[摘要] 一台330MW发电机在运行中发现#10槽内定子线圈较其余各槽内线圈温度偏高,对故障诊断及处理过程进行了详细介绍。
[关键词] 定子线圈 故障诊断 处理
1、概述:
一台型号为QFSN-330-2的发电机，在运行过程中现#10槽线棒与其它线棒温度相比温差达12度，超过了规程中要求的降负荷规定，仔细研究，决定不打开发电机端盖，只吊出发电机西侧的两只氢冷器进行施工，据此施工，修后效果良好。由于方案选择得当，使发电机检修工期提前三天，同时节省数万元检修材料。
2、故障情况及诊断分析
机组运行中发现#1发电机#10槽线圈温度较其它槽线圈温度偏高，对#10槽线圈相邻槽及同种水路线圈进行了1个月的连续跟踪。节选部份温度数据如下：
1月份
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300MW 16日
对比1个月内线圈层间温度及出水温度数据，结合测温元件检查结果可看出，修前#1发电机带满负荷情况下＃10线圈层间温度最高达68度。与相邻线圈及同种水路线圈温度差最大12度，（规程规定温差达8时报警，温度差达10度时限制负荷，温差达14度时强制介列）修前对测温元件进行了检查、对比，确认测温元件完好，结合#10槽出水温度与#10线圈温度同时变高的趋势。初步判断测温元件工作正常，线圈温度高为水回路原因造成。研究认为＃1发电机＃10槽线棒水路堵塞较严重，如任其发展，当线棒空心水管堵塞到一定程度，会造成线棒温度急剧升高，运行人员无法控制近而可能造成发电机线圈烧毁的恶性事故。
3、检修处理经过
3月23日下午盘车停止，电气人员开始工作，电气人员首先拆除电机出线伸缩节，拆除发电机西侧两氢冷器水室、管道及本体，拆除部份发电机内部隔板，所有工作共耗时约8小时，工作至晚23点。同时下午15点协调运行人员及机务人员化验水质后，将发电机内冷水加压至0.4Mpa正反冲洗水回路，每四小时清洗一次发电机滤网共清洗四次。
3月24日上午发电机正反冲洗结束，化验水质，水质合格后做发电机修前绝缘试验，上午11时发电机绝缘试验结束，电气检修人员继续拆除发电机内绝缘隔板，测量风扇间隙，
3月26日8时水压试验结束，水压下降0.01Mpa，进入发电机本体反复检找漏水点，发现1A1进水管接头有渗漏点，处理后重新打压13：30点至21：30点打水压8小时，水压合格后开始组装发电机内部隔板。联系运行人员反冲洗水回路，反冲洗后检查、冲洗滤网。组装发电机隔板及氢冷器至27日凌晨一点。
3月27日上午发电机做修后绝缘试验，数据为1000MΩ，合格后接伸缩节，继续发电机剩余组装工作。
3月28日气密试验结束，发电机组启动。
4、数据分析
从修前流量数据分析显示#10槽线棒水回路堵塞较严重，修前同一水回路比较流量相差88%，修后同一水回路比较流量相差5.7%，（标准为同一水回路水流量相差不超过10%，）从数据上看此次处理是成功的.。从水压试验看,打压发现1A1水管接头渗漏，处理后8小时未泄压，说明处理也是成功的，#1发电机运行后，于4月3日，4月4日两次对定冷水箱氢含量进行检测氢含量均合格，此次1A1水管接头处理,解决了此前#1机定冷水箱氢含量长期超标的缺陷。从修前修后绝缘试验看，此次处理工作对发电机绝缘没有影响。
修后数据对比：
修后数据对比
4月份
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305 MW 4日
从修前修后数据对比可看出#1发电机带满负荷情况下，修前＃10线圈层间温度最高达68度。与相邻及同种水路线圈温度差最大12度，温度差最小7度，修后＃10线圈层间温度最高59度,与相邻及同种水路线圈温度差最大3度.。从以上数据可以看出＃10线圈层间温度下降了2-9度, 与相邻及同种水路线圈比较温度差下降了4-9度，从运行效果看此次处理是成功的。
6.1、结束语
此次检修中通过对测温元件的鉴定，出水温度及周边槽线圈温升的比较，正确诊断出发电机水回路故障．检修中经现场认真分析,改变了常规施工方案，在现场施工中节省了大量人力及检修材料，技术支持部电气专业连续五天日夜跟踪在工作现场，保证了工期和施工质量．本次检修共消除发电机#10线圈温度高及定冷水含氢量超标两项重大缺陷，由于检修方案选择得当使检修工期比预计提前约三天，从检修效果看达到了预期目标。
[参考文献]
[1] 《水氢氢汽轮发电机产品说明书》——上海汽轮发电机有限公司
[2] 《大型氢冷汽轮发电机及无刷励磁机组安装工艺导则.》－上海汽轮发电机有限公司
[3] 《徐州华鑫发电有限公司电气检修规程》-徐州华鑫发电有限公司