发电机增容改造后出现的问题及消除措施
对发电机组增容改造后试验时发现的定子绕组泄漏电流不平衡、发电机轴瓦发生电腐蚀、端部磨损严重、转子槽楔松动等现象进行了分析；介绍了消除这些现象的处理方法和过程，如采取清理发电机定子绝缘引水管，端部加固绑扎，转子在槽楔下面加绝缘垫，重新打紧槽楔等措施，取得了一定效果，机组的运行状况得到了改善，文中还提出了相应的预防措施。 关键词：泄漏电流；振动；槽楔；绕组试验；发电机；技术改进；增容改造 为了缓解供电紧张局面，减轻新机组建设周期长、任务重、资金调配困难等压力，对旧有中小型发电机组进行了增容改造。这项改造工程，周期短、见效快，经济效益也较显著。然而也有一些增容改造工程出现了一些问题。其原因是多种多样的，有的是因受现场工艺条件的制约而产生的，有的是施工和改造方案论证缺乏依据而导致的，个别的是施工管理缺失的结果。笔者对某发电厂机组改造后产生的问题进行了简析，以期在今后的机组增容改造中能科学地处理好类似的问题。
1 发电机转子进水短轴断裂导致停机的问题
1.1 进水短轴断裂情况及原因分析
某电厂9号发电机由原同轴直流励磁机励磁改造为机端励磁变发电机励磁，拆除了原来的同轴励磁机，发电机轴系缩短2 m多，转子进水向汽侧同步移位。2005
- 02 - 04 T 13∶ 50，汽轮机运行员检查发现，9号机发电机转子冷却水进水支座盘根漏水大，联系汽机检修专业人员进行处理；14∶ 45～14∶ 55，盘根漏量增大，经调整（紧盘根）漏量有所减小；18∶ 05，9号机发电机转子冷却水进水支座盘根漏水增大，2005
- 02 - 05 T 00∶ 30，发电机解列。
对转子进水支座进行解体，发现转子进水短轴断裂、盘根正常。本次断裂的短轴是2000年发电机大修改造时更换的上海电机厂产品。短轴拆除后，检查其外观并无异常，轴颈磨损较轻，可以重复使用。重装后，测轴头晃动40μm，满足小于50μm的要求，安装、调整无异常。技术人员检查短轴断裂和断口情况，光谱检测结果显示：焊接法兰的法兰盘为碳钢，轴体为高铬不锈钢材质。对短轴断口和断口处的焊接夹砂情况进行了分析，初步认定：进水短轴断裂的原因为轴体材质和焊接法兰的焊接工艺不良，因而焊接缺陷在长期交变应力作用下发生了疲劳断裂。
1.2 防范措施
进水短轴器件不大，但与发电机转子直接连接，对发电机组的安全运行会有直接影响，因此应做好类似设备的金属监督和检查维护工作。水内冷机组的转子进水短轴在大修期间应进行金属探伤，小修时也应将其列为检查、维护项目。加强设备管理和专业设备维修分工管理，明确领用、管理和维护责任，并注重考核。为防止发生类似事件，应联系设备厂家，对该短轴断裂进行深入分析，并查询短轴加工、焊接情况和材质情况。
2 发电机泄漏电流严重不平衡的问题
2.1 异常现象
某发电厂对QFS - 137.5型（改造前为QFS - 125 - 2型）D号机组进行小修，在做发电机泄漏电流和直流耐压试验时发现，三相泄漏电流严重不平衡，A相较其他2相高400%以上，并且在1min的加压时间内A相泄漏电流由60μA骤增到91μA，比历年的数据增长了许多，各相泄漏电流相差也较大。这些泄漏电流随着加压时间的增加而升高，但充电现象仍然正常。
2.2 原因分析
根据试验，初步推测是绕组端部存在脏物或高阻性缺陷。打开端盖检查发现：A相绝缘引水管内壁有结垢脏污（A相汇水管内清理出约1mm3的黑色粉末不明物），较其他2相严重。经清污后再做定子绕组泄漏电流和直流耐压试验，三相泄漏电流均小于15μA（与历年数据相比已无明显变化），缺陷消除。
对发电机定子绝缘引水管内壁结垢进行取样检验，发现其主要成分为铜的化合物，这可能是发电机定子空心铜管受腐蚀，或者是机组改造中更换绕组时接头的铜焊渣未完全清理干净的缘故。运行记录显示，该机在停机前的化学水质分析中已发现铜离子含量超标，经常在100μg/L以上。经检查发现，发电机冷水箱上盖未封闭，双冷水直接与大气接触，氧气进入定子空心铜管，致使铜管腐蚀而造成铜离子含量超标。
2.3 防范措施
（1） 发电机每次大修后、开机前，定子水系统应使用除盐水进行带压力反复冲洗，直到排水清澈无颗粒，电导率达到标准要求。
（2） 发电机正常运行期间，当连续运行时间超过2个月后，遇有停机或解列机会时，应对发电机定、转子冷却水系统进行反冲洗。
（3） 完善发电机冷却水系统，尽可能使其密闭循环。
（4） 加强运行中的水质监控，内冷水质应按照汽轮机运行规程执行。
3 发电机励侧轴瓦发生电腐蚀的问题
3.1 异常现象
某发电厂8号发电机由于轴电压放电造成励侧轴瓦有电腐蚀。在改造后的一次小修期间，对其轴电压和轴瓦对地绝缘进行了测量。在测量励侧轴瓦对地绝缘电阻时，发现绝缘电阻为零，呈短路接地状态。机组并网后测得油膜电压为3.2V，轴电压基本由油膜承担。虽然电压不高，但是一旦油膜被击穿发生放电，可能会使润滑、冷却的油质逐渐劣化，严重时会烧坏轴瓦，造成停机事故。进一步检查又发现，机组改造后在励侧轴瓦上部及侧面加装的温度和振动传感器对绝缘有一定影响。
3.2 消除方法
（1） 对轴瓦绝缘进行处理。对凡有可能出现接地的部位（如各种传感器接线外护套）进行了仔细检查，对轴承定位销和螺栓绝缘套筒表面的油污等进行了清理。
（2） 机组改造后要保证轴承座绝缘垫的结构为“环氧板—金属片—环氧板”结构。在每次大修结束时，轴承座油管安装后、未穿转子前，应使用1000V兆欧表测量轴承座对地绝缘电阻，其值应不小于0.5MΩ；小修后应测量环氧板中金属片的绝缘，运行中可采用万用表测量轴承座对地绝缘电阻，均不应有明显的金属性接地。
（3） 应注意轴瓦安装传感器等其他部件后的对地绝缘情况。
4 定子端部线棒磨损和转子槽楔松动的问题
4.1 异常现象
某发电厂1号QFSN - 200 - 2型发电机，1981年12月投产。1983年1月发生发电机定子线棒端部烧坏事故，当时处理方法为现场更换发电机定子线棒。1998年10月，对该发电机进行增容改造，使发电机额定容量由200MW增加到220MW。
发电机增容改造后，初次小修检查发现：定子铁心压圈紧固螺栓（每侧18颗，共36颗）松动，金属夹板与绝缘夹板连接处也有松动现象。
2001年11月，发电机小修检查发现：发电机定子端部引出线与固定绝缘夹板间有3处明显磨损，并出现灰色的绝缘泥。当时将3处出现松动磨损的绝缘夹板拆下进行清理，在垫块间加垫适形涤纶垫，并刷环氧树脂胶作固化处理。
2002年10月，1号发电机大修检查中发现：汽轮机端定子、定子铁心定位筋螺栓螺帽有3处松动（M64），部位是：1点半钟、7点钟、10点钟位置；励磁机端过桥线绝缘支架压板螺帽约有1/4松动，在51、48、45、42号线棒部位用手可以拧松螺帽；过桥线绝缘支架与过桥引线相互磨损严重；在14、17号线棒部位（即靠近3点钟的位置），有青灰色油浆流出。检查发电机转子又发现：共有52块（总数416块）槽楔明显松动（用手能推动），转子表面部分漆层有过热脱落现象。
4.2 原因分析
分析认为：定子铁心压圈紧固螺栓松动，是运行中发电机铁心压圈振动磨损引起的；发电机端部整体绑扎紧固不够，是因为1号发电机增容改造后容量增加了10%，其端部线圈所受电动力会上升约20%，而发电机端部绑扎紧固情况没有进行改造的缘故。
发电机定子端部线棒可能存在固有的共振频率（接近100Hz），因而在发电机运行中可能产生共振，导致定子线棒端部与绝缘夹板的磨损。
发电机转子槽楔松动是由于增容改造时，发电机转子线棒全部拆下进行了清理，重新下线，虽对槽楔进行打紧，但运行一段时间后，在线棒受力和发电机端部线圈共振等因素作用下，槽楔出现了松动现象。这种松动有可能引起匝间绝缘垫条、楔下调节垫条窜动而堵塞风孔，影响发电机转子线棒散热。
4.3 处理措施
4.3.1 定子部分缺陷处理
（1） 在电机制造厂专家的指导下，将金属夹板与绝缘夹板连接螺栓紧固，用1 000 kg/m的气动扳手从汽侧将铁心压圈螺栓紧固，紧固程度达1/4～1/2周；励侧铁心压圈螺栓用大锤紧固处理。在螺母与螺栓之间滴入290号厌氧胶，将螺母锁牢。
（2） 对1号发电机进行定子绕组端部振形模态试验检查。试验采用锤击法对发电机端部绕组进行激振，测量输入力信号和输出加速度响应信号。用CRAS模态分析软件对信号进行数据采集，求出各测点的传递函数，然后进行模态分析，求出固有共振频率、振形和阻尼等模态参数。发电机励磁机侧定子绕组端部引线的固有频率见表1。
表1 发电机励磁机侧定子绕组端部引线的固有频率 Hz
引线位置
径 向
轴 向
切 向
1点半钟（10号线棒）
100.0
106.0
92.0
3点钟（19号线棒）
98.5
97.5
101.0
测试结果发现：在励磁机端发电机定子绕组端部10～19号线棒对应的引线部位（1点半钟到3点钟位置）存在有频率为100Hz的固有共振频率。同时对励磁机发电机定子绕组端部进行整体振形模态试验分析。分析认为在100Hz频率附近没有出现与椭圆振形对应的固有共振频率，这说明发生的故障是由发电机定子绕组端部局部振动造成的。
（3） 找出引起发电机端部绕组振动的原因后，对发电机定子绕组端部进行加绑紧固，特别是对与10～19号线棒对应的端部绕组引出线部位进行了加绑紧固，以提高发电机定子端部绕组的刚度，增加端部绕组的固有频率。
（4） 对磨损的部位进行拆开检查清理，在绝缘支架与过桥引出线之间增加了绝缘材料——适形涤纶毛毡垫片，并用5涤玻绳绑扎加固，刷环氧树脂胶固化处理，以减少绝缘支架与过桥引出线之间的相互摩擦；对松动的紧固螺栓重新进行紧固，更换保险垫片。
（5） 对于发电机定子励磁机侧端部线棒左右的上方45°处的引线、右侧水平位置的引线和顶部的引线，用20涤玻绳将前后2根引线加绑各3处（共6处），并刷环氧树脂胶固化处理，使引线的固有共振频率增加到120Hz左右。
（6） 发电机定子汽轮机端端部线棒绝缘盒在上、下、左、右4个位置，用20涤玻绳加绑，并刷环氧树脂胶固化处理，以提高整个端部的刚度，使其固有频率远离100Hz。
对发电机定子绕组端部进行处理后，再次进行了激振试验。试验数据见表2～表4。
表2 汽轮机端、励磁机端定子绕组端部
椭圆振型对应的固有频率和阻尼
位 置
固有频率/Hz
阻 尼
汽轮机端
119.46
0.0305
励磁机端
89.56
0.0142
表3 发电机定子绕组端部引出线的固有频率 Hz
引 出 线 位 置
径向
轴向
切向
1点半钟（10号线棒）位置
处理前测试值
100.0
(116.0)
106.0
(114.5)
92.0
(119.5)
3点钟（19号线棒）位置
处理前测试值
98.5
(115.5)
97.5
(115.0)
101.0
(116.5)
4点半钟（28号线棒）位置
处理前测试值
77.5
78.5
84.0
7点半钟（37号线棒）位置
处理前测试值
92.0
89.5
92.5
9点钟（46号线棒）位置
处理前测试值
93.4
92.0
93.2
10点半钟（1号线棒）位置
处理前测试值
93.7
91.2
76.3
注： 括号内的值为处理后的值。
表4 绝缘支架与发电机定子绕组
引出线之间的固有频率 Hz
绝缘支
架测点
切 向
过桥引
出线测点
轴 向
径 向
测点1
90.0，150.0，201.3
测点1
85.5，116.5
85.5，135.5
测点2
67.5，161.3，192.5
测点2
85.0，149.0
89.0，134.0
测点3
142.5，168.8
测点3
65.5，121.0
92.5，129.5
测点4
138.8，265.0
测点4
62.5，120.0
87.5，129.5
从测试数据可以看出：经过处理之后的10~19号线棒所对应的定子绕组引出线的固有频率提高了10%以上，达到了避开发电机电磁振动频率100 Hz的目的，满足行业标准的要求。
从表2可见，励磁机端定子绕组端部整体椭圆对应的固有频率为89.56Hz；汽轮机端定子绕组端部整体椭圆对应的固有频率为119.46Hz。1号发电机定子绕组端部经过处理后，其固有频率有所提高，定子端部引线的固有频率和定子绕组端部整体椭圆振型对应的固有频率已远远避开94～115Hz的危险值，因此1号发电机定子绕组端部已能满足安全稳定运行的要求。
4.3.2 转子部分缺陷处理
发电机转子槽楔全部退出清理，加绝缘垫，重新打紧处理。
在楔下绝缘垫条与铜线之间加入调节垫条，重新打入铝槽楔和励端铜槽楔。调节垫条的厚度为0.3～3mm，视铝槽楔的松紧而定。
槽楔紧度按如下原则执行：①楔推不动，木榔头敲不动；②端部的铜槽楔用小锤敲击，实响声段≥1/3全长；③第3、第7两风区的铝槽楔，用小锤敲击，实响声段≥1/3全长；④同一槽内第2至第8风区之间有2根以上的铝槽楔，实响声段≥1/3全长，而且这2根铝槽楔不连续，避免全槽槽楔向一端窜动。
4.4 预防措施
在发电机运行过程中，应多注意观察发电机的运行状况和振动情况，有问题应及时分析处理。在每次发电机检修工作中，应进入发电机内部检查定子端部线棒的绑扎紧固情况，检查是否有磨损现象。在发电机大修工作中，应对发电机进行定子绕组端部振型模态试验，当发现有不合格的点时应及时处理。对运行时间长的机组，若有条件，应加装在线振动监视仪，对发电机端部进行在线监视。
5 结束语
发电机是发电厂生产设备的核心组成部分，对发电机本体的任何部位进行改造时，必须经过充分的理论论证和试验，对绕组、铁心和绝缘的改造固然要慎重，对其他辅助回路的改进和安装同样也要认真。目前在电机改造过程中发生的问题还不少，这就要求技术管理工作者不断提高认识，加强交流与学习，开拓视野，提高设备改造水平。有些情况还必须与电机制造厂进行充分交流，以便对设备改造和更换取得必要的技术支持，确保增容改造成功。
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