简介：摘要：自改革开放以来，我国的经济飞速发展，电力工业在本世纪初期经历电荒后也迎来了快速发展机遇期。截止到2020年底，我国发电装机容量21.3亿千瓦，我国发电机组装机容量早已高居世界第一位。尤其在2002年至2008年间，电力行业发展迅猛，装机容量以几何增长数的速度增加。但是在行业快速发展的同时也带来了一系列问题，如设备的制造工艺、设备的制造质量、设备的安装质量等问题近几年集中暴露出来，有的甚至造成严重的事故，给发电企业的安全稳定运行带来极大隐患，同时也给发电企业带来严重的经济损失。不同型机组的结构形式不尽相同，本文针对一类大型发电机组的检修管理进行全面的综合阐述，希望能为从事电力生产行业的同行提供提示和借鉴。 关键词：电力工业 机组大修管理 安全稳定运行 一、机组检修依据 在电力体制改革厂网分离后，各大发电集团也都制定了各自检修管理规定，但大的原则和规定差别并不大，在发电机的检修管理上应遵循的原则基本相同。故系统内外各发电企业在检修管理计划制定的依据也大致相同。近几年来，随着发电设备问题的逐渐暴露，尤其是在电力建设高峰时期投产的机组的问题显得尤为突出，因此需要适当缩短并加大检修频次，利于及时发现发电设备隐患，确保发电机组运行安全。 根据《火力发电厂检修管理导则》DL/T838 第4.1.3.1.4条规定，新机组第一次A/B修级检修可根据制厂要求、合同规定以及机组具情况决定。若制造厂无明确规定宜安排在投产一年后左右。另外在表1中对机组A级检修间隔做了明确规定： 机组类型 A机检修间隔年 检修等级组合方式 进口汽轮发电机组 6--8年 在两次A级检修期间，每1-2年宜进行一次C修。 国产汽轮发电机组 5--7年 本文将对近几年来大型国产汽轮发电机组设备的总体检修情况进行简要介绍。 二、机组建设期的间总体情况 如上所述，因在90年代末期，受国家宏观调控影响，火电机组建设速度和建设规模均有不同程度的放缓。在进入二十一世纪初期的几年，这种调控产生的影响逐步显现，就是全国范围内的电荒逐步蔓延，进而带动了一轮电力建设的高潮到来。在这个时期的建成的火电机组因形势所需，都不同程度的存在抢工期现象。对设备制造企业而言则存在严重供需矛盾，为满足交货进度和工作任务，势必会影响到制造工艺，设备在制造过程中就埋下缺陷和隐患，为设备投运后的事故频发埋下伏笔。 某公司扩建工程，建有2×600MW汽轮发电机组，2005年开工建设，2007年投入商业运行。在基建期，根据反馈及通报，在建机组在调试期间发生发电机定子绝缘损坏事故，经检查发现接线盒引线水管至汽端汇水管之间的联接管内径不匹配，回水管规格尺寸偏小，造成定子冷却水回水流量不够，影响冷却效果，造成发电机定子的热量不能及时带走，发电机线圈温度升高，在热积累效应作用下，造成发电机定子绝缘损坏。定子冷却水管回水管问题，其他基建单位在进行隐患排查时也发现同样问题，拆开发电机励端端盖，发现从外面数根并联引线固定支撑处涤纶毡烧黑，支撑之间引线绝缘损坏。类似事故的基建期就有数家单位发生。 在检修预试过程中，定冷水流量测试工作显得尤为重要，必要时还应采取进一步措施，如热水流试验的等等，对定子水流情况进行检查检验。因此在基建期设备安装、装配工艺的把握上需要引起足够重视。对于已经投产的机组则应重视检修工艺检修过程的把控，如何提高检修质量、消除设备隐患极为重要。 三、机组第一次大修总体情况 根据以上各规程规范要求，对于国产大型发电机组在机组投产一年左右需进行检查性大修工作。机组的第一次大修工作，修前的策划十分重要，需要做足各方面的功课，包括与设备制造厂家、参加检修单位、同类型机组的兄弟电厂的技术沟通交流等。通过汇总各方信息最终确定检修工作标准项目之外的重点检查、检修项目。前述原因，国内大部分的发电企业都或多或少赶上了火电发展的黄金机遇期，但带来的设备隐患和问题也会随之而来。因此对检修机组的细节把握尤为重要。检修发现的主要问题如下： 1 转子J型压板断裂 在发电机抽出转子后进行全面检查时发现在转子导电螺钉处，转子励磁引线的J型压板已经向外突出，初步判断该压板已经断裂。幸运的是机组安排检修工作及时，如果机组继续运行，在高速运转的离心力作用下，该断裂的压板势必会甩出，损坏发电机励端端部的定子绕组绝缘；因励磁引线松动会造成励磁引线与转轴外壁接触造成发电机转子接地故障发生，进而造成转子绕组损坏。为彻底进行隐患处理，在发电机厂家建议和指导下，现场进行发电机在转子拔护环工作。对励磁引线J型压板更换，将原来使用的1cm厚不锈钢板更换为2cm厚铁板增加机械强度。 2 定子铁芯定位筋螺栓松动 发电机在制造过程中，因产能骤增，赶工期现象严重，造成产品下线工艺过程发生定位螺栓紧力不足问题，在机组运行中发热膨胀工况影响下，造成整部分铁芯定位螺栓松动。在发热、振动及电磁力的长期作用下，使端部产生过量松弛，进而片间出现振动，相互打击、摩擦致使片间出现绝缘损坏和金属疲劳断齿，进一步发展会造成铁心冲片间短路，形成闭合涡流环路在冲片间产生较大环流，使短路点严重过热，又使相邻冲片绝缘损坏，造成冲片短路面积逐渐扩大，此时由于闭合环路中磁通量增加，导致闭合环路的电流成倍增加，如此形成恶性循环，造成严重铁心烧损。在振动因素的影响下，还存在短路点形成火花放电，造成齿部烧熘断齿。同时使相邻槽内的线棒绝缘遭到破坏。摩擦还能产生黑色粉末或氧化红色粉末，若机内有漏油现象会有黑泥产生，机内漏油会加速铁心片间绝缘和粘接胶的老化，同时提供片间的润滑剂，加速其振动。最终造成定子接地故障发生。为避免以上事故发生，在检修中，利用特殊专用工具，对松动的定位螺栓进行紧固，并制动打紧，防止运行在机组振动影响下，造成定位螺栓再次松动，并利用机组停机的检修的机会，不定期第进入发电机内部间隙检查螺栓紧固情况。 3 定子槽楔松动 检修中对发电机的槽楔声检测里氏硬度检查，依据标准为：要求每根槽楔测量两点，数值应大于700HL，每个槽可以有两根槽楔低于标准，但不能低于660HL，且不能相邻；每根端头槽楔必须合格大于700HL。分析全部检测数据，最低值仅为589，偏离标准值较多；按序号分，前几槽与后几槽松动比较突出，中间槽数及每槽的中间节相对较好。 发电机运行过程中，下层线棒电流所产生的磁场作用于上层线棒使其产生径向电磁力。当定子线棒中通入工频交流电时，线棒将受到交变电磁力的作用二发生2倍频的振动。槽楔与波纹板构成的紧固结构与上层线棒直接接触，因此受力主要作用于上层线棒。电机出厂前波纹板具有很大的预置形变量（波纹板形变量是指波纹板在自然状态下与受力时的高度差值），以确保线棒能承受强大电磁力而不发生振动。但随着电机在运行过程中，由于材料疲劳、积污磨损以及局部放电等影响，即使是良好的紧固结构仍然会逐渐松动。线棒的振动会磨损电机绝缘结构，同时波纹板会产生疲劳现象，这都将会导致其形变量递减，加重槽楔松动。特别是端部槽楔松动，造成定子线圈两端振动及出现位移，致使端部绝缘层与槽内侧面波纹板接触面磨损，同时由于发电机存在进油又加剧了松动，使磨损更严重。绝缘层磨损后与油混合形成泥状物，分布在第一风区槽楔表面及风道中。当波纹板的形变量减小到一定值，所提供的紧固力达不到要求时，就需要对槽楔重新打紧，必要时更换波纹板。 根据机组检修情况，逢停必检，发现硬度异常，必须重新进行打紧。防止发电机定子损坏事故发生。 4 可调绑环拉紧楔松动 停机检查过程中，发现部分发电机定子绕组端部固定可调绑环的拉紧系统松动，部分磨损或断裂，磨损主绝缘，造成严重事故隐患。 产生该问题的原因是相关的绝缘件存在制造偏差，绝缘件质量没有达到设计要，导致配合副摩擦力增大，在规定的螺母把紧力矩下，未能将绝缘块拉紧，机组运行时在温度和振动作用下导致楔块位移，蝶形弹簧圈的预应力释放，拉紧系统失去作用，其弹簧垫圈松动并逐渐将绝缘螺杆磨损，直至将螺杆磨断，脱落到定子绕组端部，最终磨损线棒主绝缘。 利用停机机会检查拉紧系统的配合状态及紧度。对于松动或破坏的拉紧系统，重新修配并把紧，把紧依据不以力矩为准，而是测量绝缘蝶形弹簧的变形量、控制和消除绝缘楔块的与绝缘鞍块之间的间隙，一次保证蝶形弹簧垫圈的弹簧作用，保持绝缘楔块的拉紧力。 四、第二次大修情况 在2013年-2014年之间，在电力建设高峰期投产的机组基本上都进入了第二大修期，因此设被隐患也会逐步暴露出来。 1定子铁芯发热现象突出 结合系统内外多台机组发生因铁芯局部过热而导致的线棒绝缘击穿等发电机严重事故。针对事故，部分发电集团依据各自集团实际情况均下发文件要求在机组大修时进行常规方法的铁芯损耗试验，目的就是确认定子铁芯硅钢片设计制造、现场堆积、压紧等整体质量，检查铁片间是否有短路情况，绝缘是否良好。发电机定子铁芯是由薄硅钢片叠装而成，在铁芯硅钢片的制造或叠装过程中，可能存在片间绝缘损坏，从而造成片间短路。为了防止运行中因片间短路引起局部过热，甚至威胁到机组的安全运行，必须进行铁芯损耗试验，该试验应采用实际试验方式进行，而非采用便携式仪器二次加量测量方式。 依据《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596），励磁磁通密度为1.4T（特斯拉）下持续时间为45min,齿的最高温度不得超过25℃,齿的最大温差不大于15℃,单位铁损不得超过该型号硅钢片的允许值(一般在1T时为2.5W/kg). 该试验依据现场条件进行，可充分利用10kV、6kV、3kV厂用电负荷开关，辅以相应等级的单芯软电缆完成。 在试验工程中，用红外成像仪定期检测发电机堂内铁芯温度，对比各个温度高点的差值并随时记录，定期分析。同时密切注意铁芯发热情况，一旦有局部过热点或有轻微冒烟现象立即停止试验，及时进行处理。 2 定子出现中心点漏水 检修中，在进行发电机定子冷却水压力试验时，升压过程中，发现发电机出线箱处漏水更换定冷水密封垫后进行定冷水水压试验，试验压力0.5MPa，在试验开始时，水压下降明显，检查发现发电机主出线处和中性点出线处O型圈渗水。对渗水部位进行检查，发现O型圈老化，无弹性。更换备件后，重新打压，无渗水现象。稳定后保持24h，合格标准发电机在12h内当温度不变时其压力不得降低2%以上。水压试验合格。对发电机汽、励两端绝缘引水管、水接头、水盒密封性进行检查，无漏水、渗水现象。 3 转子直阻偏大 在进行发电机转子直流电阻测试时，与上次测量结果比较，在进行温度换算后，偏差不大，试验结果合格。但是在将转子反转180度，在进行测量时，结果偏差较大，发现直流电阻较上次测量值明显偏大：相差5.3%，《电力设备交接和预防性试验规程》要求差别不超过2%。抽出发电机转子引线进行检查，抽出后发现转子引线有积灰，引线软连接处部分螺栓轻微松动。对转子引线进行清理，螺栓进行紧固，对导电螺钉和引线连接处进行修复处理，穿回转子引线后测量直流电阻合格。消除转子直流电阻偏大的重大隐患。另外需要特别注意导电螺钉与引线的丝扣配合，这点也是转子结构中的一个薄弱环节，在转子测量时直阻时应关注，近期有多家单位导电螺钉发生问题。 五、第三次大修情况 1 定子冷却水泄露 在机组检修后运行中发电机氢压出现下降趋势；同时定冷水PH值、电导率也相继出现下降，同时定冷水箱漏氢监测仪报警。经过对发电机及其定冷水系统全面检查及根据发电机补氢量、漏氢量等参数的分析比对，确认发电机定冷水箱氢气含量超标并且漏氢量有增大趋势。超过发电机说明书每日11立方米泄漏量的要求，停机后具备检修条件，进入发电机内部进行检查，当发电机定冷水入口压力升到0.22MPa工作压力时，发现励端定冷水进水侧金属软管漏水，漏点找到后，对其进行了更换。更换完毕后，按照标准对定冷水系统进行了水压试验，结果合格。 经过对更换下的金属软管去掉金属网套后进行渗透试验和单独水压试验，发现金属软管与机本体连接侧法兰与波纹管间的焊缝有细小裂纹，该裂纹导致发电机在运行中，由于氢压大于定冷水水压，导致氢气泄漏到定冷水水路中进而导致定冷水箱氢气含量超标，漏氢检测仪报警。 为防止该类事故的发生，已投产机组需加强对发电机运行维护管理，利用机组检修周期做好发电机漏氢巡检仪的定期校验和维护，机组日常运行中加强对定冷水箱氢气浓度和排气量的关注和记录。机组运行中，充分重视发电机等重要设备的运行数据，加强对发电机相关数据的关注、分析和比较。尤其是加强对发电机补氢量和漏氢量等数据的跟踪记录分析。加强对发电机相关附属设施的点检和巡检，以便于及时发现问题。利用机组检修周期做好发电机定冷水的水压和气体密封性试验工作，重点做好对金属软管、波纹补偿器等部件的检查，尽早发现设备的缺陷和隐患。利用停机机会，对同一批次的金属软管进行更换。同时，进一步与制造厂进行联系沟通，探讨从设计、工艺等方面改进并采取措施，防止金属软管焊缝泄漏事件的发生。 结尾 目前，这批大上快上年代的机组投入运行已有十余年时间，随着投产时限的延长，发电设备的问题将逐步显现和暴露。经过长时间运行，设备逐步进入老化期，给摸索设备故障发生规律并及时排除设备隐患带来极大困难。为此我们将继续跟踪和探索，希望能够借助新技术、新手段、新方法，做好对设备事故处理的早发现、早预防、早排除。确保设备能够长周期可靠运行。为此还需以下提示： 1 严格按照《火力发电厂检修管理导则》DL/T838 及各集团和行业标准规定，合理缩短机组A级检修周期间隔，做到早发现、早处理、早预防，避免设备事故发生。 2 在机组检修时严格执行《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB/T50150中所规定的预试项目，避免丢项、漏项。 3 利用一切可利用的交流平台，做好同行间的技术沟通交流工作，避免同类型的故障重复发生。在预防性工作上少走弯路。 4 检修中要详细落实各关键检修环节与细节，发现任何异常不能心存侥幸，掉以轻心，发现问题要一查到底，并彻底处理。 本文是生产现场国产600MW机组检修管理心得，希望能够为同行提供借鉴和帮助。 作者简介： 贾慧欣（1975-），性别：男，籍贯：黑龙江拜泉县，学历：大学本科，职称：高级工程师，研究方向：电气设备维护管理

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