内容发布更新时间 : 2024/6/17 0:31:29星期一 下面是文章的全部内容请认真阅读。

透平发电机故障诊断

前言

在线与离线监测是故障诊断的基础，故障诊断是在故障发生后往往需要发电机停机解体来判断事故原因，制订修复方案寻找反事故措施，所谓专家系统是将各种故障诊断知识，因果关系汇编成逻辑关系供故障诊断参考。三者有联系但又是独立的三个分支。本文以大型氢水冷却发电机为例根据故障类型分析可能原因寻找处理对策。 1 故障诊断

从运行中总结经验，分析故障原因找出对策，推广实施以避免同类故障重复发生这是提高可靠性的重要一环。

从以往经验看，故障原因属设计制造方面的约占1/2，属安装和运行的各占1/4。属设计制造问题的应力争将问题解决在产品出厂前制造厂内。

故障诊断是项很复杂的工作，特别是对综合性故障,需要组织有经验的专家到现场进行分析，既要掌握方向排除干扰又要注意细节，找出故障特征、故障始发点，根据运行记录、故障记录、故障分类推测故障原因，有时需要现场试验、物理模拟、数值计算等佐证。

发电机保护只能避免事故扩大很难避免事故的产生，发电机容量越大，电磁负荷就越高，一旦定、转子烧损，定子铁心烧损发生的时间虽很短而需要修复的时间却较长，并且有的在电厂现场很难处理，停

机时间长事故损失较大。

对制造厂因设计、工艺问题而引起的群发性重大事故应采取类似“汽车召回制”之类的应急措施，通知相关用户分期分批作好停机待修的准备，使损失控制到最小程度。历史上，TQC系列空内冷转子绕组变形堵塞；QFN—100—2机液压定子线棒因形状差引起的线棒振动磨损，转子线圈因侧面铣槽引起的过热堵塞；国产200MW发电机定子绕组短路；QFS系列转子水内冷引线断裂……等都属于这种群发性典型事故，其教训是深刻的。

历年来我国有关部门对发电机事故作了大量的统计工作，有按年份的事故率统计；有按容量档次分类统计；有按制造厂统计；有按发电机事故部位的分类统计；有按事故原因的分类统计。这些资料都从不同角度给出了事故与其相关因素的关系。从故障诊断视角应着力于故障模式（故障分类）分析。从异常现象→可能原因→反事故措施。表1为事故统计的一个示例。

1.1 定子故障模式分析

表2为定子常见故障分析（主要对水氢氢冷却的发电机）

表1 1993-1995年300MW发电机事故与故障概况

序 项目 号 总数 百分比（%） （1）发电机定子内冷水系统问题（断水、堵塞、引水管破裂等） （2）定子绕组空心导线漏水 定子占29% 发电机 1 本休 53 （3）定子端部线圈存有金属异物 （4）定子绕组端部松动、磨损 （5）定子绕组绝缘不良 （6）转子绕组空心导线及绝缘引水管漏水 转子占6% （7）转子绕组严重匝间短路 3.4% 励磁 2 系统 45 32.6 （2）励磁调节器元件损坏 （3）转子滑环环火 （8）其它 （1）MK断路器挂闸不好，机械断裂 故障 占事故总数的 事故与故障的原因 次数 29 4 1 4 2 7 2 5 4 8 4 事故 1

（4）整流柜温度高 （5）主励振动大、副励定子绝缘烧损 （6）主副励磁机不同心 （7）失磁 （8）其它 其它 3 设备 40 28.9 因封闭母线、断路器、互感器、电缆、变压器等设备引起的机组停电 2 2 1 14 10 40

表2 定子常见故障分析

机理 过热→线棒变形→短路或烧断拉弧 异常现象 A、定子槽内检温计温差超过8℃或温度超过90℃ B、定子进出水压差增加 C、各支路水流量差20%以上 D、长期运行PH值小于7 E、长期水的导电率不合格 F、断水保护动作 A、定子水接头焊接处泄漏 机 械 绝缘磨损或断线→短路 铁心松动→噪声大→铁芯短路 机座共振 局部放电→严重烧电 气 电蛀虫效应→短路

异物钻透主绝缘 损 A、定子绕组振幅超标导致绝缘磨损 B、电接头振断拉弧烧损 A、铁心有异常噪声 B、进风温度与噪声大小有关 C、端部断齿 机座噪声大 振动与转速有关 有表面放电痕迹明显通道 耐压试验时放电严重 漏水→短路 B、定子空心导线裂纹 定子水箱内含氢量超标 C、定子绕组振幅过大接头振裂 D、法兰连接、水接头连接松弛 E、波纹管裂纹 A、定子端部绕组椭圆型固有振动频率不 合格引起共振 B、绕组固定不好 A、铁心松动特别是定子两端铁心 B、某些结构铁心夹紧环松 A、做模态试验采取措施改变频率降低振幅 B、加固 A、重新压紧铁心 B、做铁心发热试验消除热 点 A、改变机座固有振动频率 B、调整压紧定子底脚垫片 找正原因对症下药 A、打水压或气密试验找出 漏点补焊 B、若与振动大有关应减振 A、有异物堵塞 B、是否铜腐蚀堵塞 C、或气堵（定子引线水流量低） D、查定子水泵 查找可能原因 处理指南 A、先降负荷 B、后反冲洗 C、反冲洗不行则要取出被 堵线棒 D、若铜腐蚀就要酸洗 机座共振 A、手包绝缘处质量不合格 B、定子端部受潮或出厂固化不好 C、线棒端部防晕处理有问题 D、机内氢气湿度超标 加强清洁度 槽部或绕组端部有铁磁物质 1）定子内冷水系统堵塞

定子水路堵塞引起的破坏机理是堵塞→线棒过热→出槽口R处变形→主绝缘开裂、铜线裂纹→短路烧损。 堵塞有三种不同原因：

(1)异物堵塞：如定子水路中法兰橡皮垫龟裂、焊料、过滤网破裂、水接头铜垫圈……等等这些都是制造或检修过程中误入的。

(2)由定子铜线氧化积垢而引起的堵塞主要是水质有问题。GB/T7064中有水导电率为0.5~2.0μs/cm要求，它通过旁路10%的水流过离子树脂处理装置来实现。要求PH（25℃）8.0~9.0，它通过加碱装置来实现，如图3所示PH值对氧化铜生成是至关重要的。另外水中含铜量要≤20.0mg/L，这三项规定都是防氧化铜积垢的措施。当然能以不锈钢管代铜更好是比较彻底的

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解决办法。

发电机长期停机时要将定子水系统吹干，否则残水会腐蚀铜线引起堵塞。若定子线棒制造过程中需要水压和流量试验则要将残存的自来水吹干，否则也会腐蚀堵塞。

(3)由气堵发生的过热和烧损事故已在大机组上多次发生，有的甚至整台定子线圈需在工地重绕，修复工期长达数月。

气堵主要特点是新机带满负荷几百小时内在励端最长环形引线最高处绕毁。以600MW发电机为例可将外45mm/φ内19mm粗的引线烧掉数百毫米之多，过烧的范围和程度与定子接地保护动作时间长短有关。气堵与定子线棒水路结构有关。以国产优化型600MW汽轮发电机为例：该发电机定子为42槽，上

水中含氧量PPb 图3 铜管的平均腐蚀率

下层各42根线棒，从励端汇流管经84根定子绝缘引水管分别向定子上、下层定子线棒供水后再流入汽端汇流管从顶部导出。另一路从励端汇流管流经12根环形引线后并成6路再与主引线、出线瓷套管内导电杆（对于3个中性点瓷瓶还经过中性点母线板）串联，最后通过6根绝缘引水管流入出线盒内的小汇水管,励端小汇水管通过机外的外接管再将水流到汽端汇流管从上面导出，见图4。

定子线棒、定子引线的进水压头是相同的，电流密度也采取相接近的值,所选流道截面使线棒和引线的温升相接近。虽然长短引线并联，但各环形引线的流量根据实测相差不超过10%在允许的范围内，因此，在水路正常时，环形引线的水温不会超过20K，运行是安全的。

从多次事故分析中发现，气堵是引起环形引线过热的元凶，发生气堵的原因如下：

·图4中可拆式短管未折除。为将定子线棒、引线和绝缘引水管中的剩水放尽并彻底吹干，因此有必要设置一段可拆式短管供定子绕组水路排水和吹干用，机组投运前必须将此段管道拆除，否则它会使出线盒小汇流管流量减少。另一方面停机停泵后会使空气进入,容易在长引线的顶部积聚空气堵塞水路，某电厂1台740MW发电机因此出了事故。

·外接水管管径必须按原设计配置。有些电厂不了解外接管的作用将φ45×2.5（DN40）外接管接成φ25×2.5（DN20）至使各引线的水流量大为减少影响冷却效果，另一方面流量减少不能将水中的气体带走，更易形成气堵过热烧毁。表3为某电厂两种不同

外接管管径时引线水流量的变化。

修复前（外接管DN20）线棒出水平均温度比出线出水平均温度低6.4℃。修复后（外接管改为DN40）线棒出水平均温度比出线出水平均温度高3℃。按设计规定,正常时线棒出水平均温度应该比出线出水温度高。

·小汇流管这股水路排气困难是造成气堵的另一个原因。某电厂一台740MW发电机大修中对定子水系统进行了反冲洗，总的水流量增加了5%，但小汇流管这一路水流量反比大修前减少约10%，初步分析认为这一水路存在着气堵现象，后将小汇流管出水流量计处管道拆开排气，使流量从150L/min提高到194L/min，因此停机、停泵后初次通水就应十分注意小汇流水路的排气问题。

预防引线气堵的主要措施是：

·在外接管上装一个流量计，监视小汇流管这路水的流量是否正常，见图4项8。

·在外接管上装一外跑风阀，在起机作排空之用，见项10。

·外接管内径要严格按图配置。

·运行前要将项9拆除，并检查反冲洗阀是否关闭。

以上三个原因所造成的堵塞都不是突然发生的而是渐进的过程。因此，一旦发现定子槽内检温计超标并排除了检温计误报的可能性以后，首先采取的措施就是降负荷待适时停机反冲洗或作其它处理。

由水泵或水箱液面波动引起的断水，断水保护装置会按图5的程序报警或跳闸。

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