防止汽轮发电机损坏事故(上)

1、华北电力科学研究院有限责任公司华北电力科学研究院有限责任公司白亚民白亚民1防止汽轮发电机损坏事故25项反措宣讲总体说明总体说明2汽轮发电机是火力发电厂或核能发电厂主机设备，汽轮发电机是火力发电厂或核能发电厂主机设备，意外停机事故的抢修成本很高，经济损失很大，国意外停机事故的抢修成本很高，经济损失很大，国家电力监管部门历来都把防止发电机损坏事故视为家电力监管部门历来都把防止发电机损坏事故视为应重点防范的电力生产事故。应重点防范的电力生产事故。本部分反措内容将原国家电力公司本部分反措内容将原国家电力公司19991999年版年版2525项项反措反措及国家电网公司及国家电网公司20052005版版国家

2、电网公司发电国家电网公司发电厂重大反事故措施厂重大反事故措施中的中的“防止汽轮发电机损坏事防止汽轮发电机损坏事故故”进行了整合，并在广泛征求全国主要发电公司进行了整合，并在广泛征求全国主要发电公司意见基础上，进行了全面的修订。意见基础上，进行了全面的修订。10.1 10.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路防止定子绕组端部松动引起相间短路3原文：200MW及以上容量汽轮发电机安装、新投运1年后及每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并按照大型汽轮发电机绕组端部动态特性的测量及评定（DL/T 735-2000）和透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定（GB/T 20140

3、-2006）进行模态试验，试验不合格或存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现松动、磨损情况应重新对发电机端部进行整体绑扎；多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机端部结构进行改造，如设法改变端部结构固有频率，或加装绕组端部振动在线监测系统监视运行,运行限值按照GB/T 20140-2006设定。解释4发电机在运行时，绕组上要承受两倍工频的交变电发电机在运行时，绕组上要承受两倍工频的交变电磁力，由此产生绕组振动。磁力，由此产生绕组振动。该振动力与电流的平方成正比，故容量越大的发电该振动力与电流的平方成正比，故容量越大的发电机中交变电磁力越大。机中交变电磁力越大。设计合理、工艺可靠的端部紧固结构可以

4、保证发电设计合理、工艺可靠的端部紧固结构可以保证发电机在正常振动范围内长期安全运行。机在正常振动范围内长期安全运行。端部松动进而使线棒绝缘磨损，是灾难性的相间短端部松动进而使线棒绝缘磨损，是灾难性的相间短路事故隐患。路事故隐患。相间短路事故具有突发性和难于简单修复的特点，相间短路事故具有突发性和难于简单修复的特点，损失往往极为严重，所以应引起有关方面的特别重损失往往极为严重，所以应引起有关方面的特别重视。视。端部松动案例一519981998年年9 9月华北月华北J J电厂电厂1 1号号500MW500MW水氢氢型汽轮发电水氢氢型汽轮发电机，因定子水内冷系统中氢气泄漏量激增而停机，机，因定子水内

5、冷系统中氢气泄漏量激增而停机，检查发现定子励侧端部大量绑块松动、脱落、磨小，检查发现定子励侧端部大量绑块松动、脱落、磨小，两个下层线棒多处主绝缘（两个下层线棒多处主绝缘（5.2mm5.2mm厚）磨损漏铜，厚）磨损漏铜，磨损最严重处空心铜导线已磨漏。磨损最严重处空心铜导线已磨漏。进一步检查所有线棒，共发现有进一步检查所有线棒，共发现有1212处支架松动，处支架松动，2222块绑块松动，块绑块松动，8 8根线棒绝缘磨损。根线棒绝缘磨损。故障发现早幸未发生相间短路事故。但现场更换定故障发现早幸未发生相间短路事故。但现场更换定子全部线棒，为此共停机子全部线棒，为此共停机118118天，经济损失非常严天

6、，经济损失非常严重。重。6THE PARTIAL OF WORN OUT ON BARTHE PARTIAL OF WORN OUT ON BAR端部松动案例二端部松动案例二7山东山东SHSH电厂电厂6 6号全氢气冷却号全氢气冷却300MW300MW发电机于发电机于19941994年年1111月月2929日发生了定子相间短路事故，线棒严重烧损，日发生了定子相间短路事故，线棒严重烧损，更换了更换了2424根新线棒，修复后于根新线棒，修复后于19951995年年1 1月月2626日并网日并网发电。发电。运行不到一个月，于运行不到一个月，于19951995年年2 2月月2222日又第二次发生日又第二

7、次发生定子相间短路，定子线棒烧损十分严重，被迫全部定子相间短路，定子线棒烧损十分严重，被迫全部更换。更换。两次事故的主要原因是由于定子绕组端部固定不良、两次事故的主要原因是由于定子绕组端部固定不良、鼻端整体性差，振动过大，导致上、下层线棒电连鼻端整体性差，振动过大，导致上、下层线棒电连接导线疲劳断裂，引起拉弧烧损。另外，通风管振接导线疲劳断裂，引起拉弧烧损。另外，通风管振动使绝缘磨损引起环流，通风管裸露，更加重了事动使绝缘磨损引起环流，通风管裸露，更加重了事故。故。端部松动案例三端部松动案例三8山东山东L L电厂电厂1 1号发电机于号发电机于20072007年年1010月月2020日运行中发电

8、日运行中发电机定子接地保护动作，发电机跳闸，检查发现发电机定子接地保护动作，发电机跳闸，检查发现发电机存在定子下层机存在定子下层#16#16槽槽C C相引线线棒电接头烧熔及相引线线棒电接头烧熔及#37#37槽槽C C相引线线棒空心导线断裂漏水故障。相引线线棒空心导线断裂漏水故障。分析认为绕组端部振动过大是引起事故的主要原因。分析认为绕组端部振动过大是引起事故的主要原因。检修中更换了全部定子绕组线棒，并且加装了绕组检修中更换了全部定子绕组线棒，并且加装了绕组端部振动在线监测装置。端部振动在线监测装置。端部松动案例四端部松动案例四9广东沿海广东沿海Z Z电厂电厂4 4号发电机于号发电机于20102

9、010年年1 1月月1414日运行中日运行中定子接地保护动作，发电机跳闸，检查发现发电机定子接地保护动作，发电机跳闸，检查发现发电机定子绕组励侧上层定子绕组励侧上层#39#39线棒的水电接头及线棒的水电接头及2W22W2引线连引线连接处烧熔漏水。接处烧熔漏水。分析认为绕组端部振动过大是引起事故主要原因。分析认为绕组端部振动过大是引起事故主要原因。局部处理以后继续运行到同年局部处理以后继续运行到同年8 8月月3 3日再次发生定子日再次发生定子接地保护动作跳闸，检查发现励侧接地保护动作跳闸，检查发现励侧1111槽上层线棒槽上层线棒水电接头和水电接头和2V22V2引线连接处已烧断，引线连接处已烧断，

10、1010槽上层线槽上层线棒励侧水电接头处被故障电弧烧损。棒励侧水电接头处被故障电弧烧损。检修中更换了全部定子绕组线棒，并且加装了绕组检修中更换了全部定子绕组线棒，并且加装了绕组端部振动在线监测装置。端部振动在线监测装置。防止端部松动措施必要性防止端部松动措施必要性10以上事故或故障说明，发电机定子绕组端部振动过以上事故或故障说明，发电机定子绕组端部振动过大的缺陷可能发展为严重的突然短路接地事故，直大的缺陷可能发展为严重的突然短路接地事故，直接造成发电机的非计划停运，而设备损坏的抢修成接造成发电机的非计划停运，而设备损坏的抢修成本很巨大，同时若检修消缺针对性不强或修复不彻本很巨大，同时若检修消缺

11、针对性不强或修复不彻底，也可能在修后继续运行期间再次发生同类事故。底，也可能在修后继续运行期间再次发生同类事故。发电机反措把其列为第一条，表明重要性发电机反措把其列为第一条，表明重要性。辽宁Y厂#3发电机（600MW）2009年8月20日运行中定子接地，检查发现汽侧拉紧楔螺杆松动、脱落。河南X电厂#4发电机（660MW）2010年2月运行仅2000h以后临检发现类似Y厂的励侧端部松动故障。11一台一台66万汽轮发电机定子绕组端部万汽轮发电机定子绕组端部紧固结构明显松动照片紧固结构明显松动照片1111防止端部松动措施防止端部松动措施12应加强停机检修期间对定子绕组端部的松动和磨损应加强停机检修期

12、间对定子绕组端部的松动和磨损的外观检查。仔细检查发电机定子绕组端部的紧固的外观检查。仔细检查发电机定子绕组端部的紧固情况，仔细查找有无绝缘磨损的痕迹，尤其是发现情况，仔细查找有无绝缘磨损的痕迹，尤其是发现有环氧泥时，应当借助内窥镜等工具进行检查。有环氧泥时，应当借助内窥镜等工具进行检查。发现有松动现象，必须处理，还应仔细进行振动模发现有松动现象，必须处理，还应仔细进行振动模态试验，确认固有频率是否已避开双倍频态试验，确认固有频率是否已避开双倍频（100Hz100Hz），根据测试结果确定检修效果。），根据测试结果确定检修效果。检修中应进行端部振动特性试验。检修中应进行端部振动特性试验。定子绕组端

13、部振动特性试验定子绕组端部振动特性试验13试验结果的分析应注意历史数据的比较，应特别关试验结果的分析应注意历史数据的比较，应特别关注模态阻尼数据的变化，它可非常灵敏地指示端部注模态阻尼数据的变化，它可非常灵敏地指示端部紧固结构的变化趋势。紧固结构的变化趋势。出厂时端部结构测试合格的发电机，运行一段时间出厂时端部结构测试合格的发电机，运行一段时间后，发电机端部可能逐渐发生松动，发电机端部线后，发电机端部可能逐渐发生松动，发电机端部线棒的固有频率和模态也就随之改变，并有可能落入棒的固有频率和模态也就随之改变，并有可能落入双倍频的范围，从而导致发电机端部线棒发生共振，双倍频的范围，从而导致发电机端部

14、线棒发生共振，其更加重了松动和磨损的程度，因此定期检查端部其更加重了松动和磨损的程度，因此定期检查端部结构和进行模态试验是必要的。结构和进行模态试验是必要的。端部模态试验案例端部模态试验案例1420002000年前后，华北年前后，华北Z Z电厂一台电厂一台300MW300MW水氢氢型汽轮发电机在检修中水氢氢型汽轮发电机在检修中发现定子绕组端部严重松动（发现定子绕组端部严重松动（4 4根支架螺栓脱落、根支架螺栓脱落、1212根螺栓松动、根螺栓松动、6 6处线棒绝缘磨损，其中一处露铜）。处线棒绝缘磨损，其中一处露铜）。修复前模态试验，存在修复前模态试验，存在101Hz101Hz的七瓣振型（模态阻尼

15、的七瓣振型（模态阻尼1.58%1.58%）和）和112Hz112Hz的八瓣振型的八瓣振型( (模态阻尼模态阻尼1.88%)1.88%)，端部松动与共振可能有关系。，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，复测模态时发现从检修中修复了绝缘，重新紧固了端部，复测模态时发现从89.5Hz137.9Hz89.5Hz137.9Hz之间无固有频率，原有的固有频率模态阻尼从不之间无固有频率，原有的固有频率模态阻尼从不到到2%2%升高到升高到4.45%4.45%，达到比较理想的端部结构状态。，达到比较理想的端部结构状态。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说明发电机出厂

16、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。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。的。防止端部松动措施防止端部松动措施-在线监测端部振动在线监测端部振动15对端部振动特性存在先天缺陷的发电机，如存在对端部振动特性存在先天缺陷的发

17、电机，如存在100Hz100Hz左右的椭圆振型，建议加装发电机定子绕组左右的椭圆振型，建议加装发电机定子绕组端部振动在线监测装置，以便实现早期的故障报警。端部振动在线监测装置，以便实现早期的故障报警。目前，许多发电厂已在多台发电机上安装了定子绕目前，许多发电厂已在多台发电机上安装了定子绕组振动在线监测装置，例如，大唐陡河电厂、大唐组振动在线监测装置，例如，大唐陡河电厂、大唐托克托电厂、国华台山电厂、粤电珠海电厂等等。托克托电厂、国华台山电厂、粤电珠海电厂等等。这些进行在线监测的发电机有的是因为确认存在端这些进行在线监测的发电机有的是因为确认存在端部模态试验不合格数据（接近部模态试验不合格数据（

18、接近100Hz100Hz的椭圆振型），的椭圆振型），有的是检修处理了不止一次绕组端部结构松动严重有的是检修处理了不止一次绕组端部结构松动严重故障。在线监测起到了良好的监视运行效果故障。在线监测起到了良好的监视运行效果。端部模态试验标准介绍16发电机定子绕组端部振动特性相关的试验标准有三个：发电机定子绕组端部振动特性相关的试验标准有三个：大型汽轮发电机定子端部绕组模态试验分析和固有大型汽轮发电机定子端部绕组模态试验分析和固有频率测量方法及评定频率测量方法及评定（JB/T 8990-1999JB/T 8990-1999）大型汽轮发电机定子绕组端部振动特性的测量及评大型汽轮发电机定子绕组端部振动特性

19、的测量及评定定（DL/T 735-2000DL/T 735-2000）透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定法及评定（GB/T20140-2006GB/T20140-2006），规定了定子绕组），规定了定子绕组端部振动幅值的限值标准。端部振动幅值的限值标准。目前目前DL/T 735DL/T 735正在修订。标准为检修现场的试验方法正在修订。标准为检修现场的试验方法指南，有较强的可操作性，是指导发电机检修现场试指南，有较强的可操作性，是指导发电机检修现场试验的重要标准，同时也是验的重要标准，同时也是GB/T20140GB/T20140的延

20、伸和补充。的延伸和补充。10.210.2防止定子绕组绝缘损坏和相间短路防止定子绕组绝缘损坏和相间短路17原文：发电机定子绕组绝缘损坏事故是发电机定子绕组绝缘损坏事故是造成发电机非计划停运事故的主要原因造成发电机非计划停运事故的主要原因之一，事故统计分析表明，绝缘类事故之一，事故统计分析表明，绝缘类事故占发电机本体事故总数达占发电机本体事故总数达5050以上。因以上。因为定子绕组相间电压较高，一旦发生相为定子绕组相间电压较高，一旦发生相间短路事故，其释放的巨大能量足以烧间短路事故，其释放的巨大能量足以烧毁局部线棒，使绕组修复难度大，修复毁局部线棒，使绕组修复难度大，修复成本很高，必须从可能发生该

21、类事故的成本很高，必须从可能发生该类事故的根本原因上采取相应防范措施。根本原因上采取相应防范措施。10.2的子条文11810.2.1 10.2.1 加强大型发电机环形引线、过渡加强大型发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等部位的绝缘检查，并对定子绕组端部手部位的绝缘检查，并对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验，及时发包绝缘施加直流电压测量试验，及时发现和处理设备缺陷。现和处理设备缺陷。解释解释19发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处是机械强度和电气强度都先天性比较薄弱水接头

22、等处是机械强度和电气强度都先天性比较薄弱的部位。的部位。事故统计分析表明，上述是发电机定子绕组相间短路事故统计分析表明，上述是发电机定子绕组相间短路事故多发部位。事故多发部位。应加强对大型发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包应加强对大型发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查，发现问题及时绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查，发现问题及时消缺。消缺。对水内冷的线棒引水管和弓形引线，安装和检修中还对水内冷的线棒引水管和弓形引线，安装和检修中还应该加强水流量试验，并有措施保证运行中水流量符应该加强水流量试验，并有措施保证运行中水流量符合设计要求，防止出现因水流量不足以至断水使引

23、线合设计要求，防止出现因水流量不足以至断水使引线过热烧损绝缘的事故。过热烧损绝缘的事故。解释20我国的发电机运行和检修经验表明：我国的发电机运行和检修经验表明：发电机定子绕组端部手包绝缘施加直流电压发电机定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量（俗称测量（俗称“表面电位测量），可以有效地表面电位测量），可以有效地发现上述部位的绝缘缺陷情况。发现上述部位的绝缘缺陷情况。水流量试验和热水流试验可以及时发现因制水流量试验和热水流试验可以及时发现因制造或安装不当造成的各支路水流量不均衡或造或安装不当造成的各支路水流量不均衡或水流量不足的缺陷，试验方法见水流量不足的缺陷，试验方法见汽轮发电汽轮发电机绕组内部

24、水系统检验方法及评定机绕组内部水系统检验方法及评定（JB/T JB/T 62286228）。）。定子绕组端部绝缘损坏案例一2120102010年前后，我国曾连续发生多达年前后，我国曾连续发生多达8 8台次台次600MW600MW级别的汽轮发级别的汽轮发电机相继在新投产不久或电机相继在新投产不久或168h168h试运期间，因定子引线烧断造试运期间，因定子引线烧断造成发电机被迫停运检修。成发电机被迫停运检修。故障现象非常相似，如发电机都是美国西屋技术制造、烧断故障现象非常相似，如发电机都是美国西屋技术制造、烧断的引线都是的引线都是W W相相W2W2弓形引线在弓形引线在1212点钟左右位置、熔断的长

25、度点钟左右位置、熔断的长度达数百毫米左右等等，甚至故障后的外观也非常相似。达数百毫米左右等等，甚至故障后的外观也非常相似。多数发电机在引线烧断以后因保护及时动作与系统解列停机，多数发电机在引线烧断以后因保护及时动作与系统解列停机，故障没有进一步扩大。故障没有进一步扩大。少数发电机在烧断一个引线分支以后，仍带的全部满负荷加少数发电机在烧断一个引线分支以后，仍带的全部满负荷加到另一个并联支路上，造成该支路的线棒严重过负荷，持续到另一个并联支路上，造成该支路的线棒严重过负荷，持续超过几分钟以后，该部分定子绕组线棒绝缘就因严重过热而超过几分钟以后，该部分定子绕组线棒绝缘就因严重过热而损坏击穿，为此更换

26、数十根定子线棒。损坏击穿，为此更换数十根定子线棒。分析表明，位于分析表明，位于1212点位置的点位置的W2W2引线出现水流量严重不足形成引线出现水流量严重不足形成气堵是事故的直接原因。气堵是事故的直接原因。浙江浙江W W厂厂600MW600MW发电机发电机1212点钟点钟1 1点钟之间弓形引线烧断点钟之间弓形引线烧断10.2子条文2和10.2.2的子条文123条文条文10.2.2 10.2.2 严格控制氢气湿度严格控制氢气湿度条文条文10.2.2.110.2.2.1按照按照氢冷发电机氢气湿氢冷发电机氢气湿度技术要求度技术要求（DL/T651-1998DL/T651-1998）的要求，）的要求，

27、严格控制氢冷发电机机内氢气湿度。在严格控制氢冷发电机机内氢气湿度。在氢气湿度超标情况下，禁止发电机长时氢气湿度超标情况下，禁止发电机长时间运行。运行中应确保氢气干燥器始终间运行。运行中应确保氢气干燥器始终处于良好工作状态。氢气干燥器的选型处于良好工作状态。氢气干燥器的选型宜采用分子筛吸附式产品，并且应具有宜采用分子筛吸附式产品，并且应具有发电机充氢停机时继续除湿功能。发电机充氢停机时继续除湿功能。解释24氢冷发电机内氢气湿度过高的主要危害为：一氢冷发电机内氢气湿度过高的主要危害为：一是可能造成发电机定子绕组相间短路事故，即是可能造成发电机定子绕组相间短路事故，即湿度过高的环境下，发电机定子绕组

28、线棒绝缘湿度过高的环境下，发电机定子绕组线棒绝缘性能下降，易于发生表面爬电、闪络，以至拉性能下降，易于发生表面爬电、闪络，以至拉弧放电，造成短路事故。弧放电，造成短路事故。二是发电机转子护环应力腐蚀，理论和实践表明，发电机内部氢气湿度过高是采用50Mn18Cr4WN材料的发电机转子护环发生应力腐蚀裂纹的主要诱因。氢气湿度超标损坏护环案例252000年3月，山西D电厂5号200MW水氢氢型汽轮发电机转子护环发现严重裂纹，被迫更换两只护环被迫更换两只护环。金相检查情况：转子汽侧护环外表面沿周向散布有7条轴向裂纹（有的肉眼已清晰可见），长度在13mm28mm之间，深度在5mm8mm之间，其内表面沿周

29、向散布有26条裂纹，长度在10mm12mm之间，深度在3mm5mm之间，同时发现护环外表面有裂纹处均对应内壁也有裂纹。励侧护环外表面完好，其内表面有13条裂纹。发电机转子护环产生裂纹的原因发电机转子护环产生裂纹的原因：发现护环裂纹半年前，氢气干燥器（冷冻式）因故退出运行，造成机内氢气湿度严重超标，运行中实测机内露点温度经常在20以上，护环材料50Mn18Cr4WN，容易产生应力腐蚀裂纹。该发电机密封油系统还存在漏油的问题，汽侧漏油较为严重，使发电机转子汽侧护环应力腐蚀裂纹比励侧护环严重。护环应力腐蚀案例二26据有关统计资料，1987年以来，华北电网42台发电机转子护环进行了超声波检查和覆膜金相

30、检查，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%，护环应力腐蚀问题曾严重威胁着发电机的安全运行。近几年护环应力腐蚀问题明显下降，一是湿度控制好，二是护环材料升级。双十八护环明显提高抗应力腐蚀能力双十八护环明显提高抗应力腐蚀能力。降低氢气湿度的主要措施27严格执行氢冷发电机氢气湿度技术要求（DL/T 651-1996）：运行中发电机内的氢气湿度在-250露点温度当发电机停机备用时，若发电机内温度低于10，则氢气湿度不得高于露点温度-5，以防止绝缘性能下降和护环应力腐蚀。不低于不低于-25-25的规定是为了防止因过于干燥使某些有的规定是为了防止因过于干燥使某些有机材料部件

31、开裂。机材料部件开裂。如果制造厂规定的湿度高于本标准，则应按厂家标准执行（如俄罗斯产发电机）。控制氢气湿度的其他措施28防止向发电机内漏油，是保障发电机内部氢气湿度不超标的必要措施。保持发电机氢气干燥器运行良好保持发电机氢气干燥器运行良好。经验证明，不论何种型式的干燥器，只要运行状态良好，一般总是可以保持发电机内的氢气湿度低于露点温度0。停机时干燥器一般不工作，可能造成发电机湿度超标，特别是频繁起停的调峰发电机存在停机备用时湿度可能升高，应选购带有自循环风机的氢气干燥器。吸附式干燥器吸附式干燥器具有故障率低、除湿效果好的优点，宜优先选用。为避免发电机护环应力腐蚀，推荐发电机转子护环采用抗应力腐

32、蚀的18Mn18Cr材料。10.2.2子条文229条文条文10.2.2.2 10.2.2.2 密封油系统回油管路必须密封油系统回油管路必须保证回油畅通，加强监视，防止密封油保证回油畅通，加强监视，防止密封油进入发电机内部。进入发电机内部。密封油系统油净化装置和自动补油装置密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。应随发电机组投入运行。发电机密封油含水量等指标，应达到发电机密封油含水量等指标，应达到运行中氢冷发电机用密封油质量标准运行中氢冷发电机用密封油质量标准（DL/T 705-1999DL/T 705-1999）的规定要求）的规定要求发电机进油问题30国产发电机漏油现象比较普遍

33、，主要是氢压变动时，国产发电机漏油现象比较普遍，主要是氢压变动时，密封油系统的差压阀和平衡阀跟踪、调整不好。密封油系统的差压阀和平衡阀跟踪、调整不好。某些新技术的采用可以明显改善漏油情况。某些新技术的采用可以明显改善漏油情况。标准标准运行中氢冷发电机用密封油质量标准运行中氢冷发电机用密封油质量标准（DL/T705-1999DL/T705-1999）规定：）规定：应采用密封油净化措施控制油中含水量在应采用密封油净化措施控制油中含水量在50mg/L50mg/L以以下，控制油质可避免因发电机进油使氢气湿度骤然升下，控制油质可避免因发电机进油使氢气湿度骤然升高。高。美国西屋公司的发电机密封油质量标准是

34、美国西屋公司的发电机密封油质量标准是“无游离无游离水水”，在密封油的工作温度范围内，我国电力行业标，在密封油的工作温度范围内，我国电力行业标准准DL/T705-1999DL/T705-1999比西屋公司的标准还要严格一些。比西屋公司的标准还要严格一些。大型汽轮发电机进油事故案例3120112011年宁夏某百万年宁夏某百万kWkW汽轮发电机运行中发电机汽轮发电机运行中发电机进油，密封油箱中全部油进发电机。进油，密封油箱中全部油进发电机。发电机的密封油系统是单流环，设计上只有一发电机的密封油系统是单流环，设计上只有一个密封油箱，（双流环是两个），而密封油箱个密封油箱，（双流环是两个），而密封油箱上

35、面的节门运行中应打开，保持油压使油通过上面的节门运行中应打开，保持油压使油通过油箱循环。油箱循环。事故发生时，节门被关闭，导致密封油回不到事故发生时，节门被关闭，导致密封油回不到油箱，大量涌入发电机，总计达油箱，大量涌入发电机，总计达2020多吨油，淹多吨油，淹了线棒。烧毁轴瓦，大轴弯曲。了线棒。烧毁轴瓦，大轴弯曲。10.2子条文332条文条文10.2.310.2.3水内冷定子绕组内冷水箱应水内冷定子绕组内冷水箱应加装氢气含量检测装置，定期进行巡视加装氢气含量检测装置，定期进行巡视检查，做好记录。在线监测限值按照检查，做好记录。在线监测限值按照隐极同步发电机技术要求隐极同步发电机技术要求（GB

36、/T GB/T 7064-20087064-2008）设定（见）设定（见10.5.210.5.2条）条）氢气含量检测装置的探头应结合机组检氢气含量检测装置的探头应结合机组检修进行定期校验。修进行定期校验。具备条件的宜加装定子绕组绝缘局部放具备条件的宜加装定子绕组绝缘局部放电和绝缘局部过热监测装置。电和绝缘局部过热监测装置。解释33监视发电机定子内冷水系统的漏氢情况可以有效地发监视发电机定子内冷水系统的漏氢情况可以有效地发现定子绕组存在的早期绝缘故障。现定子绕组存在的早期绝缘故障。由于氢气对发电机普通引水管有微渗透作用，内冷水箱中平时是应当含有微量氢的。当内冷水箱中含氢量突然增加或绝对氢气含量过

37、大时，其可能就意味存在着严重的事故隐患，这是由于运行中发电机氢压高于水压，当定子内冷水系统有渗漏缺陷时，定子内冷水箱中将有较大量的氢气逸出。内冷水中的氢气渗漏故障可能是由线棒绝缘磨损引起的，也有可能是水接头密封失效、焊缝开焊、绝缘引水管损伤等原因造成的，这些缺陷都属于严重故障隐患，都有可能引发相间或对地短路事故。因此，应当对水箱中含氢量进行在线监测，以便及早发现和处理事故隐患。内冷水箱发现漏氢故障案例34华北某发电厂华北某发电厂1 1号发电机号发电机19981998年年9 9月运行中发现月运行中发现在水箱顶部安装的俄罗斯产漏氢监测装置报警，在水箱顶部安装的俄罗斯产漏氢监测装置报警，指示已到满量

38、程（指示已到满量程（3.993.99），停机检查定子绕），停机检查定子绕组端部绝缘发生严重松动、磨损故障，因铜内组端部绝缘发生严重松动、磨损故障，因铜内冷水管壁磨穿、破裂，氢气大量进入水系统，冷水管壁磨穿、破裂，氢气大量进入水系统，由于停机及时幸未发生端部短路事故，详见条由于停机及时幸未发生端部短路事故，详见条文文10.110.1节的节的 案例一案例一 。内冷水水箱上面氢气监测或检测的标准，详见内冷水水箱上面氢气监测或检测的标准，详见第第10.5 10.5 防止漏氢。防止漏氢。防止相间短路事故措施一35实践证明，性能可靠的发电机绝缘局部实践证明，性能可靠的发电机绝缘局部放电在线监测装置可以发现

39、早期绝缘故放电在线监测装置可以发现早期绝缘故障，经过及时处理，可以有效地避免绕障，经过及时处理，可以有效地避免绕组相间或对地突然短路事故的发生。组相间或对地突然短路事故的发生。局部放电装置简称局部放电装置简称PDAPDA或或PDMPDM，其技术已，其技术已经非常成熟，早已形成商品化市场。在经非常成熟，早已形成商品化市场。在工业发达国家，无论是水轮发电机还是工业发达国家，无论是水轮发电机还是汽轮发电机，该装置的应用都非常普遍，汽轮发电机，该装置的应用都非常普遍，并且有很好的工业应用业绩。并且有很好的工业应用业绩。在线监测和绝缘损坏案例36美国弗吉尼亚电力公司的Bath County抽水蓄能电站，

40、1985年投运的6台389MVA水轮发电电动机，投运几年后各台发电电动机安装的在线监测的EMI（电磁干扰）、PDA（局部放电）相继报警，经绝缘耐电压试验和线棒绝缘解剖都证明，主绝缘已严重老化、分层以至脱壳，产生槽放电。由于及时发现主绝缘过早严重老化，该电站从1991年至1994年利用枯水季节逐台更换了全部定子绕组。该电站的发电电动机因频繁启停，运行方式比较严酷，是过早产生绝缘老化的外因，内因则是线棒绝缘本身存在先天质量缺陷。此案例中，发电机局部放电在线监测仪起到早期发现绝缘故障隐患的作用，避免了运行中突发绝缘损坏事故，实现了电机绕组绝缘有针对性的状态检修。运行中影响绝缘寿命的4种应力37理论研

41、究表明，发电机运行中影响绝缘寿命的主要理论研究表明，发电机运行中影响绝缘寿命的主要因素是因素是4 4个应力的共同作用，即个应力的共同作用，即“热热”、“电电”、“环境环境”和和“机械机械”4 4个方面，对应的英文个方面，对应的英文4 4个单词个单词的字头缩写是的字头缩写是TEAMTEAM，可称为，可称为TEAMTEAM法则，分别为法则，分别为ThermalThermal（热）、（热）、ElectricalElectrical（电）、（电）、 AmbientAmbient（环境）和（环境）和MechanicalMechanical（机械）：（机械）：热因素（绝缘热分级和反复加热再冷却的热循环及循

42、热因素（绝缘热分级和反复加热再冷却的热循环及循环次数规定）环次数规定）电场强度（高电压耐受能力的限值与时间关系）电场强度（高电压耐受能力的限值与时间关系）环境因素（潮气、粉尘和油污染等）环境因素（潮气、粉尘和油污染等）机械应力（振动力、暂态电流的冲击电磁力等）机械应力（振动力、暂态电流的冲击电磁力等）绝缘损坏的“热”因素38前述案例中发电机绕组绝缘过早老化的机理，是因前述案例中发电机绕组绝缘过早老化的机理，是因为热循环引起，当负荷快速上升时，与电流呈平方为热循环引起，当负荷快速上升时，与电流呈平方关系的铜损（关系的铜损（I I2 2R R）使铜线温度很快升高，而绝缘）使铜线温度很快升高，而绝缘

43、温度上升要慢得多，因此铜与绝缘间产生明显温差，温度上升要慢得多，因此铜与绝缘间产生明显温差，同时铜线与热固化绝缘的热膨胀系数不同，铜比绝同时铜线与热固化绝缘的热膨胀系数不同，铜比绝缘膨胀得更快，故而在沿线棒的全长度上存在铜线缘膨胀得更快，故而在沿线棒的全长度上存在铜线与绝缘间的剪应力，当绝缘系统承受不住该剪应力与绝缘间的剪应力，当绝缘系统承受不住该剪应力时绝缘就会加重疲劳，或者与铜线脱开，或者主绝时绝缘就会加重疲劳，或者与铜线脱开，或者主绝缘层间撕开。快速减负荷时产生类似的剪应力。缘层间撕开。快速减负荷时产生类似的剪应力。绝缘分层的后果是在该部位可能产生局部放电，进绝缘分层的后果是在该部位可能

44、产生局部放电，进而腐蚀主绝缘，并形成恶性循环，直至最后绝缘击而腐蚀主绝缘，并形成恶性循环，直至最后绝缘击穿。穿。发电机局部放电在线监测仪39局部放电在线监测仪属于解读型监测仪器，其局部放电在线监测仪属于解读型监测仪器，其选型和如何解读数据非常重要，一方面要考虑选型和如何解读数据非常重要，一方面要考虑到该仪器及生产厂商在可靠性、实用性等方面到该仪器及生产厂商在可靠性、实用性等方面的业绩，另一方面还要强调该仪器在采集数据的业绩，另一方面还要强调该仪器在采集数据前后的处理功能，不只是仪器自身的分析处理前后的处理功能，不只是仪器自身的分析处理功能，还应包括厂家提供的及时、可靠、持久功能，还应包括厂家提

45、供的及时、可靠、持久的技术服务支持。的技术服务支持。发电机绝缘过热报警装置40绝缘局部过热报警装置，简称绝缘局部过热报警装置，简称GCMGCM，在国际上，在国际上已经有大约已经有大约5050年的应用历史。它的工作原理是年的应用历史。它的工作原理是捕捉和分析发电机内氢气中的烟气颗粒，实现捕捉和分析发电机内氢气中的烟气颗粒，实现发电机绝缘过热故障的早期报警。该装置因国发电机绝缘过热故障的早期报警。该装置因国产化比较早，在我国有广泛的应用，但因为与产化比较早，在我国有广泛的应用，但因为与局部放电仪一样属于解读型仪器，同样应注意局部放电仪一样属于解读型仪器，同样应注意选型和使用方面的问题。详见选型和使

46、用方面的问题。详见10.6.110.6.1的解释说的解释说明。明。条文10.2.4 发电机起晕试验41汽轮发电机新机出厂时应进行定子绕组端部起晕试汽轮发电机新机出厂时应进行定子绕组端部起晕试验，起晕电压满足隐极同步发电机技术要求验，起晕电压满足隐极同步发电机技术要求（GB/T 7064-2008GB/T 7064-2008）。大修时应按照发电机定）。大修时应按照发电机定子绕组端部电晕与评定导则（子绕组端部电晕与评定导则（DL/T 298-2011DL/T 298-2011）进行电晕检查试验，并根据试验结果指导防晕层检进行电晕检查试验，并根据试验结果指导防晕层检修工作。现代大型发电机因电压等级较

47、高，如果定修工作。现代大型发电机因电压等级较高，如果定子线棒防晕层质量有问题，可能因起晕电压偏低引子线棒防晕层质量有问题，可能因起晕电压偏低引发定子绕组绝缘故障。发定子绕组绝缘故障。起晕试验的重点对象42空气冷却的汽轮发电机空气冷却的汽轮发电机因起始放电电压远低于相同电压等级的氢冷发电机（起始放电电压与气体压力成正比），更易于产生端部防晕层损坏问题，特别是启停机相对频繁的燃气轮发电机和抽水蓄能发电-电动机。随着电网调峰需求的增加，我国目前这两种发电机数量有明显增多趋势，其运行和检修实践已经显现了许多发电机存在绕组端部防晕层失效防晕层失效问题。百万kW级别的发电机额定电压2427kV，面临更加严

48、酷的绝缘表面起晕放电问题。防晕层质量的标准43发电机定子绕组端部防晕层应当从发电机制造阶段保证线棒防晕质量相关标准（GB/T 7064-2008）规定：“线棒应在1.5倍额定线电压下不起晕；整机在1.0倍额定线电压下，定子绕组端部应无明显的晕带和连续的金黄色亮点。”为防止新机出厂存在质量问题，发电机的交接试验发电机的交接试验要求进行防晕层质量检查，即整机电晕试验。要求进行防晕层质量检查，即整机电晕试验。防晕层现场检查试验的标准44随发电机运行时间的延长，其防晕层有可能性随发电机运行时间的延长，其防晕层有可能性能下降以至损坏失效，现场检修过程中就应当能下降以至损坏失效，现场检修过程中就应当重视防

49、晕层的检验和修复工作。重视防晕层的检验和修复工作。DL/T 298DL/T 298规定了用紫外成像仪检查端部防晕层规定了用紫外成像仪检查端部防晕层的试验方法和判据，很适合设备交接试验和现的试验方法和判据，很适合设备交接试验和现场检修工作，检修实践也表明该仪器可以在修场检修工作，检修实践也表明该仪器可以在修复防晕层故障的检修过程中，很方便地检验修复防晕层故障的检修过程中，很方便地检验修复效果，明显优于传统的黑灯目测试验法。复效果，明显优于传统的黑灯目测试验法。防晕层质量问题案例45我国沿海某发电厂一台我国沿海某发电厂一台600MW600MW汽轮发电机，汽轮发电机，20052005年年1212月底

50、投产，仅运行月底投产，仅运行12651265小时后，春节临时检修时小时后，春节临时检修时发现定子绕组端部渐伸线上有两处绝缘烧损故障，发现定子绕组端部渐伸线上有两处绝缘烧损故障，绝缘表面从外向内出现炭化现象，故障最严重的部绝缘表面从外向内出现炭化现象，故障最严重的部位主绝缘炭化深度已达位主绝缘炭化深度已达3mm3mm，为此被迫现场更换了，为此被迫现场更换了两根定子线棒。两根定子线棒。故障分析表明，发电机定子绕组端部起晕电压偏低故障分析表明，发电机定子绕组端部起晕电压偏低是该类故障的诱因之一，而发电机进油、氢气湿度是该类故障的诱因之一，而发电机进油、氢气湿度过大等运行环境问题是促成故障的外部因素。

51、为此过大等运行环境问题是促成故障的外部因素。为此引发了全国引发了全国2020余台同生产厂家、同型发电机的普查余台同生产厂家、同型发电机的普查和现场检修、处理工作和现场检修、处理工作。浙江浙江N电厂电厂#2发电机励侧端部的明显放电烧伤处发电机励侧端部的明显放电烧伤处10.3 防止定、转子水路堵塞、漏水10.3.1 防止水路堵塞过热47多年来的运行和检修实践经验证明：杂多年来的运行和检修实践经验证明：杂质、异物进入定子冷却水中是造成定子质、异物进入定子冷却水中是造成定子水内冷系统水路堵塞的主要原因之一。水内冷系统水路堵塞的主要原因之一。定子水内冷系统水路堵塞，将使被堵塞定子水内冷系统水路堵塞，将使

52、被堵塞水路的水流量减少或断水，造成绕组绝水路的水流量减少或断水，造成绕组绝缘局部过热损坏，严重者绝缘击穿造成缘局部过热损坏，严重者绝缘击穿造成接地事故。接地事故。定子内冷水堵塞案例1481994年山东某发电厂发生2号300MW发电机定子绕组局部超温烧损线棒事故。1994年8月13日09:13，在机组试运行中发电机定子接地保护突然动作、跳闸。事故前有功负荷为296MW，无功负荷为160Mavr，检查发现U相汽侧45号槽上层与8号槽下层线棒出槽口拐弯处绝缘断裂、击穿。事故原因是由于在出厂水压试验时，将试验用的橡皮塞遗留在45号槽上层线棒和8号槽下层线棒励端进水三通内，使两线棒水路完全堵塞，在运行中

53、两线棒过热膨胀，致使应力集中（槽口外拐弯处）外绝缘膨胀使发电机在运行中发生定子接地故障而跳闸停机。解释49定子水内冷系统畅通是发电机安全运行的基础。发电机运行中，内冷水沿固定方向流动，可能在内冷水管的某些部位沉积杂质。安装反冲洗装置，改变水流方向，定期对定子线棒进行反冲洗，就可以将这些积存的杂质等污垢冲洗掉，确保内冷水的冷却效果。为防止异物堵塞水路，应将定子水内冷系统中采用的易老化变质材料更换为性能优越的材料。如：管道、阀门的橡胶密封圈，应将其更换为化学性能稳定、耐老化的聚四氟乙烯垫圈。为了防止钢丝滤网锈蚀破碎残渣进入定子线棒，反冲洗系统应采用高强度、耐腐蚀、激光打孔的不锈钢板滤网或新型高强度

54、复合材料滤网。相关条文50条文10.3.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈宜全部更换成聚四氟乙烯垫圈，并应定期定期（1 12 2个大修期）更换个大修期）更换 。条文10.3.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗，定期检查和清洗滤网，宜使用激光打孔的不锈钢板新型滤网，反冲洗回路不锈钢滤网应达到200目。10.3.1.3 大修时对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。必要时应做热水流试验热水流试验。10.3.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢阀门，以利于清除母管中的杂物。解释51为了确保发电机正常运行时定子线棒的冷却效果，防止个别水路发生堵塞，使绕组

55、绝缘局部过热，大修时应对水内冷定子、转子线棒做分路流量试验，以便查出堵塞的分路，进行处理。实践表明，热水流试验热水流试验对查找个别支路堵塞故障非常有效。试验方法见汽轮发电机绕组内部水系统密封性检验方法及评定（JB/T6228-2005）。为了便于清除汇水母管中的杂物，应扩大发电机两侧汇水母管的排污口，同时为防止杂质进入线棒当中，应安装高强度耐腐蚀的不锈钢法兰。条文10.3.1.5 关于内冷水水质控制52水内冷发电机的内冷水质应按照大型水内冷发电机的内冷水质应按照大型发电机内冷却水质及系统技术要求发电机内冷却水质及系统技术要求（DL/T 801-2010DL/T 801-2010）进行优化控制，

56、长期）进行优化控制，长期不能达标的发电机宜对水内冷系统进行不能达标的发电机宜对水内冷系统进行设备改造。设备改造。定子内冷水水质控制要点定子内冷水水质控制要点53（1）水的酸碱度、含氧量等指标对发电机的影响是缓慢的，检测数据长期超标会造成严重的事故隐患。（2）标准在不断更新，应了解和掌握最新的标准信息，不能把已过时的作废标准作为水质是否合格的依据。（3）水的同一个指标由于历史原因或侧重点不同，可能存在着几个不同的现行标准，应注意取用较新发布者。例如，现行有效的发电机内冷水处理导则（DL/T 1039-2007）规定内冷水铜离子含量40g/L，而稍晚些发布的标准GB/T 7064-2008和DL/

57、T 801-2010都规定内冷水铜离子含量20g/L，三个标准都是有效标准，但DL/T 1039-2007的规定过时。对pH值和相关参数的解释54对发电机内冷水的酸碱度（pH值）要求近几年有较大的变化，如原国家电力公司1999年发布的发电机运行规程规定pH值变化范围是78大型发电机内冷却水质及系统技术要求（DL/T801-2010）规定是7.09.0、（78时应控制溶氧量低于30ppb）、含铜量20g/L。内冷水pH值最佳范围是8.09.0之间，此时不论水中溶氧量多少，都可以保证含铜量20g/L。含铜量是一个随腐蚀速率变动的监测指标，需要通过调整pH值、电导率等其它参数来控制含铜量不超标。pH

58、值小于8需要控制水中溶氧量55水对铜导线的腐蚀速率与溶氧量溶氧量密切相关，应对容氧量加以控制。普通密闭或开启式内冷水系统中的水中容氧量通常是在200ppb300ppb之间，既非富氧也非贫氧，内冷水处于78范围的pH值情况下对铜就存在较高的腐蚀速率。当水质处于贫氧（1000ppb）范围下pH值对腐蚀速率的影响明显降低现有水系统如果能维持pH值7.0以上，但低于8.0，就需要控制溶氧量达标。从简化控制参数角度考虑，目前有技术成熟的内冷水系统控制设备，可以保证水质pH值控制范围在89之间，这就不用再考虑测量容氧量。pH值与电导率56pHpH值与电导率存在互相制约的关系，为值与电导率存在互相制约的关系

59、，为使使pHpH值超过值超过8 8，电导率很难低于，电导率很难低于1.01.0 S/cmS/cm，其较适宜的控制值是其较适宜的控制值是1.51.5 S/cmS/cm左右。左右。GB/T7064GB/T7064和和DL/T801DL/T801规定了水质电导率上规定了水质电导率上限是限是2.02.0 S/cmS/cm，同时规定了下限是，同时规定了下限是0.40.4 S/cmS/cm。电导率若低于电导率若低于0.40.4 S/cmS/cm时水的腐蚀速率时水的腐蚀速率呈指数快速增加。呈指数快速增加。水质控制标准要点水质控制标准要点57国家标准隐极同步发电机技术要求国家标准隐极同步发电机技术要求（GB/T7064-2008GB/T7064-2008）和电力行业标准大）和电力行业标准大型发