g600MW级机组故障情况分析.docx

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g600MW级机组故障情况分析

国产600MW发电机故障情况分析

近些年来，随着电网建设的发展，机组容量逐步从300MW过渡为以600MW机组为主。

随着这些机组的并网运行，逐步暴露出一些问题，这里将已知的国产600MW机组的故障进行分类，分析其故障原因，目的是通过已发生的故障，相互借鉴经验，共同提高机组的运行水平。

1.定冷水回路原因产生的故障

1．发电机绝缘引水管缺陷

根据已掌握的情况，故障主要集中在哈尔滨电机厂的QFSN-600-2YH型600MW机组。

1.1故障情况

2005年11月，大唐王滩电厂＃2发电机在预试中，在加压至60kV时，发现A相泄漏电流摆动严重，经进入发电机人孔反复听放电位置、查找，确定是励侧绝缘引水管有放电的声音，后进一步查找，发现已经有内冷水漏出。

经更换引水管后，直流泄漏电流正常。

发电机投运后，运行一直正常。

图一.绝缘引水管故障部位

2006年3月，大唐乌沙山电厂＃1发电机在并网运行后，带140MW负荷2小时后，定子接地保护动作跳机。

发电机停机，置换气体后，打开发电机端盖人口门，进入检查发电机端部，未见异常，对A相进行直流耐压（带水压），升到4kV后，在励磁A相一根下层线棒（7、8点位置）的引水管有放电（与王滩电厂位置基本相同）。

放电后，发现该引水管中间有水渗出。

遂知道引起定子接地的原因是该引水管有缺陷，导致绝缘下降被击穿。

1.2绝缘引水管及其材质

据有关文献报道，国内外大型汽轮发电机多采用成型的绝缘引水管，绝缘引水管根据设计结构的尺寸和形状经热处理成型，然后根据实际确定尺寸，安装接头。

绝缘引水管的材质一般为纯聚四氟乙烯或改性的聚四氟乙烯，其中纯聚四氟乙烯材料的绝缘引水管在长期冷却水压力下易发生渗漏或裂纹，而改性的聚四氟乙烯比纯的聚四氟乙烯管耐开裂，因此，绝缘引水管材质的化学成分对引水管的性能影响也较大。

1.3故障原因分析

这两次故障都是绝缘引水管的缺陷引起的，分析其原因，极可能是发电机生产厂家在采购或安装过程中，造成绝缘引水管的微小裂纹，从而造成了设备的重大缺陷。

另外，绝缘引水管的材质，也可能存在一定的需改进之处。

为此，应敦促厂家，把好质量关，电厂也应在预试和检修中对绝缘引水管做重点检查，加强定冷水系统的水压试验和直流泄漏测量。

2．定冷水回路堵塞

定冷水回路的堵塞，主要是安装和运行的原因，但也有制造厂的因素（如没有采用符合二十五项反措要求的激光打孔不锈钢滤网）。

2.1异物堵塞故障

国华某电厂600MW机组（上海电机厂产品）,在进行短路试验时发现，13、14、39、40号线棒温度急剧升高，从初始的24℃左右分别达到59℃、59℃、40℃、72℃，而其它线棒的层间温度约在24℃左右，而这些线棒的出水温度与其它线棒相比较，并没有太大的区别，因而误认为是测温元件测量问题。

在提高发电机的氢压和水压后，带70MW负荷运行9小时后，13号线棒温度约为54℃，其余线棒为39℃左右，停发电机进一步检查，发现汽侧13号上层线棒出水处与绝缘引水管接合部位有纸状异物堵塞，汽侧13、14号线棒上层线圈靠近铁心R角处的直线部分有裂纹，随后进行的直流耐压试验发现汽侧40号槽的下层线棒有放电点，绝缘有损害。

定冷水回路堵塞，造成线棒温度过高是发生绝缘损坏的原因。

由于运行时水压的变化，14和39、40号线棒中异物已被定冷水带走，随后的检查没有在这些线棒中发现异物。

另外，由于内冷水温度测点安装在汇水管处，然后外包隔热材料，受汇水管中水流和隔热材料的影响，此处的温度测点并没有真实的反应对应线棒的出水温度。

2．2滤芯及内冷水问题

国华某电厂600MW机组（上海电机厂产品）在运行中发现＃39号线棒出水温度和线棒温度偏高，并且与历史数据比较，有逐步升高的趋势，与其它线棒的温差比较已到达了《二十五项反措》要求的停机12K的限值。

停机后反冲洗，发现有少量纤维状物质，为滤网破碎件。

拆除部分引水管进行吹扫，发现多根线棒有不同程度的黑色污物，化验结果为四氧化三铁和氧化铜为主，说明定子线棒已经有一定的腐蚀。

故障的原因为发电机滤网为纤维状滤芯，而不是规定的激光打孔的不锈钢滤网，造成线棒内有脱落的滤芯材料。

另外，内冷水水质差、PH值偏低也是造成空心导线腐蚀、线棒中污物较多的重要因素。

3．定子绕组空心水管和水电接头漏水

某电厂的考核型600MW机组（哈电机），2003年运行时，发现定子水箱压力偏高，经化验，氢气含量超标。

2004年12月大修时进行气密和水压试验，发现6处水电接头漏气，其中3处漏水。

检查3处漏水的水电接头，2处为水盒本体焊接处有砂眼缺陷，1处存在空心导线泄漏问题，由于空心导线泄漏难于处理，经制造厂计算，堵住了其中一根空心导线。

其它3处漏气处，处理难度太大，未进行处理。

故障主要原因为定子绕组水电接头存在焊接缺陷，存在砂眼、焊料没有完全融化的情况，另外，定子内冷水系统被污染，加速了定子绕组铜材的腐蚀，也是造成定子绕组水电接头和空心导线泄漏的重要原因。

2.发电机引线烧毁故障

哈尔滨和上海电机厂产品均发生过此类故障。

1．故障情况说明

大唐乌沙山电厂1号机为哈电600MW机组，运行中，C相分支C2的引线局部过热熔断，熔渣掉下，进入发电机转子通风道，转子一点接地报警。

C2分支熔断瞬间，电磁力不均衡，7瓦振动瞬间增大至150µm，随后电磁力达新平衡，振动减至83µm。

C2分支承担C相全电流，当时为满负荷，分支通过电流为额定1.725倍（单支额定电流9.62kA），导致C2支路（上层12～18线棒，下层37～1线棒串联）共14根线棒严重过热。

其中7根下层线棒由于散热条件不如上层线棒，线棒出水温升尤其迅速，事故发生仅1分钟后，下层线棒出水温度至高限90度；上层7根线棒，温升稍慢。

C2引线熔断约5分钟后，C2下层线棒因过热破坏主绝缘，造成C相对地短路，发电机零序电压动作，跳主断路器。

发电机在现场共修复、更换了17根线棒（其中下层7根，上层10根），更换了6根环状引线，1根主引线。

事故造成停机共38天。

图二.引线熔断处

湖南金竹山发电厂1号机为哈电600MW机组，2006年7月29日，C2引线烧断，故障位置与乌沙山电厂几乎相同，当时带580MW负荷，定子接地保护动作跳机，事故没有扩大。

某电厂上海电机厂产600MW发电机组在完成168试运行后停机，于2006年06月15日再次开机投运时，发生发电机定子绕组C相C2分支中性点引出线拉弧烧断事故。

2．故障原因

上述故障造成的主要原因是：

发电机引线出水汇流管过细，内径Φ20～Φ32，如发生故障时，湖南金竹山发电厂的机外部分内冷水管内径Φ26，部分机组中间的阀门内径更小（如乌沙山为Φ20），导致引线出水流速较慢，冷却效果较差，若引线的上部积聚有气泡时，气泡将很难被水带走，造成汽堵。

另外，上海电机厂的故障引线还发现包含有杂质（硫、磷等），使导电率上升，发热增加。

针对上述情况，哈电机对水回路进行了改造。

改造后，发电机出线汇流管改为内径Φ38的管道，拆除汇流管阀门，汇流管接至汽侧汇水环底部，而非先前直接接入出水母管。

这就避免了引线出水流速较慢，散热性能差和发生气堵。

改造前后的水回路如下图所示。

图三.改造前的水回路图四.改造后的水回路

各电厂应针对此类故障，加强监造时的引线材质化验，安装时检查引线出水汇流管及中间阀门的内径，改造不符合尺寸要求的管路和阀门，检查该汇流管的安装位置，并严格遵守内冷水的相关规程，防止内冷水回路发生气堵等故障。

3.端部起晕电压过低造成端部绝缘损坏问题

主要集中在上海电机厂生产的QFSN-600-2型600MW机组。

1．故障情况说明

国华宁海电厂#2发电机在临修过程中,发现汽、励两端绕组定子线棒均有绝缘放电烧损碳化故障，均为外层绝缘碳化。

国华浙能2#发电机2006年1月4、5号槽上侧，距槽口约80mm处，绝缘有炭化现象，最深处炭化深度约3mm。

检修时更换了2根定子线棒。

随后，国华公司在其所属的多个电厂的检查中，也发现了类似的故障。

京能岱海电厂＃1、＃2发电机在抽转子检查后，也发现了端部不同程度的放电痕迹。

图五.电晕损坏绝缘的情况

2．故障原因分析

发电机定子线圈在端部和出槽口处，其绝缘表面的电场分布是不均匀的。

当局部场强大到一定程度时，气体就发生局部放电，即电晕现象，电离的气体产生热量和臭氧，以及氮氧化物，腐蚀绝缘，使绝缘性能劣化甚至在运行中击穿。

在氢冷机组中，由于机组与空气隔绝，电晕产生的主要危害为电晕产生的发热。

为了在线圈出槽口和端部形成合理的电压梯度，一般采用两种防晕层型式：

一种是在线圈端部采用中阻和高阻两种SiC涂料，两种涂料形成一定的梯度，另一种是绝缘表面采用SiC涂料和主绝缘中采用导电的中间屏蔽层相结合的方法（如ALSTOM）。

国内一般采用第一种防晕结构。

端部绝缘损坏的原因是：

线棒端部防电晕层在制造时形成缺陷，起晕电压偏低（要求起晕电压为22kV，实测起晕电压10kV），导致发电机正常运行时故障处产生局部放电，另外，发电机的端部适型材料，特别是水龙带固化不好，存在小的气隙也是造成局部电晕的一个重要原因，严重的电晕使线棒表面绝缘材料碳化，碳化又加强了局部放电，造成恶性循环，最终造成绝缘受损。

4.发电机转子故障

目前掌握的主要为哈尔滨电机厂生产的600MW机组。

1．转子引线压板螺钉断裂甩出

1998年3月，哈三电厂3＃机组（哈尔滨电机厂产品），转子引线压板螺钉断裂甩出，造成定、转子返厂修理。

图六.改进前的结构

图七.改进后的结构

经分析认为，是由于内六角螺钉的质量问题，此后，哈尔滨电机厂对所有已投运的发电机更换了螺钉，同时，修改了这部分结构，取消了螺钉，而改用槽楔固定结构。

改进后的转子引线固定槽楔下垫片又出现了以下一些故障。

2．转子绕组引线槽楔下垫片断裂

2007年３月，乌沙山１号发电机小修后，发现转子绕组死接地，拔护环检查后发现：

一极引线槽楔下垫片断为三段，靠近转子内侧的一段从槽楔下向绕组软引线部位移动，接触到软引线后造成绕组接地。

2007年5月，大唐盘山电厂导电螺钉与导电板之间存在接触不良情况，进一步检查发现，N极引线槽楔下垫片断裂，随后又发现S极引线压板断裂。

图八.转子压块结构

2007年5月，大唐王滩电厂在小修中拔护环检查发现，槽楔下垫片虽未断裂，但也出现磨损和受剪切应力迹象，于是也更换了槽楔下垫条。

不锈钢垫片断裂的原因是由于制造和设计的问题产生的，其原因如下：

（1）主要原因是在打紧槽楔的过程中使垫片受到了损伤，转子在运转中的产生的热膨胀和离心力使垫片受到了剪切力的作用。

（2）施工工艺的不足使引线表面不平和槽楔与垫片间存在的空隙，加大了不锈钢垫片变形范围

（3）其它因素如转子运转过程的挠度变化引起了不锈钢垫片在垂直于转子表面上的反复弯曲。

（4）引线垫片的厚度、材质的选择亦有需要改进之处。

3．转子导电板过热

大唐盘山电厂为哈尔滨生产的600MW旋转励磁发电机组，由于旋转励磁的励磁机和发电机联轴器处的3条螺丝中一条螺丝错位，没有拧到位，使励磁机和发电机转子的导电板接触不好，在运行中，导电板要通过很大的电流。

检修时发现，导电板接触面存在严重放电和过热的痕迹。

现场检修更换了导电板及其绝缘件。

5.槽楔松动

各个电机厂生产的600MW机组在运行一段时间后，普遍存在槽楔松动的情况。

这有两方面的原因，一是由于机组投产后，定子绕组绝缘热收缩，造成槽楔的普遍松动，另外，槽楔和波纹板在制造质量和装配精度方面，对运行一段时间后，槽楔的紧固程度影响也很大。

从目前的情况看，机组在运行一年后，普遍都需要加垫条，重新打紧槽楔。

6.油污引起的内部放电

大唐某电厂600MW机组，2003年在检修中发现，直流耐压泄漏电流A相远大于B.C相，且升高到20kV后，泄漏电流已超过100微安（其它相为5微安），且泄漏电流随时间不断急剧增加。

经检查，发现发电机A相中性点侧出线套管手包绝缘对出线罩及法兰放电，绝缘表面已炭化。

图五.表面绝缘损坏处

故障产生的主要原因为发电机内部油污严重，进入发电机内部的密封油的水分以及表面所粘的污物使发电机手包绝缘性能下降，另外，手包绝缘的工艺不够好，搭接处不够严密，也使密封油长期浸泡绝缘，影响了绝缘性能。

所幸的是，故障部位在发电机运行中处于低电位（中性点侧），因而没有造成运行中的发电机接地这样的重大故障。

因此，建议各电厂应高度重视氢密封油向发电机内泄漏的问题，密切协调汽机专业，消除由于油档间隙超标、密封瓦磨损、平衡阀运行不稳等原因造成的密封油泄漏问题。

7.异物引起的发电机定子线棒接地

某电厂600MW机组（上海电机厂），2005年2月定子绕组A相接地跳机，2号槽下层汽侧（接近6点钟位置）离铁心314mm击穿。

故障原因是端部绑扎带下有铁磁物质，磨损造成发电机定子线棒单边主绝缘仅残剩1mm。

通过以上列举的发电机故障可以看出，有相当一部分是共性问题。

究其原因，一方面是制造厂对600MW机组设计、制造工艺有需完善、提高之处，另一方面，制造能力的紧张造成了制造质量的下降。

设备的安装、电厂的运行、维护水平也需要进一步提高。

因此，电厂应加强与制造厂的沟通，加强信息共享，重视监造，争取将事故隐患消灭在电机厂内。

同时，也应该严把设备安装、运行、维护这几道关，争取使设备保持在良好的状态。