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1、汽轮发现机组发电机转子漏水事故案例分 析前言2012年 12 月我公司#3 发电机发生了发电机转子进水管拐脚漏水事件， 经过两次停机处理后方处理好，导致我厂年终发电量、安全运行等未能按期完成， 并造成直接经济损失约 40 万元；故障后#3 发电机退出运行 10 天，电量损失约 6500万KWh。此事件及其恶劣，现将其通报如下，各值应加强学习，从中吸取经 验教训。我厂#3 发电机为水水空冷却机组，即定子线圈为水冷，转子线圈为水冷，定子铁芯为空气冷却，2003 年投产。发电机规范如下表：额定功率300MW型号QFS23002最大功率340MW最大容量353MVA额定电压20kV额定电流10217A
2、相数三相频率50HZ功率因素0.85短路比0.58效率98.85%一次临界转速820转/分二次临界转速2400转/分额定励磁电压418V额定励磁电流1819A空载励磁电流706A空载励磁电压141V允许强励时间10S定子接法双星形生产厂家上海汽轮发电机厂事故分析报告如下：填报部门技术安全部填报时间2011 年 1 月 10 日事故经过：1、2010年12月14日17： 00，#3机组运行值班员巡检发现发电机小室励磁机侧湿度差动检漏仪显示机内外湿度差为7.8% （正常在3%以下），且发电机空冷小室墙壁外侧靠 地面部分潮湿，出口小室墙潮，立即汇报当班值长并了解检修人员，打开空冷小室检查, 发现励侧
3、4组空冷器下表面均挂有较密水珠并往下滴，小室地面有积水。经检查发电机 定子端部、铁芯背部、热风室未发现可见异常，重点检查发电机空气冷却器。2、2010年12月14日20:00，隔绝发电机励侧下层#1、4组空冷器后检查不漏。3、15 日8： 50分检查#3发电机空冷器下部凝水有增大迹象（有3-4滴同时落下），且励侧和 汽侧空冷器均有凝水，隔绝励侧下层#2、3组空冷器，观察水滴有减少迹象。09： 30隔 绝汽侧下层4组空冷器，观察空冷器下部已无凝水。15： 30做发电机励侧下层四组空冷 器水压试验（打压至0.15MPa保持30分钟压力不降为合格），确认励侧下层#1空冷器泄 漏，将其隔绝。投入水压试
4、验无渗漏的空冷器后仍然有漏水现象。4、17日，对所有空气冷却器重新进行打水压查漏，除励侧下层#1空冷器外，其余15组 空冷器均无渗漏，但将水压试验合格的空冷器投运后漏水仍然存在。5、上述检查过程中，将#3发电机本体定冷水及铜屏蔽处的检修孔打开并隔绝部分空冷 器，提高冷、热风温度后，空冷器下部凝水逐渐减少，反之凝水则逐渐增多。6、18日，将#3机组定子冷却水进水压力调低至0.28MPa （12.6米就地压力表）、转子冷 却水进水压力调低至0.2MPa（12.6米就地压力表），同时为了准确判断#3机空冷器上 的凝水是否为发电机内冷水，由化学专业对定、转子冷却水、循环水、及空冷器表面凝 结水分别取样
5、进行对比分析。7、19日，从水样分析情况看空冷器凝水中的几个特征量具有不同指向：钠离子和硫酸 根离子含量接近于循环水，氯离子含量则接近于发电机内冷水。由于空冷器凝水中的离 子特征量没有明确指向，19日21： 00,在#3机组转子冷却水中加入160mL浓度为2mol/L 的氢氧化钠溶液，再次对空冷器漏水进行取样分析，从取的水样中分析钠离子大幅增加， 初步判断空冷器漏水来源于发电机转子冷却水，并认为发电机转子本体水回路发生泄漏 的可能性大。经汇报公司领导同意后#3机组开始做停机准备工作。8、19日5:20，通过已打开的发电机定子冷却水进水管处检查孔发现定子铁芯背部有明 显的水迹，为防止漏水扩大发电
6、机定子绕组绝缘受潮损坏、击穿短路造成重大设备损坏 事故，#3机组紧急停运。9、19日9： 00, #3发电机励端端盖吊开，对发电机端部及下部、转子水箱及大小护环 进行外观检查没有水漏出。做好发电机抽转子准备工作，同时了解制造厂技术人员赶赴 现场协助检查。10、在制造厂技术人员指导下从19日下午18： 00至20日凌晨6:00对发电机转子绕组 进行水压试验（最高水压达6.87MPa）,水压期间检查发电机各部均未发现漏水现象；同 时在转子打压过程中3次对发电机转子绕组绝缘电阻进行测量，测量结果分别为0.2兆 欧、0.3兆欧、0.4兆欧。11、转子水压试验期间，提高定子水压、空冷器水压，对发电机各部
7、检查无渗漏及异常 情况。12、后续检查中发现发电机汽侧小端盖内侧（即发电机进风室）自中分面向上有明显的 水迹，判断由于汽侧小端盖中分面密封不良，发电机运行中外部积水（发电机转子甩水 盒存在少量漏水，聚集在汽侧小端盖外侧）部分被吸入发电机机内。13、20 日 9： 00,公司对#3发电机转子漏水问题进行专题分析，根据水压试验情况及试 验中转子绕组绝缘电阻测量结果，制造厂技术人员判断转子本体水回路没有异常，而汽 侧从外部吸入的水（转冷水甩水盒漏水）虽然与水质分析结果吻合，但吸入水量与空冷 器凝水量存在明显差异。由于没有更有效的方式确认故障性质，会议讨论决定将机组启 动，在发电机冲转到3000rpm
8、时进行检查。14、12月20日18:25分，发电机冲转到额定转速（3000转/分），发电机热风室内湿度 逐渐上升，励磁机侧定子铁芯背部（与励侧大护环位置对应）在整个圆周范围出现明显 水滴，降低转速到2800转/分以下，漏水现象消失，再次提升转速至2800转/分以上， 漏水即又发生。判断发电机转子冷却水渗漏，渗漏部位在励磁机端大护环内，需抽出发 电机转子进行检修。15、12月21日，开始做发电机抽转子检修准备工作，制定了#3机转子漏水抢修方案， 详细列出抢修所需人员、工器具、材料清单，并逐项落实，在盘车状态下先拆除发电机 大小端盖。12月21日11:00，投运快冷装置对汽轮机进行冷却，生产各部门
9、轮流排班， 组织检修单位和制造厂技术人员24小时不间断作业进行抢修。16、12月23日，所有抢修人员、工器具及材料准备到位，在主机油系统停运后立即开 展抢修。当汽轮机气缸温度降到允许值时将盘车装置停运，拆除盘车装置、发电机碳刷 架、5、6号瓦解体移除、拆除对轮联轴器螺栓。17、12月24 日 14点将发电机转子抽出，开始拆卸转子两侧大、小护环。12月24日18 点，在厂家技术人员指导下用火焊将励侧大小护环均匀加热至250度左右时取下。通过 水压试验，发现励侧长线极4大5小绕组不锈钢拐脚地方有水滴，其它地方没有水滴， 确定该位置即为漏水点（见图1）。18、12月25日7:30在将机侧大小护环及风
10、扇拆除后，打出#4、5长线极的槽楔，拔出 #4、5线圈。加热拆出4大5小不锈钢拐脚检查发现，在离不锈钢拐脚末端约10mm处 有一条周向长约8mm的可见裂纹（见图2、3），外部可见裂纹约1/3圆周（120）、管子 拆下后内部检查裂纹已达3/4圆周（270）。图1转子绕组漏水部位（大护环拆卸后）图2漏水的不锈钢拐脚外壁图4更换引水管后19、根据故障点性质，需要更换该不锈钢引水管，由于制造厂无备件，经协商从制造厂 成品发电机转子上拆卸备件使用，上海发电机厂将备件从上海以最快速度发到现场。20、12月26日凌晨2： 00，备件到达现场，4:00不锈钢引水管焊接处理好（见图4）, 经10MPa的水压试验
11、合格。测量转子绕组绝缘0.1兆欧，将电机转子拆卸的线棒、槽楔 装复。再次经10MPa水压试验合格，开始装复转子两侧大、小护环、风扇环及风扇座。21、27 日 1点30分，加热将大小护环热套到位，做转子线圈流量试验，16个出水口水 量基本相同。再次对转子进行7.6 MPa水压试验，2小时内水压降至7.35 MPa，检查转 子本体各部位无渗漏。测量转子绕组膛外交流阻抗与大修后测量值一致。22、在处理过程中，云南电科院测量发电机定子绕组绝缘电阻、直流电阻，并进行定子 绕组直流耐压及泄露、交流耐压试验，各项试验数据均正常（见下表）定子绕组绝缘电阻及吸收比:相别R15R60吸收比直流耐压前A相3.785
12、GQ1.672QG2.263B相3.442GQ1.645GQ2.092C相3.422GQ1.613GQ2.122直流耐压后A相1.068GQ953.4MQ1.12B相1.124GQ980.1MQ1.147C相1.58GQ1.186GQ1.333定子绕组直流耐压及泄露试验试验电压（KV）1020304050泄露电流A (uA)1141535B (uA)1172570C (uA)112743定子绕组交流耐压试验:相别试验电压1.5Un时间结论A30KV1min耐压通过B30KV1min耐压通过C30KV1min耐压通过交流耐压后定子绕组绝缘电阻及吸收比:相别R15R60吸收比直流耐压前A相15.3
13、8GQ2.396GQ6.418B相5.491GQ1.597GQ3.437C相5.037GQ1.516GQ3.32223、12月27日上午9:40, #3发电机转子漏水故障抢修完成，开始回穿发电机转子作业, 穿转子作业由云南耀荣电力检修公司负责。10： 00,发电机转子用#2行车起吊（#1行车在12月23日抽转子时起重到44吨即不 能起吊，未处理好，故换用#2行车），经水平行走至转子轴线与定子轴线基本一致、转 子汽侧联轴器离定子励侧端部约4米时，行车按照起重指挥的指令向定子膛内方向连续 行走。10:10，转子汽侧端部行走至离定子励侧端部约1.5米，起重指挥人员发现转子离定 子端部距离较小且转子移
14、动速度较快后，连续发出行车制动指令，但转子继续前移并碰 到两块定子绕组端部渐开线固定压板靠定子膛内侧螺钉（励侧10、11点方向）。碰触发生后，立即停止穿转子作业，并将转子吊回原位，对定子碰伤部位进行检查, 发现碰伤的两块压板中，10点方向压板内侧螺栓铜螺帽棱角被撞伤凹陷约1.52毫米、 螺杆整体向内侧移动约1.52毫米、螺栓包覆环氧泥全部碎裂、压板外侧固定螺栓包覆 环氧泥也受力裂开，同时该压板边沿绝缘漆呈线状脱落，可见明显的绝缘材料本色，11 点位置的另一块压板也受到损伤，但较轻微:经对碰触部位及周围定子端部绕组、绑线、垫块、结构件检查，除上述情况外未发 现明显异常情况。由于拆除损伤压板、检查
15、定子线棒绝缘需要的时间较长，暂不具备条件，27日晚， 由云南电力技术公司对发电机定子绕组进行试验，经测量发电机三相定子绕组绝缘电阻、 吸收比、直流泄漏电流正常，进行交流耐压试验合格后，对损伤的两颗螺栓包覆环氧泥（压板外侧螺栓环氧层破裂，也重新包覆）、对压板边沿绝缘漆脱落处重新涂刷绝缘覆盖 漆后，发电机穿回转子备用。24、2011年1月4日，#3机组启动，汽机冲转到600r/min时，励侧小端盖有明显摩擦 声音，#6瓦振动也明显增大。将转速降到0时停盘车测量励侧小端盖密封环与轴间隙， 下部间隙5丝、右侧（面向发电机）间隙1520丝、顶部间隙40丝。将小端盖风挡拆下 检查，小端盖密封环与外小护环有明显摩擦痕迹，小端盖密封环上铜质密封片固定螺丝 各有1颗脱落，其余几颗螺丝松动。经紧固螺丝并用锉刀及砂纸将铜密封片进行打磨， 重新装复后，测量下部间隙大于20丝，上部间隙大于50丝。机组再次启动升速
