300MW发电机转子热变形原因排查及处理

1、300MWfe电机转子热变形原因排查及处理程东立（大唐淮南洛河发电厂，安徽淮南232008）摘要：介绍了300MW6电机轴瓦振动随负荷的变化情况及其试验检查，分析了该发电机在运行中有可能发生热变形的原因，对发电机转子相关试验数据进行对比、分析，并提出300MW：电机转子热变形原因排查及处理措施。关键词：发电机；转子；热变形；反冲洗1 概述大唐淮南洛河发电厂现总装机容量为2500MWV分一、二、三期工程建设，一期工程为2X320MW机组，分别于1985年、1986年投产发电，二期工程为2X300MWL组，于1999年投产发电，三期工程为2X630MW机组，于2007年投产发电。一、二期共有4台双

2、水内冷发电机，#1、2发电机为上海电机厂70年代产品，其型号为QFS-300-2，#1、2发电机分别于2007年、2002年进行了增容改造，其额定功率增至320MW。#3、4发电机为上海汽轮发电机有限公司（原为上海电机厂）生产的改进型双水内冷发电机。5、6发电机采用上海汽轮发电机有限公司生产的600M怵氢氢汽轮发电机。2 现状#1发电机为上海电机厂早期生产的双水内冷发电机，其型号为QFS-300-2，#1发电机于2007年4月进行了增容改造,其额定功率增至320MW/当时转子返厂进行改造和大修。#1发电机在2008年小修一次，检查比较正常。09年下半年以来，发电机10号瓦轴振明显增大。试验发现

3、，分别稳定发电机无功（有功）不变的情况下，降有功（无功），振动值和有功（无功）下降曲线相吻合，振动值与有功（无功）成正比变化。发电机部分运行参数见表1表1发电机部分运行参数有功（MW230229.3243.1无功（MVa。29.31.9529.3转子电压（V297.2279.3309.2转子电流（A）1226.61159.181268.510瓦轴振am）170.9139217.63 存在问题分析3.1 1、2号机9瓦和10瓦的振动数据对比3.1.1 #1机组发电机后瓦（10#瓦）轴振信号随负荷变化明显，而且负荷改变后振动随时间而变化，据了解要滞后34分钟。09年10月21号实测了1#机和2#机

4、部分轴承的振动。表2为9瓦和10瓦振动的测量结果。3.1.2 对于#1机来说，当负荷从24.9万千瓦升到26.6万千瓦以后，9瓦、10瓦的轴振信号都有明显变化，从选频幅值上看，9瓦最大变化超过30umi10瓦最大变化达44um3.1.3 当负荷升高时，10瓦的瓦振也看得出在增大。3.1.4 #2机9瓦、10瓦选频的振动相位基本相同，1#机9瓦、10瓦振动的选频幅值存在一定量的反相分量。如果反相分量是由于热变形引起的，那么热变形的量是不大的（300MWR水内冷发电机转子反相不平衡对3000rpm时的振动灵敏度高）。表21#、2#机9瓦和10瓦的振动测量数据1#机2#机24.9万千瓦26.6万千瓦

5、29.1万千瓦频率通频1倍频2倍频通频1倍频2倍频通频1倍频2倍频9瓦X7532/7318/2639861/4421/268146143/32317Z116Y10077/22513/9111081Z21320/839188/688/285（振17182010瓦X205190/2516/260：250234/2515Z249295103/29847/88Y10192/1599/81120113/1608/6026447/6664Z261卜振3019/533323/56133.2 原因分析3.2.1 通过以上数据的对比、分析，该发电机转子存在少量热变形。3.2.2 可能引起热变形的原因是多方面的，

6、发电机转子绕组匝间短路和发电机转子水回路局部堵塞都可造成转子热变形。而双水内冷发电机转子发生匝间短路的可能性较小，最大可能是由于发电机转子的水冷通道中，某个或某些通路有少量的阻碍物使得水流不均匀所引起。3.2.3 #1发电机于2009年11月份以来，发电机振动已有下降趋势，为排除发电机匝问短路和水回路堵塞的可能性，在2010年机组小修期间进行有关试验和检查，同时对轴瓦和汽轮机转子进行检查。4 发电机热变形原因排查及处理4.1 发电机转子交流阻抗试验4.1.1 发电机盘车期间，拆除发电机滑环全部碳刷，做动态转子交流阻抗试验。试验电压峰值不超过励磁电压，即460V。在相同试马条件下与07年试验数据

7、比较，测量损耗功率无明显变化；150V电压下时，此次试验数据与2007年的试验数据比较，阻抗值偏小3.76%,数据升压曲线斜率大于07年，但降压曲线斜率与07年比较基本一致；分析两次试验数据差别，除因仪表不同产生的微小读数差异，最大可能是运行产生的剩磁影响，为进一步分析，等待转子盘车停止后再进行试验。4.1.2 发电机停盘车后，做静态转子交流阻抗。2010年2月27日上午,#1发电机转子在静止状态下，进行转子交流阻抗试验。为尽量消除剩磁影响，先用调压器对转子绕组通交流电升压，从0V均速升至150V再降至0V,反复三次后再接好试验仪器，升压读取转子交流阻抗试验数据如表3,此次试验中的数据值和升压

8、、降压曲线与2007年试验数据比较无明显差别。表3#1发电机转子交流阻抗试验数据位置电压（V）电流（A）功率（vy阻抗（Q）膛内607.292808.2309010.546058.53812013.4710408.90815016.1115809.31012013.4810258.9029010.515958.563607.282608.2414.1.3 测量发电机转子绝缘电阻和直流电阻。转子直流电阻0.2271Q,绝缘电阻（带水）1.0MQ,试验数据与07年试验数值比较无明显差别。4.2 发电机转子流量试验及反冲洗4.2.1 转子电气试验结束以后，外观检查发电机转子水回路、进水支座及盘根未发

9、现异常，然后拆除转子甩水盒汽侧上端盖及转子进水法兰，用专用流量试验法兰盘与转子进水法兰连接，取支路除盐水为流量用水，专用流量试验法兰安装一块精密压力表（0.3MPa。转子进水压力调整为0.1MPa,压力恒定后，出水16只出水孔用专用闷头螺钉闷死，然后依次开启一孔，采用恒压水源，并取1000ml流量时间作比较，每只线圈测量3次。测定流量时应注意观察，当出水稳定、管中无气泡时方可开始计时测量。测量后的数据准确记录后与改造后的转子流量进行比较，两个极不同号线圈的流量值相差不超过20%各线圈流量与历次检修记录比较应相仿，误差不大于10%试验数据如下表5所示。4.2.2 转子水回路反冲洗工作在汽侧进行，

10、转子16只出水孔用专用闷头螺钉闷死，进水法兰盘上接水管一根为放水气用。压缩空气和除盐水依次接在反冲洗装置上。然后依次开启一孔通入水气交替反冲，直到出水洁净为止。使用专用反冲洗活络接头，依次逐孔反冲。出口应无杂质，出水清洁透明。反冲洗前应检查冲洗的塑料水管有无异物，并用压缩空气吹干净后方可接入转子水回路。使用0.5MPa压缩空气反冲洗效果不明显时，可以用高压水气进行冲洗，例如高压清洗机的高压水等，但压力应小于6MPa4.2.3 #1发电机于2010年2月26日进行了反冲洗前的流量试验，27日进行了转子反冲洗工作，转子全部16根出水冲洗后，只冲出很少量的黑色小颗粒，无其它异物。因反冲洗前的流量试验

11、专用工具进水管小原因，流量试验时压力调整较困难，压力恒定在0.055Mpa。更换流量试验专用工具进水法兰后，反冲洗后流量试验压力恒定在0.05Mpa。表5#1发电机转子流量试验数据项目位置12345678反冲洗前流量内环15秒59062059067057062059058030秒12001300118012601160120011701140外环15秒62063062060059058059059030秒11601280116012001140117011401180反冲洗后流量内环15秒51051051050052051051052030秒10201020102010001040102010

12、201010外环15秒50050050055054050055050030秒10001000100011001100100011201000注：压力0.05Mpa,时间15秒和30秒，单位：ml比较二个极下同号绕组的流量相差不得大于20%,与历次检修同号绕组的流量对比不得小于10%4.2.4 从两次流量试验数据可以看出，在同一次流量试验中，反冲洗前比较二个极下同号绕组的流量相差最大为5%（30秒）左右，反冲洗后比较二个极下同号绕的流量相差最大为10%（30秒）左右，流量试验在合格范围内。从流量试验数据来分析，转子水回路内是畅通的。4.3 发电机转子外部水回路检查4.3.1 检查发电机转子进水滤网，滤网完好无破损。4.3.2 清理检查转子水箱