国产300MWe双水内冷发电机增容技术研究与应用

1、国产300MW双水内冷发电机增容技术研究与应用程东立大唐淮南洛河发电厂 安徽 淮南 232008Technical Study & Application of Power Output Uprating-oriented Domestic 300 MW turbo-generator with double internal water-cooling systemCHENG Dong-li Huainan Luohe power plant of DaTang Corporation, Huainan ,232008,ChinaABSTRACT: Through analysing

2、 status of early Domestic 300 MW turbo-generator with double internal water-cooling system, the necessary of Power Output Uprating-oriented of generator has been amplified.The range and implementary scheme of Power Output Uprating-oriented of generator has been introduced. Meanwhile,the problem and

3、processing method after modification of generator have been summarized. The detailed countermeasure and suggestion has been put forward. It can be used for reference to technical transformation of turbo-generator in future.KEY WORD: Generator； Transformation for Power Output Uprating ； Application摘

4、要:通过分析早期国产300MW双水内冷发电机的设备状况，阐述了发电机进行增容改造的必要性，介绍了发电机增容改造的范围和实施方案，同时总结了发电机改造后发生的问题及处理方法，提出了具体的对策和建议，对今后汽轮发电机技术改造具有借鉴意义。关键词：发电机；增容改造；应用1 前言大唐淮南洛河发电厂（以下简称洛河电厂）现总装机容量为2440MW，分一、二、三期工程建设，一期工程为2×300 MW机组，分别于1985年、1986年投产发电，二期工程为2×300 MW机组，于1999年投产发电，三期工程为2×600 MW机组，于2007年投产发电。一、二期共有4台双水内冷发电机

5、，#1、2发电机为上海电机厂70年代产品，其型号为QFS-300-2，#1、2发电机分别于2007年、2002年进行了增容改造，其额定功率增至320MW。#3、4发电机为上海汽轮发电机有限公司（原为上海电机厂）生产的改进型双水内冷发电机。5、6发电机采用上海汽轮发电机有限公司生产的600MW水氢氢汽轮发电机。2 发电机改造前的设备状况及改造的必要性洛河电厂1、2发电机为七十年代上海电机厂自行设计制造的QFS-300-2型双水内冷汽轮发电机，其中1发电机定子为上海电机厂同类型机组第4台，转子为第6台。定子出厂编号：30S004，转子出厂编号：30S006，1发电机1975年9月制造，1985年投

6、入运行。早期产品在设计、制造工艺、绝缘材料上存在诸多问题，并且已超出设计使用年限，对安全生产造成极大隐患。2.1发电机定子绝缘等级低，绝缘材料老化1、2发电机定子线棒的主绝缘为B级绝缘。参照某电厂7机（75年9月上海电机厂的产品）的定子绝缘老化试验报告，说明同时期的发电机（包括洛河电厂1机）定子线棒绝缘已存在严重的老化现象；发电机定子水电接头处的手包绝缘为黑腊带，定子端部没有采取分相绑扎；多次发生绝缘过热装置报警，取样送华北电力科学研究院分析认为定子绝缘存在过热现象。2.2 发电机与已改造的机炉功率不匹配1、2 机组锅炉、汽轮机分别在2001年、2002年中进行了技术改造，功率增至320MW。

7、发电机进行增容改造后能与机炉功率相匹配。2.3发电机端部发热严重，不具备进相运行能力发电机定子端部压圈温度较高，造成端部外壳温度较高（最高点98），线圈出水温差较大（接近8），进出风温度高（进风温度超过40，出风温度超过75）。夏季高峰发电机参数经常压红线运行。发电机不能进相运行，满足不了电力市场的要求。2.4发电机存在缺陷并发生过定子线圈烧毁和转子漏水造成事故停机。发电机定子线棒存在松动和电腐蚀现象。2003年对1发电机定子测温元件电位测量时达30多伏，是其它3台300MW发电机10倍多。 1987年9月23日，2发电机投产运行不到一年，定子线圈52槽上层线棒汽侧距水电接头20cm至到距槽口

8、30cm处烧毁。经过15天的抢修，更换了#52槽上层线棒。 1992年2月4 日#2发电机差动保护动作跳闸，解体发现，发电机汽侧30槽上层线棒离水电连接头处260mm左右，烧断约180mm。原因是定子进水滤网破裂，造成30槽和51槽的绝缘引水管处堵塞，使水路受阻，流量减少，至使发电机30槽线棒发热烧断。 1997年12月5日#1发电机转子线圈漏水停机，漏水部位在汽侧距小线圈端部拐弯处约500mm处的焊接头。原因是该处接头焊接工艺不良造成漏水，重新进行焊接处理。3、发电机改造范围及方案3.1.发电机定子线棒改造3.1.1更换全部上、下层定子线棒。增大铜线截面积，定子线棒截面由原661mm2增加到

9、759mm2，降低了定子铜耗。3.1.2定子线棒的主绝缘由原来的B级多胶环氧粉云母带改为F级桐马粉环氧云母带，提高线棒的绝缘水平。3.1.3定子线棒的槽部换位绝缘采用浸漆的适形材料，加强了股间绝缘及粘结，有效防止换位处的股间短路。3.1.4定子线棒端部连接由原来四根16mm*16mm空心铜线改为一根32mm×32mm×9mm的空心铜线，端部连接、固定可靠。3.1.5定子线棒间及槽底部垫有适形材料，线棒在槽内侧面采用半导体垫条，槽楔下垫有绝缘弹性波纹板，使线棒在槽内固定可靠，防止绝缘磨损。3.1.6定子槽内层间测温元件及出水小元件全部更换为PT100铂电阻元件。定子槽内层间测

10、温元件设置两套，一套运行，一套备用。3.2发电机端部结构件改造3.2.1拆除发电机端部外磁屏蔽和冷却铜管，压圈处理后镀银，保证与铜屏蔽有良好的接触。3.2.2在定子端部压圈上加装铜屏蔽，并在铜屏蔽内圆损耗密度较高处用空心铜管与铜屏蔽焊接后通水加以冷却，在铜屏蔽温度较高处，埋设四只热电偶，监视运行中的温度。3.2.3在发电机压圈外加装整体式磁屏蔽，以减少机座端部加装铜屏蔽后的局部漏磁和发热，并埋设两只测温元件加以监视，有效地解决了漏磁问题。3.2.4更换发电机两侧汇水母管为无磁整圆不锈钢管，增加了其刚度，并在上方开有排气孔，下方加大了排污孔。3.2.5更换并重新设计支架及定子线棒端部绝缘件，使端

11、部更加可靠。3.3.发电机转子改造3.3.1转子返厂后线圈进行冲洗，除去长期运行所结的污垢，起出的线圈匝间绝缘进行修理，空心导线进行探伤，并且更换发电机转子的所有绝缘件。3.3.2更换转子两只滑环和转子引线，保证滑环和引线有良好的接触，且更换转子线圈不锈钢拐角和钢丝编织管。3.3.3大小护环测量紧力和金属探伤。在转子修理期间，对4只小护环进行着色渗透检测，发现1只小护环（励内）的配合面有1处条状缺陷显示，长度约为30。由于小护环为热套件并承受离心力作用，缺陷有可能扩展成裂纹，存在事故隐患，对该小护环进行了更换。3.3.4转子线圈端部加装滑移层。4、发电机改造后主要性能指标通过对发电机定子端部增

12、加铜屏蔽、调整定子线规等有效措施，发电机的额定功率从300MW增容至320MW（功率因数0.85）。从表1中可以看出，改造后发电机内冷水的水量、水压、发电机冷却空气量、励磁数据变化不大，原发电机内冷水系统、励磁系统和发电机空气冷却器均不需要进行改造。改造后发电机在额定功率因数下电压变化范围为±5，频率变化范围为±2时，能连续输出额定功率。具有150320MW调峰运行能力。发电机能在功率因数为0.95（超前），工作容量为额定值时进相运行。发电机各部分结构强度能承受在额定负荷和1.05倍额定电压下运行。表1 发电机改造前后参数对比性能参数名称改造前改造后型 号QFS-300-2

13、QFS-320-2有功功率（MW）300320视在功率（MVA）353377定子电压（V）1800018000定子电流（A）1132012075定子线圈直流电阻（）2.129×10-3(15)1.86×10-3(15)转子线圈直流电阻（）0.229(15)0.226(15)发电机满载励磁电压（V）485（55）508（55）发电机满载励磁电流（A）18501930转 速（r/min）30003000频 率（Hz）50 50功率因数0.850.85定子线圈接线方式双Y双Y绝缘等级BF定子绕组冷却水量（t/h）4646转子绕组冷却水量（t/h）3131定子绕组冷却水压（Mpa）

14、0.20.4约0.3转子绕组冷却水压（Mpa）0.20.4约0.3定、转子线圈内冷水进水温度（）10403040发电机冷却空气量40m3/S40m3/S效率98.6198.75、发电机改造工作的实施5.1倒排工期，制定严密的窗口计划，严格控制节点工期2发电机于2002年随机炉同步进行改造，由于机炉改造工期较长，所以对发电机改造来说，时间比较宽裕，当时制造厂计划工期69天，但实际从2002年2月6日开始拆旧线圈到2002年5月13日发电机转子穿进，历时3个多月，将近100天时间。但是1发电机改造是在2007年1机组大修中进行，大修工期55天，要在大修工期内完成发电机改造工程，必须压缩发电机解体和

15、组装的时间。制定特殊措施，机组滑参数停机后，在汽轮机缸温许可的情况下，停盘车、润滑油，改定时盘车，拆开发电机靠背轮螺栓后，投连续盘车。这样停机2天后抽出发电机转子，1发电机改造计划工期为转子抽出后50天改造工作结束，回穿转子、汽机找中心和发电机组装3天。在发电机改造过程中，旧线棒拆除工作是重点、难点，工作繁重、劳动强度大，进度不易控制。在起旧线棒时，又要保护好定子铁芯，防止铁芯受损，定子线圈拆除且铁损试验合格是发电机改造中的重要节点之一。1号发电机属70年代早期产品，由于原制造工艺和运行时间较长，在线棒拆除中发现线圈和铁芯大都粘连、胀起，这给拆除带来了很大困难，在拆除108根定子线棒时，采用两

16、班制，白班早8点到晚6点，夜班晚6点到凌晨2点，经过日夜奋战，确保了拆除工作按期完成，为后续的改造工作赢得了时间。实际本次改造发电机本体部分工期比计划提前2天时间。5.2 改进工艺方法发电机改造中定子铁损试验需要做3次（未拆线圈前，拆下线圈后及嵌线前），通过定子铁损试验测量定子铁芯的单位损耗，测量铁轭和齿部温度，检查各部温升是否超过标准值。从而综合判断定子铁芯片间绝缘是否良好，有无短路。为#发电机增容改造提供必要的参数。2002年2发电机改造时，定子铁损试验电源用两台变压器（1000KVA、6300±5%/400）作为试验电源，且低压串联使用。6KV取自厂6KV备用二段#1酸洗泵间隔

17、，用6KV电缆接至两台变压器高压侧，低压380VME开关安装于试验现场。试验设备布置、接线比较繁杂。2007年1发电机改造时，定子铁损试验电源采用6KV电源，取自厂6KV工作三段一备用电源开关间隔作为试验电源开关，试验电源，电缆接于A、C相。试验设备较少，接线简捷。接线试验接线图见图1图1 定子铁损试验接线图改进发电机定子线圈烘焙方案。2002年2发电机改造时的定子线圈烘焙方案采用自制不锈钢水箱和5.5KW热水循环泵对定子线圈通热水加热。这种方法水量小，温度上升慢，定子线圈烘焙效果不理想。2007年1发电机改造时，提前恢复定子内冷水系统，将定子水箱的水通辅汽加热，开启定子水冷泵运行。具体方案为

18、在热水烘焙前先用冷水对1发电机定子冷却水系统进行循环试漏，确保系统处于正常状态。在每次热水烘焙开始时先将定子冷却水箱注满冷水，待定子水冷泵开启后逐步对定子冷却水进行加热（升、降温速率不超过10/h），待发电机定子进口水温达到75±5时进入保温阶段。待保温时间达到后逐渐降温，方法与升温相同顺序相反。此次发电机改造共需加热线棒三次，第一次下层线棒加热需保温1624小时，第二次上层线棒加热需保温36小时，第三次线棒整体加热需保温48小时。对水温及水压进行调节（保温时定子水冷器出口温度为85±5，定子水管进口压力为0.1MPa）。5.3、发电机改造主要试验项目发电机转子返制造厂进行

19、改造，所有试验项目在制造厂进行，电厂派人监造、验证。发电机定子铁损试验、交直流耐压试验、电位外移试验等电气试验以电厂为主、制造厂协助完成。定子端部绕组模态试验由制造厂派人进行。2007年4月11日1发电机的测试结果：(1)、汽端端部绕组椭园型振动频率为84.42Hz(2)、励端端部绕组椭园型振动频率为91.84Hz分析结果：根据透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定GB/T20140-2006规定，该机汽、励两端的端部绕组椭园型振动频率均避开95110Hz共振范围，引线端部径向固有频率均避开95108Hz共振范围，运行时不会发生端部绕组的整体电磁共振。发电机三相稳定短路试验、空载

20、特性试验、发电机进相试验委托安徽省电力科学研究院进行，结果如下：（1）1发电机三相稳定短路试验数据见表2发电机三相稳定短路特性曲线见图2表2 1发电机三相稳定短路试验数据定子电流A相（A）定子电流B相（B）定子电流C相（A）励磁电流（A）0000127012701270147.39246024602460288.21363036503640426.83488049004890573.87611061306110716.77725072807250850.62851085308510998.279700973097001140.131088010920108901280.081203012080

21、120501417.861079010820108101265.999710974097101139851085208510995.61723072507230843.85602060306030700.91484048504840562.55353035403530408.92241024002410276118011801180132.72图2 1发电机三相稳定短路特性曲线（2）、发电机空载特性试验表3 1发电机空载特性试验数据定子电压UAB（V）定子电压UBC（V）定子电压UCA（V）励磁电流IL（A）000017701790178064.94550054905490189.449120

22、91109130309.91126601267012660427.64161801617016170560.10180201802018000641.99188601885018830684.04198101980019790735.93205102050020480776.74212402124021210828.94205602055020530761.40197901978019770713.39188901890018880667.63179101791017890617.74161301614016130540.71125301255012520403.688980897089702

23、85.40530053105300160.4418001810180052.29图3 1发电机空载特性曲线（3）2007年4月25日，安徽省电科院组织相关技术人员，完成了1发电机的进相试验工作。发电机定子绕组在工况点P315.75MW、Q46.3MVAR时定子电流最大，定子铜屏蔽、磁屏蔽温度最高达到106.42，小于温度限额120。试验结论：洛河电厂1机组具备进相能力，在调度下达的进相深度范围内，发电机各部位温度测点的温度正常，小于所规定的限额。#1发电机进相曲线见图4。图4 #1发电机进相曲线6 发电机改造后发现的问题和处理方法 经过改造的发电机投入正常运行后，应加强运行维护工作，此外，应充

24、分利用机组大小修机会，对发电机改造部分进行重点检查，旨在消除发电机潜伏性故障，防止突发性事故发生。洛河电厂2发电机改造后于2002年8月投入运行至今已经历4次小修和1次大修工作，2005年4月在小修期间进行首次抽转子检查，2008年5月#2机组进行了改造后的第一次大修。1发电机改造后于2007年4月运行，经历了2次小修，2008年11月运行中发现励侧端部线圈漏水，由于发现及时，利用机组临检时进行了及时处理。6.12发电机改造后首次抽转子检查情况定子槽楔及端部线圈检查：测量楔下波纹板的波峰波谷差值均符合检修标准。汽侧端部线圈绑扎有二处（2点钟，10点钟位置）绑带有松动现象，将绑带拆除后重新绑扎。

25、其他端部线圈间隔垫块牢固，无黄粉现象。槽口及关门槽楔绑扎情况检查：3槽关门槽楔的绑扎在有松动现象，拆除后重新绑扎。在励端上层线棒39槽40槽之间胶木间隔垫块松动，绑带拆除后重新绑扎。其余完好。在电位外移试验中发现汽端10槽手包绝缘外移电位偏大（1000V），后经拆除重新包绝缘后降为200V，其余均达标。定转子水压试验：定子整体水压试验0.5Mpa /8h，无渗漏现象。转子进行泵水压试验8Mpa/8h，无渗漏。层间线棒测温元件测量完好，汽端线棒出水测温元件发现115阻值不稳，进行了更换。定子压圈检查及处理：汽端压圈正常；励端压圈在2点钟和10点钟位置与机座结合处有1.5m弧长的过热痕迹，原来导电

26、胶处理的绑带局部发黑。处理方法：拆除原导电胶处理的绑带；清理残余导电胶；打磨结合面外圈，使该处金属本色裸露；涂导电胶于结合面打磨处；用定向带打箍3周；刷涂53841WC绝缘漆；待绝缘漆略干后，再用定向带打箍2周；刷涂53841WC绝缘漆。2008年大修时，清除了导电胶和定向带，沿压圈外圆圆周方向，每隔约300mm，采用手工钨极氩弧焊点焊一处，焊缝长15-20mm，保证压圈与机座可靠连接。进行了发电机绕组端部整体模态试验，发现励端1点钟的位置由一处引线头频率（97Hz）不合格，经制造厂人员绑扎处理后，固化后复测，其振动频率为126 Hz。避开了95-108Hz共振范围，合格。6.2 #1发电机改

27、造后运行中发现的问题及处理2008年11月19日，运行在检查中发现#1发电机在运行中励侧南端部26槽水电接头处渗水，将发电机定子运行水压从0.3MPa，调整为0.25mpa后，水迹消失。制定防范措施，对漏水处进行跟踪检查。2008年11月26日#1机组停运临检，制造厂来人将漏水处手包绝缘进行了剥离至三通部位，发现水电接头处引水管铜螺帽下部有裂纹，开启定子水后，水从裂纹处溢出，检查接头其它部位未发现有漏水现象。将该引水管更换，并提高定子水压力至0.5MPa，保持12小时，检查各部无渗漏，对引水管的重新手包绝缘处理。7 改造后社会效益和经济效益分析7.1 2007年5月16日，#1发电机负荷升至330MW、340MW做机组性能试验。定子线圈最高温度5