秦山三核發電機重大故障處理

劉光明，陸永芳，王 軍

（秦山第三核電有限公司，浙江 海鹽314300）

發電機故障主要分為20多類，主要為漏水、漏油、溫度高、短路等重要缺陷。本文主要通過幾個發電機典型故障處理，提供有益的借鑒意義。

1 發電機典型故障處理

1.1 發電機絕緣軟水管缺陷處理

在發電機安裝到位后，進行發電機檢查，發現勵側第52號絕緣軟水管表面出現一凹痕，經檢查此凹痕深2 mm，超過缺陷深度的允許值1 mm，對此絕緣引水管進行更換。

1.1.1 更換前準備

首先進行發電機定子線圈疏水，然后進行勵側第52號絕緣軟水管上/下部線圈間固定絕緣塊的位置確認和記號筆標識，線棒和絕緣軟水管接頭處絕緣層剝落和清理。

1.1.2 拆除絕緣軟水管

在絕緣軟水管接頭部位及線棒接觸部位涂覆環氧液，用于絕緣水管接頭部位加熱時冷卻。為防止線棒內表面因加熱導致氧化，將定子冷卻水入口法蘭處通入氮氣?？拷€棒處接頭先使用氣焊槍火焰加熱且絕緣軟水管一端取出，靠近母管處接頭后加熱并最終取出絕緣軟水管。

1.1.3 管口修復

線棒管口和冷卻水母管口位置檢查無異物進入線棒和母管，使用軟木塞及橡皮包裹后塞入線棒管口和冷卻水母管口，對線棒管口和冷卻水管口焊接部位使用鉸刀進行修復并使用千分尺進行測量。

1.1.4 安裝絕緣軟水管

取出臨時封堵帶，氣焊槍火焰加熱周圍使用防火布進行隔離且保護，絕緣軟水管接頭部位采用環氧液進行冷卻，為防止線棒/軟管/母管內表面氧化，在定冷水入口法蘭處通入氮氣。線棒管口接頭處和絕緣軟水管使用氣焊槍火焰加熱焊接。接頭處采用環氧液進行冷卻。

1.1.5 執行氮氣壓力衰減試驗

在發電機上部定冷水入口法蘭加裝臨時堵板進行氮氣壓力衰減試驗，試驗時間24 h，計算衰減量。驗收標準：24 h泄漏量小于28.3 L，見表1。

表1 氮氣壓力衰減試驗記錄數據表Table1 Nitrogen pressure decline test data

24 h泄漏量L0=V0×[(293/101.35)×(P0+P0,)/(273+t0)- (P1+ P1,)/(273+t1)]×24/T

其中，V0是定冷水管道容量744 L；T為試驗時間；P0為初始氮氣壓力值；P0為初始大氣壓力值；P1為最終氮氣壓力值；P1為最終大氣壓力值；t0為初始線圈溫度平均值；t1為最終線圈溫度平均值；測點溫度①為勵側冷水水母管管口位置溫度；測點溫度②為勵側分支管管口位置溫度；測點溫度③為汽側冷水水母管管口位置溫度；測點溫度④為汽側分支管管口位置溫度；測點溫度⑤為55號線槽鐵芯中心位置溫度；測點溫度⑥為勵側55號線槽鐵芯端部位置溫度；測點溫度⑦為汽側55號線槽鐵芯端部位置溫度。

24 h泄漏量L0為2.5 L，小于驗收值，滿足要求。

1.1.6 絕緣處理

絕緣軟水管接頭部位凹陷部分采用PC-50絕緣物進行填充，接頭部位金屬毛刺剔除防止扎破絕緣包裹層。

1.1.7 回裝絕緣塊

絕緣塊和絕緣布采用環氧漆P R-100浸漆后，放入上部線圈間和下部線圈間。同時，8芯R S240P E-535E牌號絕緣綁扎帶采用環氧漆PR-100浸漆，纏繞兩圈固定上部絕緣塊和下部絕緣塊。剔除突出毛刺后整體絕緣塊和絕緣綁扎帶采用KE-515絕緣漆涂抹。

1.2 發電機汽側鐵芯端部溫度高問題處理

2003年1月，發電機滿負荷試驗時，發現發電機汽側鐵芯端部溫度測點TE5382和TE5390溫度高，其中TE5382溫度顯示達到132 ℃，TE5390溫度顯示達到127 ℃，超過ANSI標準和發電機設計要求B級溫升要求。

我廠發電機汽側鐵芯溫度測點21個，其中齒部測點6個（#61/#62/#65/#66/#69/#70），軛部測點6個（#63/#64/#67/#68/#71/#72），鐵芯夾緊端環面部9個（#73/#74/#75/#76/#77/#78/#79/#80/#81）。

發電機勵側鐵芯溫度測點21個，其中齒部測點6個（#82/#83/#86/#87/#90/#91），軛部測點6個（#84/#85/#88/#89/#92/#93），鐵芯夾緊端環面部9個（#94/#95/#96/#97/#98/#99/#100/#101/#102）。

經過比較1號機組和2號機組發電機滿功率下鐵芯端部溫度數據見圖1。2號機組發電機汽側齒部#62（TE5382）和#70(TE5390)溫度同樣較其他#61/#65/#66/#69齒部測點溫度高。數據表明汽側齒部#62（TE5382）和#70(TE5390)溫度高為共性問題，而非局部材質和通風不當導致局部溫度點過高。

經研究分析，主要原因為齒部#62（TE5382）和#70(TE5390)測點兩旁線槽內為不同相線棒并導致磁滯損耗增大，齒部溫度較高。#61/#65/#66/#69齒部測點因兩旁線槽內為同相線棒并導致磁滯損耗減少，齒部溫度較低。

圖1 1號機組和2號機組滿功率鐵芯溫度數據表Fig.1 Full power iron-core temperature of Unit1 &2

排除局部材質和通風不當的原因，經分析以上曲線，可以看出幾個相同點：

①發電機汽側和勵側齒部溫度均較高于軛部溫度；

②1號機組和2號機組齒部溫度高于軛部溫度的差值幾乎相同；

③1號機組和2號機組汽側齒部與勵側齒部溫度差值幾乎相同。

①說明主磁通在通入鐵芯齒部，還因定轉子之間邊緣效應，存在漏磁通通過齒部，導致不管汽側和勵側鐵芯齒部溫度均較高于軛部溫度。

相同點②和③說明1號機組和2號機組發電機在定轉子、鐵芯機械加工和電磁設計上保持一致。

1號機組汽側和勵側齒部和軛部溫度數據整體高于2號機組，說明1號機組發電機鐵芯端部漏磁大于2號機組鐵芯端部漏磁，而漏磁增加為發電機整體機加工偏差和安裝偏差導致。

進相試驗期間,測得發電機功率因數變化對應鐵芯溫度數據，具體見表2。

表2 秦山三核1號機組發電機不同功率因數下鐵芯溫度數據表Table2 Iron-core temperatures at different power factors of Qinshan III Unit1

秦山三核RCW冷卻水水溫度夏天最高可超過30 ℃，考慮到氫氣冷卻器容量，根據現場記錄數據分析，發電機冷氫溫度夏天最高可達到42 ℃。依據發電機鐵芯溫升與發電機輸出功率的平方成正比關系，按照公式：鐵芯最高溫升Δt=P發2×（b－a），計算出不同冷卻水溫度下的鐵芯最高溫升和鐵芯溫度最高值，具體見圖2。

圖2 不同RCW冷卻水溫下鐵芯溫度/溫升最高值曲線圖Fig.2 The curves of maximum values of iron-core temperature/temperature rise at different cooling water temperatures

根據以上試驗和計算數據曲線，冷氫溫度設定值控制在37～42 ℃范圍內，發電機鐵芯溫度最高值不超過130 ℃，滿足B級溫升要求。

按照現場冷氫溫度控制器實際狀況和要求，將現場冷氫溫度控制器溫度設定為40 ℃，滿足以上發電機鐵芯溫度控制要求。同時，將發電機定子冷卻水溫度設定為40 ℃，與冷氫溫度設定值保持一致。

1.3 發電機轉子匝間短路處理

2007年4月26日起，2號機組發電機8號軸振經過三次階躍變化，從64 μm上升到75 μm，后上升到86 μm，最高到達116 μm達到穩定，同時7號軸振從54 μm上升到78 μm達到穩定。7號軸振和8號軸振階躍變化的同時，發電機的無功功率也發生變化，從240 M W下降到150 M W，后上升到240 MW。發電機轉子溫度從75 ℃下降到65 ℃后上升到75 ℃。勵磁電流從4500 A下降到4400 A后上升到4500 A。發電機7號軸振和8號軸振運行正常范圍為50～60 μm，此次軸振發生變化（伴隨發電機無功功率變化），雖未到達振動報警值150 μm和跳機值250 μm，但在瞬態振動變化后一直保持穩定，說明發電機內部部件已經發生變化并保持，故造成發電機轉子振動發生變化。

經分析得出，此次軸振階躍有以下3個特征：

（1）發電機輸出無功功率發生波動后7/8號軸振發生階躍；

（2）7/8號軸振發生階躍后維持在一較高振動值并保持穩定；

（3）7/8號軸振階躍變化同時，發電機轉子溫度發生同趨勢變化。

歸納以上現象，可以得出發電機軸振變化原因為發電機無功功率劇變引起發電機轉子溫度變化，發電機轉子溫度變化導致轉子熱膨脹不暢，導致卡阻造成熱不平衡后，軸振增加。

熱膨脹不暢導致熱不平衡的原因分析：

（1）靜止狀態下，轉子槽楔與滑移層保持靜止，滑移層和勵磁線棒保持靜止，接觸面保持良好接觸，槽楔、滑移層和勵磁線棒位置關系和接觸面見圖3。

圖3 靜止狀態下接觸面和受力分析圖Fig.3 Analysis of contact stress under static state

（2）汽輪發電機沖轉狀態下（額定轉速1500 r/min），轉子槽楔、滑移層和勵磁線棒徑向方向受離心力作用，無軸向摩擦力和熱膨脹力，轉子槽楔、滑移層和勵磁線棒受力見圖4。

（3）發電機滿負荷運行，正常狀況下，轉子勵磁線棒因無功功率波動產生熱膨脹，轉子滑移層和槽楔受熱膨脹力影響平行移動，滿負荷狀況下發電機轉子槽楔、滑移層、勵磁線棒受力見圖5。

從圖5可以看出，發電機轉子槽楔、滑移層和勵磁線棒的運行狀況如下：

（1）靜止狀態下，轉子槽楔、滑移層和勵磁線棒無離心力、摩擦力和熱膨脹力，無異常移動和卡澀且無熱不平衡；

（2）沖轉階段，轉子槽楔、滑移層和勵磁線棒受離心力，無摩擦力和熱膨脹力，無異常移動和卡澀且無熱不平衡；

（3）滿負荷正常運行階段，轉子槽楔、滑移層和勵磁線棒受離心力，摩擦力和熱膨脹力，自由移動和無卡澀且無熱不平衡。

圖4 沖轉狀態下接觸面和受力分析圖Fig.4 Analysis of contact stress at rushing state

圖5 運行狀態下接觸面和受力分析圖Fig.5 Analysis of contact stress at operation state

當轉子槽楔、滑移層和勵磁線棒表面存在局部卡澀時，此時熱膨脹力F2＜摩擦力F1，轉子槽楔或滑移層將發生粘連和卡澀，導致轉子熱不平衡，最終造成轉子軸振高。當熱膨脹力F2＞摩擦力F1時，轉子槽楔或滑移層平滑移動，轉子自由膨脹，將不會造成轉子軸振高，具體見圖6。

圖6 發生粘連卡澀時接觸面和受力分析圖Fig.6 Analysis of contact stress at accretion and stuck state

根據發電機轉子軸振升高原因為轉子部件存在粘連和卡澀，定于2號機組203大修期間進行發電機轉子護環解體并進行轉子部件打磨和精密檢查。

發電機轉子經去磁后即可進行護環拆解，采用標稱截面200 m m2加熱電纜纏繞護環32圈，計算感應調壓器低壓冊輸出電壓，可得：

式中：N 為 感應線圈需纏繞的匝數；

Z L 為單匝感應線圈阻抗；

In為感應調壓器輸出電流；

XT為變壓器歸算到低壓側的漏抗；

Z電纜為標稱截面200 m m2電纜單位長度阻抗值；

L為感應加熱電纜長度。

在護環表面纏繞阻燃玻璃絲布和石棉布，護環表面貼裝溫度傳感器，溫度信號接入溫度記錄儀。加熱電纜纏繞圈數32圈，調節感應調壓器的輸出電壓約為180 V，記錄加熱電流約為650 A，開始記錄加熱時間。待護環表面溫度達到250 ℃，敲擊護環環鍵，使其與轉子固定凸齒完全松脫，停加熱線圈電源，利用轉子徑向千斤頂對護環加壓，將護環逐漸頂出。發電機轉子護環結構見圖7。

轉子分壓試驗執行過程中，發現發電機轉子存在匝間短路。采用粗查法/精查法/逐點定位法步驟，精確定位轉子匝間短路點位置。

粗查法采用交流分壓法，具體數據見表3。

圖7 發電機轉子護環結構圖Fig.7 Structure of generator rotor protective ring

表3 交流分壓試驗數據記錄表Table3 AC differential pressure test data

圖8 發電機轉子直流分壓試驗數據圖Fig.8 Turbo-generator rotor DC differential pressure test data

從表3可以看出1N極繞組的第5匝線圈與3N極電位的偏差比為38.55%，超過5%的驗收標準，判斷1N極繞組的第5匝線圈存在匝間短路。

精查法采用直流分壓法，從以下數據記錄來看，第一層分壓數據較其他層數分壓數據低，可以判斷短路點位于第一層和第二層之間。從第二層數據來看，勵磁側下部測試孔至汽機側下部測試孔分壓與其他分層分壓一致，可以得出短路點位于勵磁側測試孔右部，距離定義為X，見圖8。i1為第一層電流，i為第二層及其他層電流，L2為勵側端部長度，L3為汽側端部長度，L4為汽側端部第二層長度；L1為第一層勵側端部長度，K為勵磁線圈單位長度電阻值。根據基本電路KVL、KCL原理，得出以下公式：

其中，l1=682.5+486.6=1169.1 mm；

l2=2×682.5+985.8=2350.8 mm；

l3=2×682.5+973.3=2338.3 mm；

l4=2×682.5+998.4=2363.4 mm；

l5=5384.8mm。

得出xmin為636 m m，xmax為1048 m m。初步定位短路位于第一層勵側測試孔右邊636～1048 mm范圍。

于測量短路點位置使用撬棒撬開縫隙，目測確認短路金屬物存在（見圖9），使用專用鑷具取出短路金屬物體，層間絕緣層加以修補和固化。

2 結論

隨著大型汽輪發電機在核電廠使用和運行，大型發電機的穩定運行對于電站起著重要作用。優質故障處理和維修質量，方能保證大型發電機的絕佳運行性能和優質設備狀態。本文將為大型發電機優質設備狀態管理，以及發電機設備維修提供有益的參考和借鑒意義。

圖9 轉子匝間金屬短路點圖示Fig.9 Illustration on rotor inter-turn metal short dot

[1]李偉清.汽輪發電機故障檢查分析及預防[M].北京：中國電力出版社，2002.