刘光明，陆永芳，王 军

（秦山第三核电有限公司，浙江 海盐314300）

发电机故障主要分为20多类，主要为漏水、漏油、温度高、短路等重要缺陷。本文主要通过几个发电机典型故障处理，提供有益的借鉴意义。

1 发电机典型故障处理

1.1 发电机绝缘软水管缺陷处理

在发电机安装到位后，进行发电机检查，发现励侧第52号绝缘软水管表面出现一凹痕，经检查此凹痕深2 mm，超过缺陷深度的允许值1 mm，对此绝缘引水管进行更换。

1.1.1 更换前准备

首先进行发电机定子线圈疏水，然后进行励侧第52号绝缘软水管上/下部线圈间固定绝缘块的位置确认和记号笔标识，线棒和绝缘软水管接头处绝缘层剥落和清理。

1.1.2 拆除绝缘软水管

在绝缘软水管接头部位及线棒接触部位涂覆环氧液，用于绝缘水管接头部位加热时冷却。为防止线棒内表面因加热导致氧化，将定子冷却水入口法兰处通入氮气。靠近线棒处接头先使用气焊枪火焰加热且绝缘软水管一端取出，靠近母管处接头后加热并最终取出绝缘软水管。

1.1.3 管口修复

线棒管口和冷却水母管口位置检查无异物进入线棒和母管，使用软木塞及橡皮包裹后塞入线棒管口和冷却水母管口，对线棒管口和冷却水管口焊接部位使用铰刀进行修复并使用千分尺进行测量。

1.1.4 安装绝缘软水管

取出临时封堵带，气焊枪火焰加热周围使用防火布进行隔离且保护，绝缘软水管接头部位采用环氧液进行冷却，为防止线棒/软管/母管内表面氧化，在定冷水入口法兰处通入氮气。线棒管口接头处和绝缘软水管使用气焊枪火焰加热焊接。接头处采用环氧液进行冷却。

1.1.5 执行氮气压力衰减试验

在发电机上部定冷水入口法兰加装临时堵板进行氮气压力衰减试验，试验时间24 h，计算衰减量。验收标准：24 h泄漏量小于28.3 L，见表1。

表1 氮气压力衰减试验记录数据表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为试验时间；P0为初始氮气压力值；P0为初始大气压力值；P1为最终氮气压力值；P1为最终大气压力值；t0为初始线圈温度平均值；t1为最终线圈温度平均值；测点温度①为励侧冷水水母管管口位置温度；测点温度②为励侧分支管管口位置温度；测点温度③为汽侧冷水水母管管口位置温度；测点温度④为汽侧分支管管口位置温度；测点温度⑤为55号线槽铁芯中心位置温度；测点温度⑥为励侧55号线槽铁芯端部位置温度；测点温度⑦为汽侧55号线槽铁芯端部位置温度。

24 h泄漏量L0为2.5 L，小于验收值，满足要求。

1.1.6 绝缘处理

绝缘软水管接头部位凹陷部分采用PC-50绝缘物进行填充，接头部位金属毛刺剔除防止扎破绝缘包裹层。

1.1.7 回装绝缘块

绝缘块和绝缘布采用环氧漆P R-100浸漆后，放入上部线圈间和下部线圈间。同时，8芯R S240P E-535E牌号绝缘绑扎带采用环氧漆PR-100浸漆，缠绕两圈固定上部绝缘块和下部绝缘块。剔除突出毛刺后整体绝缘块和绝缘绑扎带采用KE-515绝缘漆涂抹。

1.2 发电机汽侧铁芯端部温度高问题处理

2003年1月，发电机满负荷试验时，发现发电机汽侧铁芯端部温度测点TE5382和TE5390温度高，其中TE5382温度显示达到132 ℃，TE5390温度显示达到127 ℃，超过ANSI标准和发电机设计要求B级温升要求。

我厂发电机汽侧铁芯温度测点21个，其中齿部测点6个（#61/#62/#65/#66/#69/#70），轭部测点6个（#63/#64/#67/#68/#71/#72），铁芯夹紧端环面部9个（#73/#74/#75/#76/#77/#78/#79/#80/#81）。

发电机励侧铁芯温度测点21个，其中齿部测点6个（#82/#83/#86/#87/#90/#91），轭部测点6个（#84/#85/#88/#89/#92/#93），铁芯夹紧端环面部9个（#94/#95/#96/#97/#98/#99/#100/#101/#102）。

经过比较1号机组和2号机组发电机满功率下铁芯端部温度数据见图1。2号机组发电机汽侧齿部#62（TE5382）和#70(TE5390)温度同样较其他#61/#65/#66/#69齿部测点温度高。数据表明汽侧齿部#62（TE5382）和#70(TE5390)温度高为共性问题，而非局部材质和通风不当导致局部温度点过高。

经研究分析，主要原因为齿部#62（TE5382）和#70(TE5390)测点两旁线槽内为不同相线棒并导致磁滞损耗增大，齿部温度较高。#61/#65/#66/#69齿部测点因两旁线槽内为同相线棒并导致磁滞损耗减少，齿部温度较低。

图1 1号机组和2号机组满功率铁芯温度数据表Fig.1 Full power iron-core temperature of Unit1 &2

排除局部材质和通风不当的原因，经分析以上曲线，可以看出几个相同点：

①发电机汽侧和励侧齿部温度均较高于轭部温度；

②1号机组和2号机组齿部温度高于轭部温度的差值几乎相同；

③1号机组和2号机组汽侧齿部与励侧齿部温度差值几乎相同。

①说明主磁通在通入铁芯齿部，还因定转子之间边缘效应，存在漏磁通通过齿部，导致不管汽侧和励侧铁芯齿部温度均较高于轭部温度。

相同点②和③说明1号机组和2号机组发电机在定转子、铁芯机械加工和电磁设计上保持一致。

1号机组汽侧和励侧齿部和轭部温度数据整体高于2号机组，说明1号机组发电机铁芯端部漏磁大于2号机组铁芯端部漏磁，而漏磁增加为发电机整体机加工偏差和安装偏差导致。

进相试验期间,测得发电机功率因数变化对应铁芯温度数据，具体见表2。

表2 秦山三核1号机组发电机不同功率因数下铁芯温度数据表Table2 Iron-core temperatures at different power factors of Qinshan III Unit1

秦山三核RCW冷却水水温度夏天最高可超过30 ℃，考虑到氢气冷却器容量，根据现场记录数据分析，发电机冷氢温度夏天最高可达到42 ℃。依据发电机铁芯温升与发电机输出功率的平方成正比关系，按照公式：铁芯最高温升Δt=P发2×（b－a），计算出不同冷却水温度下的铁芯最高温升和铁芯温度最高值，具体见图2。

图2 不同RCW冷却水温下铁芯温度/温升最高值曲线图Fig.2 The curves of maximum values of iron-core temperature/temperature rise at different cooling water temperatures

根据以上试验和计算数据曲线，冷氢温度设定值控制在37～42 ℃范围内，发电机铁芯温度最高值不超过130 ℃，满足B级温升要求。

按照现场冷氢温度控制器实际状况和要求，将现场冷氢温度控制器温度设定为40 ℃，满足以上发电机铁芯温度控制要求。同时，将发电机定子冷却水温度设定为40 ℃，与冷氢温度设定值保持一致。

1.3 发电机转子匝间短路处理

2007年4月26日起，2号机组发电机8号轴振经过三次阶跃变化，从64 μm上升到75 μm，后上升到86 μm，最高到达116 μm达到稳定，同时7号轴振从54 μm上升到78 μm达到稳定。7号轴振和8号轴振阶跃变化的同时，发电机的无功功率也发生变化，从240 M W下降到150 M W，后上升到240 MW。发电机转子温度从75 ℃下降到65 ℃后上升到75 ℃。励磁电流从4500 A下降到4400 A后上升到4500 A。发电机7号轴振和8号轴振运行正常范围为50～60 μm，此次轴振发生变化（伴随发电机无功功率变化），虽未到达振动报警值150 μm和跳机值250 μm，但在瞬态振动变化后一直保持稳定，说明发电机内部部件已经发生变化并保持，故造成发电机转子振动发生变化。

经分析得出，此次轴振阶跃有以下3个特征：

（1）发电机输出无功功率发生波动后7/8号轴振发生阶跃；

（2）7/8号轴振发生阶跃后维持在一较高振动值并保持稳定；

（3）7/8号轴振阶跃变化同时，发电机转子温度发生同趋势变化。

归纳以上现象，可以得出发电机轴振变化原因为发电机无功功率剧变引起发电机转子温度变化，发电机转子温度变化导致转子热膨胀不畅，导致卡阻造成热不平衡后，轴振增加。

热膨胀不畅导致热不平衡的原因分析：

（1）静止状态下，转子槽楔与滑移层保持静止，滑移层和励磁线棒保持静止，接触面保持良好接触，槽楔、滑移层和励磁线棒位置关系和接触面见图3。

图3 静止状态下接触面和受力分析图Fig.3 Analysis of contact stress under static state

（2）汽轮发电机冲转状态下（额定转速1500 r/min），转子槽楔、滑移层和励磁线棒径向方向受离心力作用，无轴向摩擦力和热膨胀力，转子槽楔、滑移层和励磁线棒受力见图4。

（3）发电机满负荷运行，正常状况下，转子励磁线棒因无功功率波动产生热膨胀，转子滑移层和槽楔受热膨胀力影响平行移动，满负荷状况下发电机转子槽楔、滑移层、励磁线棒受力见图5。

从图5可以看出，发电机转子槽楔、滑移层和励磁线棒的运行状况如下：

（1）静止状态下，转子槽楔、滑移层和励磁线棒无离心力、摩擦力和热膨胀力，无异常移动和卡涩且无热不平衡；

（2）冲转阶段，转子槽楔、滑移层和励磁线棒受离心力，无摩擦力和热膨胀力，无异常移动和卡涩且无热不平衡；

（3）满负荷正常运行阶段，转子槽楔、滑移层和励磁线棒受离心力，摩擦力和热膨胀力，自由移动和无卡涩且无热不平衡。

图4 冲转状态下接触面和受力分析图Fig.4 Analysis of contact stress at rushing state

图5 运行状态下接触面和受力分析图Fig.5 Analysis of contact stress at operation state

当转子槽楔、滑移层和励磁线棒表面存在局部卡涩时，此时热膨胀力F2＜摩擦力F1，转子槽楔或滑移层将发生粘连和卡涩，导致转子热不平衡，最终造成转子轴振高。当热膨胀力F2＞摩擦力F1时，转子槽楔或滑移层平滑移动，转子自由膨胀，将不会造成转子轴振高，具体见图6。

图6 发生粘连卡涩时接触面和受力分析图Fig.6 Analysis of contact stress at accretion and stuck state

根据发电机转子轴振升高原因为转子部件存在粘连和卡涩，定于2号机组203大修期间进行发电机转子护环解体并进行转子部件打磨和精密检查。

发电机转子经去磁后即可进行护环拆解，采用标称截面200 m m2加热电缆缠绕护环32圈，计算感应调压器低压册输出电压，可得：

式中：N 为 感应线圈需缠绕的匝数；

Z L 为单匝感应线圈阻抗；

In为感应调压器输出电流；

XT为变压器归算到低压侧的漏抗；

Z电缆为标称截面200 m m2电缆单位长度阻抗值；

L为感应加热电缆长度。

在护环表面缠绕阻燃玻璃丝布和石棉布，护环表面贴装温度传感器，温度信号接入温度记录仪。加热电缆缠绕圈数32圈，调节感应调压器的输出电压约为180 V，记录加热电流约为650 A，开始记录加热时间。待护环表面温度达到250 ℃，敲击护环环键，使其与转子固定凸齿完全松脱，停加热线圈电源，利用转子径向千斤顶对护环加压，将护环逐渐顶出。发电机转子护环结构见图7。

转子分压试验执行过程中，发现发电机转子存在匝间短路。采用粗查法/精查法/逐点定位法步骤，精确定位转子匝间短路点位置。

粗查法采用交流分压法，具体数据见表3。

图7 发电机转子护环结构图Fig.7 Structure of generator rotor protective ring

表3 交流分压试验数据记录表Table3 AC differential pressure test data

图8 发电机转子直流分压试验数据图Fig.8 Turbo-generator rotor DC differential pressure test data

从表3可以看出1N极绕组的第5匝线圈与3N极电位的偏差比为38.55%，超过5%的验收标准，判断1N极绕组的第5匝线圈存在匝间短路。

精查法采用直流分压法，从以下数据记录来看，第一层分压数据较其他层数分压数据低，可以判断短路点位于第一层和第二层之间。从第二层数据来看，励磁侧下部测试孔至汽机侧下部测试孔分压与其他分层分压一致，可以得出短路点位于励磁侧测试孔右部，距离定义为X，见图8。i1为第一层电流，i为第二层及其他层电流，L2为励侧端部长度，L3为汽侧端部长度，L4为汽侧端部第二层长度；L1为第一层励侧端部长度，K为励磁线圈单位长度电阻值。根据基本电路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为636 m m，xmax为1048 m m。初步定位短路位于第一层励侧测试孔右边636～1048 mm范围。

于测量短路点位置使用撬棒撬开缝隙，目测确认短路金属物存在（见图9），使用专用镊具取出短路金属物体，层间绝缘层加以修补和固化。

2 结论

随着大型汽轮发电机在核电厂使用和运行，大型发电机的稳定运行对于电站起着重要作用。优质故障处理和维修质量，方能保证大型发电机的绝佳运行性能和优质设备状态。本文将为大型发电机优质设备状态管理，以及发电机设备维修提供有益的参考和借鉴意义。

图9 转子匝间金属短路点图示Fig.9 Illustration on rotor inter-turn metal short dot

[1]李伟清.汽轮发电机故障检查分析及预防[M].北京：中国电力出版社，2002.