℃)电导率(1)(25℃)μS/cm含铜量μg/L溶氧量(2)μg/L8.0～9.00.4～2.0≤20——7.0～9.0≤30注：1为防止pH过低设定下限。2仅对pH8时控制。2010年发布的DL/T801-2010中关于空心铜导线内冷水控制规定20DL/T801-2010中关于空心铜导线的几点说明：将pH值由7升至8时，铜的腐蚀率可下降为1/6；由从8升至8.5时，腐蚀率下降为1/15。提高PH可采用Na型混床、补凝结水、精处理出水加氨、加NaOH等方式。因直流泄漏和耐压试验需要，可临时将电导率降至0.4以下。2123防止内冷水管路堵塞措施严格按照厂家要求和最新标准控制内冷水水质，当检测出水质不合格时需要采取措施和加强检测频度，必要时更换水处理设备。内冷水系统的经常性反冲洗检修时分支水流量的检测（超声法）检修时的热水流试验（JB/T6228-2005）安装和调试时注意管路是否符合要求（水阻小：管径足够大和减少不必要转角；不得随意加减管路和节门）运行中水压力和水流量的监视和控制。24注意防止因水路堵塞引发绝缘故障堵塞的严重后果：局部线棒温度过热导致绝缘损坏。反措规定线棒温度及温差、水支路出水温度和温差比较的限值，必要时降负荷直至停机检查，避免堵塞故障扩大为绝缘事故。迅速而及时的紧急降负荷可以防止局部过热故障扩大为发电机线棒烧损事故，如某600MW发电机的引线烧断事故，过热持续6分钟，为此更换53根线棒。在集控运行的DCS中提前做好事故预案。即使误判，紧急降负荷的损失远小于非停。值得研究。25发电机护环应力腐蚀故障实例QFQS-200-2(50Mn18Cr4WN)2000年3月护环裂纹数长度(mm)深度(mm)励侧外表面713~285~8汽侧外表面2310~123~5汽侧内表面26励侧内表面13有些裂纹用肉眼可以直接看到26汽、励两侧护环全部判废发电机机内湿度超标是护环应力腐蚀裂纹主要原因曾对华北电网42台发电机护环进行的超声波检查和覆膜金相检查统计：–有应力腐蚀的护环占25.7%，因应力腐蚀裂纹而更换的护环占16.6%发电机护环应力腐蚀故障实例故障原因及后果27防止发电机护环应力腐蚀的措施更换为18Mn18Cr钢护环发电机护环抗应力腐蚀优选钢材料该材料价格较高，而且目前主要靠进口GE公司规定18Mn5Cr钢护环使用6年要更换，并建议更换为18Mn18Cr钢护环。西门子公司称其为“免维护护环”，并认为因维护上减少了支出，可很快收回投资。28防止发电机护环应力腐蚀的措施降低发电机氢气湿度发电机内氢气湿度过高是50Mn18Cr4WN护环发生应力腐蚀裂纹的主要诱因降低氢气湿度的主要措施是：严格执行发电机有关标准：发电机内的氢气湿度用在露点温度表示时允许值为-25℃~0℃防止向发电机内漏油保持发电机氢气干燥器运行良好，建议用吸附式干燥器代替冷冻式（故障率高、除湿能力差）。29转子绕组匝间短路或接地故障发电机事故实例–投运不到两年的一台QFSN-300-2型汽轮发电机运行中发生转子绕组匝间短路接地故障–检查发现汽侧护环下绝缘瓦烧损，有短路放电、铜线烧损痕迹–绝缘隔板表层炭化–对应绝缘瓦烧穿处的护环内壁上有一块黑色金属物的滴熔区（80mm×50mm×3mm）30转子绕组匝间短路或接地故障实例－－该机后果严重事故发电机的抢修情况–造成护环损伤，打磨掉裂纹后呈直径近100mm，深10毫米的凹坑，真是碗大个疤，为此更换新护环（当时没有现货，半年后更换）。–密封环下密封瓦及转子轴颈因轴电流大面积烧伤。–转子大轴磁化，为此转子和轴瓦等进行退磁工作。–事故抢修时间持续一个多月。31转子绕组匝间短路或接地故障该发电机转子匝间短路故障原因分析制造质量不良是主要原因机内遗留异物的可能性比较大（化验铝成分多）发电机运行中机内漏油现象严重32转子匝间短路的概念1.何谓转子匝间短路：2.转子匝间短路的分类（1）稳定性转子匝间短路（2）动态转子匝间短路3.转子匝间短路的患害轻微的匝间短路虽能运行，发展到一定程度机组振动大带不上无功就影响运行,更为严重的是它会发展成转子接地烧伤大轴或护环，使大轴磁化或弯曲，后果很严重。因此一经发现转子匝间短路就要及时处理切勿掉以轻信！33转子匝间短路原因局部过热引起绝缘老化：早期云母绝缘，绝缘老化造成匝间短路。现在采用的匝间绝缘是具有很高电气性能和机械强度的绝缘材料（MONEX复合纸）。机械损伤：制造或运行过程中，匝间绝缘损伤，易造成匝间短路制造不良：线圈形状不整齐，或厚薄不均，磨损绝缘；线圈通风孔周边倒角去毛刺不彻底；匝间绝缘固定不良，匝间绝缘移动错位。异物短路：制造过程中或运行过程中，金属性异物（如铁屑等）进入转子，造成匝间短路。污染：发电机内进油，污染转子线圈表面，造成转子匝间爬电，形成短路。34转子绕组匝间短路概念1.转子绕组匝间短路是比较常见的故障，轻者尚可运行，重者会发展成转子接地事故。引起的原因分叁种：第一种是制造或运行过程中有金属异物侵入，第二种是制造中转子绕组匝间绝缘有缺陷。第三种是气隙取气转子长期作两班制调峰运行后，组成每匝的两根铜线之间磨损出铜粉。2.判断转子