发电机护环应注意的问题文档格式.docx
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如某电厂7号机（200MW）于1990年12月6日事故后检查，非故障的励侧在22号、25号、38号及39号线棒引水管锥体根部（包括绑扎的涤玻绳附近）有严重的放电烧伤痕迹，该部位绝缘呈深褐色，放电通道明显，这些部位是短路前的危险先兆区域。
而本次事故发生在比励侧绝缘缺陷更严重的汽机侧，事故不是发生在电位较高的相邻1号和54号线棒接头处，而是发生在相距约260mm的2号与53号线棒接头间（39号与40号线棒接头间也有烧伤），原因为高电位的1号及54号接头绝缘，以往已作过处理，次高电位的2号及53号接头绝缘除本身有缺陷外，包扎用的涤玻绳工艺也存在问题，解剖检查发现松散变软，绳芯呈棕黑色，击穿电压很低（有些绳套表面间距为55mm时，交流击穿电压仅为4kV），短路通过绳芯放电引起。
所做模拟试验表明，水汽、密封瓦含水油对发电机定子线圈绝缘有较大影响，在空气介质中，两个外包锡箔的引线接头间距保持20～25mm（与实际发电机接头排列位置和尺寸相近），间隙击穿电压为25～31.8kV（AC），而在同一压力下氢气介质的击穿电压较空气介质低，表3给出不同气体的相对介电强度。
表3 不同气体的相对介电强度
压力／MPa
气体名称
空气
氧气
氨气
二氧化碳
氢气
0.1
1.00
0.95
1.16
1.2
0.87
0.2
0.93
1.15
1.1
0.76
0.3
0.92
1.05
0.72
0.4
1.14
1.03
0.69
0.5
0.90
1.02
0.68
注：
表中的空气为基准值，介质压力增大后，气体中的电子平均行程减小，阻碍了撞击游离的发生，因而随气体压力增大介电强度也随之增高，故换算到高氢压下击穿电压要高一些（按不均匀电场中击穿电压和压力关系计算）。
空气介质中，0.1MPa和0.3MPa压力下击穿电压之比值K1＝1.57（见表4），而同在0.3MPa压力下，氢气介质下的间隙击穿电压比空气介质低，相应K2＝0.72（故障前发电机氢气表压为0.2MPa）。
在空气介质中0.1MPa压力下间距为20mm之实际击穿电压为25kV（AC），换算到氢气0.3MPa下击穿电压为1.57×
0.72×
25＝28kV。
这说明当氢气湿度不大时，不会引起发电机运行中接头间的氢气击穿，而当两个接头间保持25mm，处于含油状态（含水率为0.9%）下，则在16kV下（定子额定电压为15.75kV）击穿，表明含水油对氢气间隙击穿强度有较大影响。
表4 不同压力与击穿电压关系
直流击穿电压／kV
35
45
55
65
75
1.在空气中试验；
2.不均匀电场针和板间隙为20mm。
另外空芯股线因材质、焊接质量及端部固定问题引起的漏水、铜线断裂等故障在国产大型机组中也时有发生，表5为几年来发生该类故障的举例，但其特征可见一斑。
表5 运行中空芯铜线渗漏引起的故障
序号
厂名及机号
有关情况说明
原因分析
1
某电厂2号机
（QFQS-200-2）
哈厂1979年生产
1）1987年1月24日氢压下降5884～
6865Pa，氢气漏入内冷水系统；
2）1987年2月2日氢压下降9807Pa；
3）1987年7月1日内冷水箱含氢量增大，运行中漏水
1）线圈引水管接头螺丝松动；
2）引线接头空芯铜线振动磨漏；
3）第8槽上层线棒引线接头有6根空芯股线不同程度断裂，与2月2日位置相同
2
某电厂3号机
（200MW）
1979年生产，1984年9月投运，1984年7月
11日运行中发现内冷水箱中有氢气
4号线棒槽中部空芯股线断裂
3
某电厂8号机
哈厂1982年生产
1985年投运，1987年9月2日运行中水箱发现有氢气
7号线棒端部水接头漏水
4
某电厂1号机
1985年4月投运，同年10月以后运行中一直有漏氢现象，并日趋严重，至11月下旬漏氢量达150m3/d
1）两侧密封瓦结合面不严；
2）C相过渡引线（4根并排）接头漏氢
5
某电厂7号机
1989年6月多次发现内冷水箱有氢气
1）A相汽侧3号上层线棒接头
铜箍内1根空芯铜线断裂；
2）金属分析属于疲劳断裂
6
（QFS-300-2）
上电1981年生产
1）1986年6月2日引线接头渗水；
2）1988年3月16日发现汽侧接头间渗水，3月22日停机发现16号上层1根空芯股线渗漏，24号上层另一空芯股线有针尖小孔；
3）1988年11月15日，励侧接头漏水
皆属制造质量问题
由于发电机氢压高于内冷水压，一旦空芯股线发生渗漏，将出现氢压下降或内冷水箱中出现氢气等特征。
如表5序号5中的7号发电机，1989年6月多次发现内冷水箱中有氢气，7月上旬做水压试验，在0.08MPa水压下，发现汽侧接头处漏水，后检查汽机侧3号上层线棒接头铜箍内1根空芯铜线全部断裂，断口处无电弧烧伤痕迹，断口表面整齐。
由表5可知水氢氢200MW、300MW汽轮发电机空芯股线断裂故障特征如下：
（1）运行中氢压下降，表5中几次故障，一般下降5000～6000Pa，最大下降9800Pa，补氢量明显增加。
（2）内冷水箱中含氢量增大。
（3）渗漏故障有时能持续几十天或几个月。
（4）停机检查在较低水压下可以发现故障处有滴水现象。
（5）空芯铜线渗漏断裂的原因大都为厂家材质选用不当，检查不严，焊接工艺差以及端部固定薄弱、振动大所引起。
有些属于疲劳断裂，断口平整且不见烧毁打火迹象。
（6）据不完全统计，200MW、300MW水氢氢发电机中还没有发现短路前明显渗氢、漏水及氢压保持不住的征兆。
由上可见，多次国产200MW水氢氢发电机相间短路事故的主导原因均为接头空芯铜线或引线铜管渗漏、断裂、开焊所引起，值得商榷。
定子漏水故障虽不及其它原因引起的相间短路故障后果严重，但对安全供电也有较大影响，发现故障苗头应及时排除。
3.2.2 氢气湿度大除危害定子绝缘外，对转子护环应力腐蚀更有直接影响。
据近几年来不完全统计，国内外共有68台次失效故障，仅京津唐电网9个发电厂42台机组中的35台检验结果，就表明有7个护环因应力腐蚀严重被更换，占护环总机组台数的16.6%。
护环是发电机结构中承受最高机械应力的旋转部件之一，同时又处在定、转子漏磁场中，故必须选用高强度非磁性奥氏体钢材。
以往护环钢材为锰铬（Mn-Cr）及锰镍铬（Mn-Ni-Cr）两大类，国内通常采用锰铬系奥氏体无磁钢，如50Mn18Cr4WN及50Mn18Cr4等。
为提高护环抗应力腐蚀能力目前推荐采用18Mn18Cr钢材。
由断裂力学分析及试验结果表明，护环内侧圆角部位有较高的集中应力，且与其根部半径有关。
据国外6只18Mn5Cr护环起始应力腐蚀试验结果表明，在30℃带水的通风环境中，试品在420及1050MPa应力下，裂缝起始时间分别为129h及50h；
当试验在潮湿（100%相对湿度下）空气下，试品加载到1050MPa时，裂纹起始时间为100d。
因此，圆角半径小的护环，运行或储存仅几年就出现裂纹并不奇怪。
环境的相对湿度对护环圆角部位的裂缝扩展速率也有较大影响，试验表明，当相对湿度由100%减至50%时，其裂纹扩展速率由8×
2.54×
10－4cm/h减到8×
10－6cm/h，应力腐蚀扩展速率要减少两个数量级。
因此，护环环境相对湿度减少到50%以下时，可以得到合理的裂缝扩展寿命（见图2）。
3.2.3 氢气湿度过大对转子绝缘不利。
如一台国产200MW氢冷发电机组，当氢温降至20℃，氢气湿度过大时出现转子接地故障；
当氢温提高后转子接地故障消失。
氢气湿度过大有时对转子端部线圈之间绝缘造成严重后果，如网外一台200MW机组，由于油污、灰尘及水汽的影响，造成转子线圈短路接地。
我网某厂1号、2号机（300MW）曾发生两次转子端部接地短路故障，并将护环烧损。
这些故障在以往机组中很少见到，是大机组运行中出现的新问题，值得有关部门注意。
3.2.4 氢气湿度过高会降低机组运行效率。
当氢气湿度增大和纯度降低时，发电机的通风，损耗会急剧上升，影响机组的正常效率，若氢气湿度得当，对于大机组每年可节省几十万～几百万kW*h电能。
图2 裂纹扩展速率与相对湿度关系18Mn5Cr钢（90℃以下）K=120MPa
；
95%氢气+5%空气护环圆角位置纵向范围裂缝
3.3 关于改善发电机运行条件的意见
发电机内氢气湿度偏高及机内漏油是目前发电机运行中带普遍性的顽症，通过发电机及制氢站加装除湿设备大大降低了机内氢气湿度值，但由于发电机透平油带水问题没有彻底解决，目前很多发电机氢气湿度仍达不到最低要求。
密封瓦油中带水涉及制造检修质量以及运行维护水平，属综合治理问题。
其中较为关键的问题有以下几点：
（1）要在大修中调整好密封瓦间隙及油挡间隙，做到密封瓦合口螺丝紧固后，应扳动灵活无卡涩。
（2）大修时轴瓦和两阀（压差阀、平衡阀）要细心清扫，不留杂质；
发电机起机前，密封油要充分循环，除掉油中杂质。
进行发电机风压试验时，两阀可不投入，风压降低后，并运行一段时间再认真检查两阀。
（3）氢侧回油管径加粗并增大回油管坡度，保证回油畅顺不积油。
（4）目前国内减低密封瓦油中带水的问题已有不少成熟经验。
陡河发电厂采取了改善轴封供汽及调整门调整特性，选择合理的轴封系统管径，调整高、中压缸的轴封供汽方式等措施，较好地解决了机内漏油及氢气湿度偏大的难题，军粮城电厂、漳泽电厂及大同第二发电厂等改进后也取得了较好的效果。
（5）机组起机时，要严防机内湿度过高，可按氢压0.1MPa、内冷水0.05MPa（内冷水路中不要出现断水）控制，此时氢气冷却器的冷却水不投入，并网后再投入氢气冷却器的冷却水。
多次事故都是在起动后不久发生，因此这条经验很宝贵。
4 发电机绝缘监督中应注意的问题
我网200、300MW汽轮发电机，自1994年以后定子接头绝缘处再未发生短路事故，但过渡引线及弓形引线因绝缘磨损而引起的故障应引起注意。
为了在大修中及时查明该类性质的故障，除进行详细的外观检查外，大修试验中还应注意以下问题：
4.1 在大、小修中按部、局规程要求，进行表面电位测量。
试验部位除端部接头、并联块外，还应包括弓形引线及过渡引线，观察有无松动等异常缺陷。
4.2 为及时发现端部绝缘缺陷，建议大、小修直流耐压试验按图3要求进行接线。
根据试验结果可较快查找出缺陷所在。
从图3、4可知，微安表A1的指示值是被试相（A相）总的泄漏电流，而通过被试相引水管水电阻的电流由汇水管（M）至变压器低压侧（X），不经表A1；
微安表A2及A3的指示值是被试相绕组与两个非被试相相间之电流值，其途径为加压相绕组与非加压相绕组之间绝缘，当A1指示偏大，而A2、A3指示正常情况下，通常可能是对地绝缘存在隐患，若A2或A3同时偏大，说明端部接头（包括弓形引线）部位存在绝缘缺陷。
图3 定子绕组分相测量泄漏电流接线图
Ry——被试相引水管水电阻；
R3、R4——非被试相
引水管水电阻；
M——汇水管；
T——升压变压器；
A1～A4——微安表
图4 定子绕组分相测量泄漏电流等值电路
Cx、Rx——A相绕组对地电容和绝缘电阻；
Cab、Cac、Rab、Rac——A、C相之间电容和绝缘电阻；
Ry——A相绕组引水管水电阻；
R3、R4——B、C相绕组
如一台200MW发电机，在2.0Un直流耐压时，A1指示值为600μA（A相对地），而A2指示值为10μA（A、B之间）、A3指示值为500μA（A、C相之间），后查明系A、C相之间端部绝缘不良引起。
5 结束语
华北网直属发电厂，通过几年来的积极治理，大型发电机的安全运行水平已得到很大提高，发电机相间短路事故明显下降，但最近1～2年网内发生的机内遗留金属异物及网外定子水路堵塞故障应引起我们的高度重视，定子绝缘事故虽明显下降，但密封瓦漏油、氢气湿度偏高等问题仍在不少电厂存在；
现场一定要积极推广陡河发电厂及其它单位的先进经验，在较短时间内将我网大型发电机的运行维护及安装提高到新的水平。
国产200MW氢冷发电机转子护环裂纹原因浅析及预防对策
来源：
中国电力作者：
薛丰2006-9-1316:
33:
48
摘要：
从材质、运行环境、检修工艺等多个方面对国产200MW氢冷发电机转子护环产生裂纹的原因进行了分析，并据此提出了相应的预防对策，对预防转子护环裂纹的产生和扩大以及提高机组运行的安全可靠性，都具有重要的意义。
关键词：
护环 裂纹 分析 防范
1 前言
我厂#5--#8四台200MW汽轮发电机，均为四川东方电机厂生产，分别于一九八五年至一九八七年间投入生产运行。
这四台机组都是采用水-氢-氢的冷却方式，即发电机定子线圈采用冷却水冷却，定子铁芯及转子采用氢气进行冷却，工作中的冷却氢气额定运行参数如下：
工作氢压为0.3MPa,冷却氢气用量为35m3/s,氢气纯度要求不小于96%，氢气湿度要求在0.3MPa下不大于10g/m3,进风温度要求35~40摄氏度，机内充气容积为83m3。
二零零零年一月，我厂进行八号发电机组大修，在抽出发电机转子，扒下转子两侧大护环进行金属探伤时，发现励侧护环键槽内有细小裂纹五处，其中两处用角磨机打磨掉20mm后，裂纹依然未能磨掉，而护环键槽壁厚仅45mm，只好更换一个新护环。
二零零一年四月，我厂进行五号发电机的大修工作时，又一次发现同样的问题，此次在转子励侧大护环上更是发现七处裂纹，其中一处打磨掉25mm后，裂纹依旧清晰可见，再次更换一个新护环。
这两次均因临时决定购买，不但影响了检修工期，且多支出检修费用计六十余万元，增加了检修的成本。
这些情况都给我们的检修工作带来较大的影响，造成工作被动。
因此，探寻发电机转子护环裂纹产生的原因，进而作好预防措施，对我们的安全生产就显得非常必要。
那么，护环裂纹的产生主要是由于哪些方面的原因呢？
2 产生裂纹的原因分析
造成护环产生裂纹的原因是多方面的，详细分析起来主要因素有以下几个方面：
2.1 护环材质不好，使其易产生裂纹
发电机转子在运行中处于高速旋转的状态，护环则要承受极大的电磁力及旋转离心力的作用，再加上护环的运行环境是长期处于高温、潮湿，极易造成护环裂纹的产生，因而对护环的机械强度及韧性都要求比较高。
我们的机组全部使用的是18Mn5Cr奥氏体钢材质的护环，因为专业知识的限制，我对这种材质的性能并不太了解，但是根据一些资料的介绍来看，这种材质的钢在相对湿度大于50%的潮湿环境中，其抗应力腐蚀性能变差，显然不能完全满足安全生产上的要求，目前这种材质的护环已经处于逐步淘汰的阶段。
2.2 机内氢气湿度太大
氢气湿度太大，对护环造成的影响是很大的。
我们的机组，由于存在着密封油向机内渗漏的现象，而油中又含有大量的水份，造成发电机内的湿度很大，护环的运行环境恶劣，对护环的金属性能产生一定的影响，促使了裂纹的产生和扩大。
2.3 套、扒护环时的加热方法不当
目前，我们在进行转子护环的套、扒工作时，一般均采用气焊加热的方法，判断加热温度是否足够，也是利用敲击听声音变化、锡条能否熔化等方法来进行判断，这种方法完全是由人工操作，并且更多的是依靠经验判断，因此，外界的干扰因素也就比较多。
加热温度不均匀，长时间的在一点进行加热，操作不熟练，温度控制不当，套、扒护环的专用工具使用方法不当，经验比较欠缺等等，任何一点不利的因素，不仅造成了我们工作难度的增大，而且能使护环原有的裂纹扩大，对护环造成较大的损害。
2.4 对护环的加热次数太多
环状的金属物体，都具有一个共性，就是每一次加热后，在冷却时，其径向都会有微小的收缩。
我们每扒、套一次，就要对护环进行两次加热，护环内径比上一次有所收缩，造成护环与转子本体结合应力增大，增加了下次扒的难度，下次就必须加热到比上次更高的温度，如此形成一个恶性的循环，对套、扒护环的加热温度要求会越来越高，对护环造成的损害也是显而易见的。
3 制定相应的防范措施
既然我们已经分析出导致护环产生裂纹的几个因素，我们就可以从这几个方面入手，制定出相应的对策。
3.1 将备用护环更换为新型材质的护环
据有关资料介绍，目前国内外的电机制造厂家已在采用18Mn18Cr材质的护环替代原18Mn5Cr奥氏体钢材质的护环，这种18Mn18Cr材质，不论是在机械强度、硬度还是在韧性方面，都要比18Mn5Cr奥氏体钢材质更适合于作为制造发电机转子护环的材料，也使机组运行的安全可靠性上了一个新台阶。
几年来，在装设18Mn18Cr钢护环的发电机中，未曾看到有因应力腐蚀而造成护环裂损的报到。
实践证明，这种材质应用于发电机护环上是成功的。
3.2 加装氢气去湿干燥器；
进行密封油系统的改造
从一九九八年六月，我厂制氢站分子筛干燥器投入运行，随后在我厂这四台200MW发电机组的大修过程中，陆续给其加装了氢气去湿装置及冷凝式氢气干燥器，使机内氢气湿度由11－12g/m3下降到8.5g/m3,达到标准要求。
另外，在结合发电机组增容改造过程中，对发电机密封油系统进行改造，使空、氢侧密封油压分开控制；
对汽轮机密封系统改造，实现了运行中汽封供、泄汽的自动调整，保证汽封母管压力能维持在0.020-0.035MPa（表压），减少了透平油的含水量；
加装油水分离机在线运行，减少润滑油中水份含量。
所有的这些工作，使我厂的发电机氢气湿度超标治理工作取得了较大的成效，不仅延长了护环的使用寿命，对发电机定子、转子线圈绝缘也非常的有利。
3.3 加强技术培训，采用正确的加热方法
首先，加热过程中必须严格控制加热温度。
加热温度不够将增加拆、装的难度，温度过高会影响材质的金属特性。
因此，对温度的控制应当尽量准确一些，应尽量使用红外线测温仪对加热温度进行控制。
加热温度△t由下面的公式求出：
△t=
△d
△d=δmax+△δ
dβ
式中：
δmax=转子本体嵌装面直径-护环嵌装面直径
△δ-热套余量
β-材料膨胀系数
d-转子本体嵌装面直径
其次，加热过程中应注意绝对不允许将焊把停留在一点加热，防止护环局部过热变色；
加热时尽量利用中火焰加热；
在划分烤区时，下部的烤区要大一些，因为热量向上散发；
当表面温度接近要求时，火力应迅速集中到嵌装面处；
工作场所应尽量减少空气流动，防止停止加热时护环温度下降太快。
护环扒下后，应作好保温措施，用石棉布将其裹住，使其自然冷却，防止因热冷不均而使其变形。
另外，加强对职工的技能培训，使职工掌握套、扒护环的正确方法，会熟练使用套、扒护环的专用工具，在工作中做到配合默契，有条不斋，这不但能提高工作效率，还能减小对护环的损伤，并能保证工作人员不被灼伤。
3.4 制定科学的检修计划，尽量减少扒护环的次数。
每次将护环的加热过程，对护环都是一种很大的损伤。
因此，我们应制定出科学的检修计划，在检修中完善试验方法，充分依据转子的各项电气试验数据及金属探伤试验报告，做出事实求是的分析，尽量减少扒护环的次数。
4 遗留问题
在分析护环裂纹问题的
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