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0 引言
电力系统改革厂网分开以来,各发电集团和社会能源企业为了抢占电量份额,纷纷上马大机组,多数是600MW发电机组。随着电力工业的迅速发展,大容量、高参数、高自动化已成为目前新建机组的基本特征。因此,对发电厂的生产管理、设备检修和技术监督工作的重点也需要根据这些特征的变化予以调整和改进。
随着国家能源政策的改革,目前在网运行的骨干机组,大多是600MW机组。大多达到A级检修周期,其余也陆续运行到大修周期,即将面临设备大修的问题。检修工程面临新的考验。机组在运行中反映的问题、设备在检修过程中发现设备损坏的问题将全面显现。
1 近几年600MW机组暴露的设备技术问题及防范措施
1.1发电机制造和安装阶段隐藏的缺陷和问题
发电机制造和安装阶段隐藏的缺陷和问题遗留到生产中,成为近年来发电机安全运行的重大隐患。主要集中在发电机个别部位设计不当、制造安装质量不良造成发电机投运后出现单相接地、转子一点接地、铁心发热、漏氢、定子内冷水系统堵塞等方面。
(1)发电机转子引线夹板处用做机械固定的不锈钢板断裂故障
该类型故障发生在东北某电机制造厂600MW机组上。首先在浙江某电厂3号发电机转子上出现,并造成发电机运行中转子一点接地。2007年2月27日,该厂3号发电机在春节停机检修结束后的启机升速过程中,当转速升至1303r/min时,转子出现一点接地报警。3号发电机停机后拔出护环检查发现,故障原因为转子引线夹板处用做机械固定的不锈钢板(约1mm厚,30mm宽)断裂,造成在转子转速升高时,断裂的不锈钢在离心力作用下窜出与转子引线接触导致接地故障。
针对该制造厂的这一问题,某发电集团在2007年的机组检修中,天津某电厂3号发电机、河北某电厂1号发电机均对该部位进行了检查,也发现存在同样的问题,两台发电机转子引线夹板处不锈钢板均发现已经断裂,由于发现该问题比较及时,未造成发电机运行中出现转子接地事故。这两台发电机已经拔出发电机励侧护环,取出压板的断裂部分,更换新的压板,重新装入护环。
对前述情况分析,该问题是该制造厂同类型发电机存在的一个普遍情况,天津某电厂3号发电机、河北某电厂1号发电机提前发现了事故隐患,避免了由于压板断裂造成运行中发电机转子接地故障。因此必须对同一厂家的600MW发电机该部位进行认真检查,及时发现问题,保证发电机安全运行。
(2)发电机绝缘引水管缺陷
发电机绝缘引水管缺陷主要集中在东北某电机制造厂的QFSN-600-2YH型600MW机组上。
2006年3月2日,浙江某发电厂1号发电机在并网运行后,带140MW负荷2h后,定子接地保护动作跳机。打开发电机端盖人孔门,进入检查发电机端部,未见异常,对U相进行直流耐压(带水压),升到4kV后,在励磁U相一根下层线棒(7、8点位置)的引水管有放电现象(与河北某发电厂机组故障位置基本相同)。放电后,发现该引水管中间有水渗出,判断引起定子接地的原因是该引水管有缺陷,导致绝缘下降被击穿。2005年11月,河北某电V2号发电机在预试中,励侧绝缘引水管故障,已经有内冷水漏出。经更换引水管后,直流泄漏电流正常。
这两次故障都是绝缘引水管的缺陷引起的,初步分析其原因,认为是发电机生产厂家在采购或安装过程中,由于绝缘引水管的微小裂纹,造成了设备的重大缺陷。为此,应敦促厂家,把好质量关,电厂也应在预试和检修中对绝缘引水管做重点检查,加强定子冷却水系统的水压试验和直流泄漏测量。
1.2发电机引线烧毁故障
(1)浙江某电厂1号机为哈电产600MW机组,运行中,W相分支W2的引线局部过热熔断,熔渣掉下,进入发电机转子通风道,转子一点接地报警。W2分支熔断瞬间,电磁力不均衡,发电机组7瓦振动瞬间增大至150um,随后电磁力重新平衡,振动减至83um。W2分支承担W相全电流,当时为满负荷,分支通过的电流为额定电流的1.725倍(单支额定电流9.62kA),导致W2支路(上层12～18号线棒,下层37～1号线棒串联)共14根线棒,严重过热。其中7根下层线棒由于散热条件不如上层线棒,线棒出水温度迅速升温,事故发生仅1min后,下层线棒出水温度升至高限90℃;上层7根线棒,温升稍慢。W2引线熔断约5min后,W2下层线棒因过热,主绝缘遭到破坏,造成W相对地短路,发电机零序电压动作,跳主断路器。发电机在现场共修复、更换了17根线棒(其中下层7根,上层10根),更换了6根环状引线,1根主引线。事故造成停机月余。
(2)湖南某发电厂1号机为东北某电机制造厂600MW机组,2006年7月29日,W2引线烧断,故障位置与前述浙江某电厂1号机几乎相同,当时带580MW负荷,定子接地保护动作跳机,事故没有扩大。上海电机厂制造,安装某电厂的600MW发电机组在完成168h试运行后停机,于2006年6月15日再次开机投运时,发生了发电机定子绕组W相W2分支中性点引出线拉弧烧断事故。
上述故障造成的主要原因是:发电机引线出水汇流管过细,内径只有φ20～φ32mm,如湖南某发电厂的机外部分内冷水管内径φ20mm,部分机组中间的阀门内径更小(如个别为φ20mm),导致引线出水流速较慢,冷却效果较差。若引线的上部积聚有气泡时,气泡将很难被水带走,造成汽堵。另外,上海电机厂的故障引线还发现有杂质(硫、磷等),使导电率上升,发热增加。
因此,针对此类故障,加强监造时引线的材质化验,检查引线出水汇流管及中间阀门的内径,严格遵守内冷水的相关规程,防止内冷水回路堵塞。天津某电厂在2006年对3号、4号发电机外部定子冷却水汇流管进行了改造,将内径为中26mm的管路换为内径为由38mm的管路,消除了设备隐患。
1.3发电机定子绕组单相接地情况
(1)2006年3月2号,浙江某电厂1号机(哈电产600MW机组,水氢氢冷却方式发电机,型号QFSN-600-2YH)。并网后,带140MW负荷,运行了2个小时,定子接地保护动作跳机。停机后,分相测量发电机绝缘电阻,V、W相超过1000MQ,U相为40MΩ。对U相进行直流耐压(带水压),升到4000V后,在励磁U相一根下层线棒(7、8点位置)的引水管有放电现象。放电后,发现该引水管中间有水渗出,该引水管有缺陷,导致绝缘下降,而被击穿,引起定子接地。被击穿的引水管内外表面未发现有沿面闪络的痕迹。
根据现场情况分析这次事故原因如下:击穿部位在制造或安装过程中受局部应力,造成细微裂纹的出现,在运行水压下微渗水,导致电场分布发生变化,水中泄漏电流增加(击穿的引水管处于u相高电位区)、水局部发热严重时汽化,汽化的水蒸气将形成一个高电 导层,进一步加剧发热直至闪络,严重时局部烧熔引水管,造成引水管漏水,发生相对地短路。
(2)类似事件还发生在河北某电厂2号发电机调试期间,直流耐压试验时(60kV)也发生过一根引水管击穿。因此,调试和大修时应在水压试验后,进行带正常水压的直流耐压试验,可以及时发现引水管的问题。另外,还要加强发电机的监造工作,以便保证引水管本身质量和安装质量。
1.4发电机定子槽楔松动
内蒙古某电厂6号发电机(600MW,2006年投运)小修抽转子后,检查定子线圈槽楔时发现定子槽楔大面积松动,槽楔完全松动的有262块,其它各段松动槽楔超过1/3长的若干,分析是由于在安装后,在高温运行条件下,有些线圈绝缘中的有机绝缘材料收缩量超标,或安装时有些线圈绝缘垫条未填充满造成槽楔松动。因此,新投运的机组,在首次检修中,更应加强这方面的检查。
2 防止大机组事故的措施和建议
2.1加强近3年新投运机组发电机的技术监督
针对近年来大机组发电机发现的问题,特别是在同一制造厂家的机组上重复出现的问题应引起重视,及时对其他机组进行针对性检查,提前发现设备隐患,确保机组安全运行。
应严格按照相关标准和规程进行新投产机组的交接试验工作,对异常情况仔细分析、论证,建议新投运机组运行1～2年后进行槽楔松动检查,对水内冷发电机建议在水压试验后进行定子绕组手包绝缘表面对地电位试验。
并加强其在投运初期的运行情况的监视,特别是应积极贯彻反措中关于发电机定冷水“定子线棒层间最高与最低温度的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警,应及时查明原因,此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃,或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时,在确认测温元件无误后,应立即停机处理”方面的规定。在DCS中,应加入温差报警功能。此外对定子铁心及结构间件的温度监视也不容忽视,在发现发电机温度超出正常范围时,虽未超出其报警值,也应引起重视,及时分析原因。
2.2加强对漏氢(包括内漏和外漏)和定子内冷水堵塞等方面的监督
通过人工巡检和在线监测仪表,加强对外漏点的检查,加强对油系统、主油箱内、封闭母线、内冷水箱漏氢量的监测;尽早安排新投运发电机进行温升试验,以检查各温度测点是否正常工作,并排除是否有定子内冷水堵塞方面的问题,留存基础数据;提前准备第一次检修前相关工作,认真组织检修项目,对发电机进行尽可能全面的检查,特别是对今后可以对发电机状态评估有指导作用的数据,包括温升试验、定子绕组端部机械模态试验、定子绕组局放、定子绕组介损等项目。如果怀疑可能存在定子内冷水堵塞问题,建议检修时采用JB/T6228-1992《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》中的热水流法进行检测,如果根据运行情况基本确实有定子内冷水堵塞问题还应准备好线棒备品。
3 发电机大、小修的重点部位和检修项目
3.1发电机定子引线气堵引起的定子绕组烧损检查
对引进美国西屋公司技术生产的引线和出线套管冷却水回路有单独的励侧至汽侧的外部管路的发电机,首次检修时,按照制造厂的设计要求校核外部管路的内径。
3.2定子槽楔松动引起的定子绕组绝缘故障检查
在新机组投入运行一年后以及大修时,必须抽转子进行仔细检查并重新打紧松动的槽楔。
3.3定子绕组端部防晕层失效检查
(1)新机出厂时应要求制造厂进行定子绕组端部起晕试验,起晕电压不低于1.0倍线电压。
(2)空冷发电机及绕组端部绝缘表面有变色甚至放电、碳化现象等明显电晕特征的氢冷发电机,或者试验中有不明原因的直流泄漏电流增大现象的电机,应进行起晕试验。
3.4定子内冷水路堵塞过热检查
机组大修时,按要求对定子线棒进行正反冲洗,应对水内冷定子、转子线棒分路做流量试验,必要时应做热水流试验。对定子绕组引水管裂纹漏水引发绝缘事故检查。
(1)检修中应对绝缘引水管的布置及完好性仔细进行外观检查,绝缘引水管不得交叉接触,引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。
(2)引水管表面不能有裂纹、磨损、电烧伤等现象,并应清洁其表面的油污。
(3)大修中应按照制造厂的有关技术要求,进行定子绕组水压试验。
3.5发电机转子接地故障检查
(1)对于哈尔滨电机厂生产的600MW水氢氢发电机,为防止转子引线槽楔下垫片断裂甩出造成的转子绕组接地,应将其更换为Q235钢制垫条。同型号机组未更换的必须安排更换。
(2)大修中,应通过测量转子直阻或解体措施,重点检查导电螺钉是否有由于与导电杆之间接触不良引起的过热迹象。
3.6发电机定子铁心损坏检查
(1)大、小修时对定子铁心进行详细外观检查,有无铁心松动、粉末或黑色泥状油污甚至断齿等异常现象。
(2)有异常时应结合实际情况进行发电机定子铁心诊断试验(ELCID),或铁损试验,检查铁心片间绝缘有无短路以及铁心发热情况。
4 结束语
600MW机组采用的技术参数,对设计、制造、调试、运行、检修等都提出了更高的要求,认真总结分析目前600MW机组在生产环节中存在的问题,做好各环节过程中的技术监控工作,对保证600MW机组的安全、稳定、经济运行至关重要。大型机组设备大修的管理,要全面彻底分析设备损坏或故障的原因,制定防范措施,明确机组完善的检修方案。另外应加强运行、检修、试验人员的培训,以适应大机组运行要求。
设备成套和元件选择必须考虑到安全可靠,以支撑主机的安全运行,同时要重点提高国内设备制造水平,也为降低工程造价使得机组投入商业运营后具备足够的竞争力等,都是在保证设备安全运行的前提下进行,否则就是无木之本、无源之水。
电力系统改革厂网分开以来,各发电集团和社会能源企业为了抢占电量份额,纷纷上马大机组,多数是600MW发电机组。随着电力工业的迅速发展,大容量、高参数、高自动化已成为目前新建机组的基本特征。因此,对发电厂的生产管理、设备检修和技术监督工作的重点也需要根据这些特征的变化予以调整和改进。
随着国家能源政策的改革,目前在网运行的骨干机组,大多是600MW机组。大多达到A级检修周期,其余也陆续运行到大修周期,即将面临设备大修的问题。检修工程面临新的考验。机组在运行中反映的问题、设备在检修过程中发现设备损坏的问题将全面显现。
1 近几年600MW机组暴露的设备技术问题及防范措施
1.1发电机制造和安装阶段隐藏的缺陷和问题
发电机制造和安装阶段隐藏的缺陷和问题遗留到生产中,成为近年来发电机安全运行的重大隐患。主要集中在发电机个别部位设计不当、制造安装质量不良造成发电机投运后出现单相接地、转子一点接地、铁心发热、漏氢、定子内冷水系统堵塞等方面。
(1)发电机转子引线夹板处用做机械固定的不锈钢板断裂故障
该类型故障发生在东北某电机制造厂600MW机组上。首先在浙江某电厂3号发电机转子上出现,并造成发电机运行中转子一点接地。2007年2月27日,该厂3号发电机在春节停机检修结束后的启机升速过程中,当转速升至1303r/min时,转子出现一点接地报警。3号发电机停机后拔出护环检查发现,故障原因为转子引线夹板处用做机械固定的不锈钢板(约1mm厚,30mm宽)断裂,造成在转子转速升高时,断裂的不锈钢在离心力作用下窜出与转子引线接触导致接地故障。
针对该制造厂的这一问题,某发电集团在2007年的机组检修中,天津某电厂3号发电机、河北某电厂1号发电机均对该部位进行了检查,也发现存在同样的问题,两台发电机转子引线夹板处不锈钢板均发现已经断裂,由于发现该问题比较及时,未造成发电机运行中出现转子接地事故。这两台发电机已经拔出发电机励侧护环,取出压板的断裂部分,更换新的压板,重新装入护环。
对前述情况分析,该问题是该制造厂同类型发电机存在的一个普遍情况,天津某电厂3号发电机、河北某电厂1号发电机提前发现了事故隐患,避免了由于压板断裂造成运行中发电机转子接地故障。因此必须对同一厂家的600MW发电机该部位进行认真检查,及时发现问题,保证发电机安全运行。
(2)发电机绝缘引水管缺陷
发电机绝缘引水管缺陷主要集中在东北某电机制造厂的QFSN-600-2YH型600MW机组上。
2006年3月2日,浙江某发电厂1号发电机在并网运行后,带140MW负荷2h后,定子接地保护动作跳机。打开发电机端盖人孔门,进入检查发电机端部,未见异常,对U相进行直流耐压(带水压),升到4kV后,在励磁U相一根下层线棒(7、8点位置)的引水管有放电现象(与河北某发电厂机组故障位置基本相同)。放电后,发现该引水管中间有水渗出,判断引起定子接地的原因是该引水管有缺陷,导致绝缘下降被击穿。2005年11月,河北某电V2号发电机在预试中,励侧绝缘引水管故障,已经有内冷水漏出。经更换引水管后,直流泄漏电流正常。
这两次故障都是绝缘引水管的缺陷引起的,初步分析其原因,认为是发电机生产厂家在采购或安装过程中,由于绝缘引水管的微小裂纹,造成了设备的重大缺陷。为此,应敦促厂家,把好质量关,电厂也应在预试和检修中对绝缘引水管做重点检查,加强定子冷却水系统的水压试验和直流泄漏测量。
1.2发电机引线烧毁故障
(1)浙江某电厂1号机为哈电产600MW机组,运行中,W相分支W2的引线局部过热熔断,熔渣掉下,进入发电机转子通风道,转子一点接地报警。W2分支熔断瞬间,电磁力不均衡,发电机组7瓦振动瞬间增大至150um,随后电磁力重新平衡,振动减至83um。W2分支承担W相全电流,当时为满负荷,分支通过的电流为额定电流的1.725倍(单支额定电流9.62kA),导致W2支路(上层12～18号线棒,下层37～1号线棒串联)共14根线棒,严重过热。其中7根下层线棒由于散热条件不如上层线棒,线棒出水温度迅速升温,事故发生仅1min后,下层线棒出水温度升至高限90℃;上层7根线棒,温升稍慢。W2引线熔断约5min后,W2下层线棒因过热,主绝缘遭到破坏,造成W相对地短路,发电机零序电压动作,跳主断路器。发电机在现场共修复、更换了17根线棒(其中下层7根,上层10根),更换了6根环状引线,1根主引线。事故造成停机月余。
(2)湖南某发电厂1号机为东北某电机制造厂600MW机组,2006年7月29日,W2引线烧断,故障位置与前述浙江某电厂1号机几乎相同,当时带580MW负荷,定子接地保护动作跳机,事故没有扩大。上海电机厂制造,安装某电厂的600MW发电机组在完成168h试运行后停机,于2006年6月15日再次开机投运时,发生了发电机定子绕组W相W2分支中性点引出线拉弧烧断事故。
上述故障造成的主要原因是:发电机引线出水汇流管过细,内径只有φ20～φ32mm,如湖南某发电厂的机外部分内冷水管内径φ20mm,部分机组中间的阀门内径更小(如个别为φ20mm),导致引线出水流速较慢,冷却效果较差。若引线的上部积聚有气泡时,气泡将很难被水带走,造成汽堵。另外,上海电机厂的故障引线还发现有杂质(硫、磷等),使导电率上升,发热增加。
因此,针对此类故障,加强监造时引线的材质化验,检查引线出水汇流管及中间阀门的内径,严格遵守内冷水的相关规程,防止内冷水回路堵塞。天津某电厂在2006年对3号、4号发电机外部定子冷却水汇流管进行了改造,将内径为中26mm的管路换为内径为由38mm的管路,消除了设备隐患。
1.3发电机定子绕组单相接地情况
(1)2006年3月2号,浙江某电厂1号机(哈电产600MW机组,水氢氢冷却方式发电机,型号QFSN-600-2YH)。并网后,带140MW负荷,运行了2个小时,定子接地保护动作跳机。停机后,分相测量发电机绝缘电阻,V、W相超过1000MQ,U相为40MΩ。对U相进行直流耐压(带水压),升到4000V后,在励磁U相一根下层线棒(7、8点位置)的引水管有放电现象。放电后,发现该引水管中间有水渗出,该引水管有缺陷,导致绝缘下降,而被击穿,引起定子接地。被击穿的引水管内外表面未发现有沿面闪络的痕迹。
根据现场情况分析这次事故原因如下:击穿部位在制造或安装过程中受局部应力,造成细微裂纹的出现,在运行水压下微渗水,导致电场分布发生变化,水中泄漏电流增加(击穿的引水管处于u相高电位区)、水局部发热严重时汽化,汽化的水蒸气将形成一个高电 导层,进一步加剧发热直至闪络,严重时局部烧熔引水管,造成引水管漏水,发生相对地短路。
(2)类似事件还发生在河北某电厂2号发电机调试期间,直流耐压试验时(60kV)也发生过一根引水管击穿。因此,调试和大修时应在水压试验后,进行带正常水压的直流耐压试验,可以及时发现引水管的问题。另外,还要加强发电机的监造工作,以便保证引水管本身质量和安装质量。
1.4发电机定子槽楔松动
内蒙古某电厂6号发电机(600MW,2006年投运)小修抽转子后,检查定子线圈槽楔时发现定子槽楔大面积松动,槽楔完全松动的有262块,其它各段松动槽楔超过1/3长的若干,分析是由于在安装后,在高温运行条件下,有些线圈绝缘中的有机绝缘材料收缩量超标,或安装时有些线圈绝缘垫条未填充满造成槽楔松动。因此,新投运的机组,在首次检修中,更应加强这方面的检查。
2 防止大机组事故的措施和建议
2.1加强近3年新投运机组发电机的技术监督
针对近年来大机组发电机发现的问题,特别是在同一制造厂家的机组上重复出现的问题应引起重视,及时对其他机组进行针对性检查,提前发现设备隐患,确保机组安全运行。
应严格按照相关标准和规程进行新投产机组的交接试验工作,对异常情况仔细分析、论证,建议新投运机组运行1～2年后进行槽楔松动检查,对水内冷发电机建议在水压试验后进行定子绕组手包绝缘表面对地电位试验。
并加强其在投运初期的运行情况的监视,特别是应积极贯彻反措中关于发电机定冷水“定子线棒层间最高与最低温度的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警,应及时查明原因,此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃,或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时,在确认测温元件无误后,应立即停机处理”方面的规定。在DCS中,应加入温差报警功能。此外对定子铁心及结构间件的温度监视也不容忽视,在发现发电机温度超出正常范围时,虽未超出其报警值,也应引起重视,及时分析原因。
2.2加强对漏氢(包括内漏和外漏)和定子内冷水堵塞等方面的监督
通过人工巡检和在线监测仪表,加强对外漏点的检查,加强对油系统、主油箱内、封闭母线、内冷水箱漏氢量的监测;尽早安排新投运发电机进行温升试验,以检查各温度测点是否正常工作,并排除是否有定子内冷水堵塞方面的问题,留存基础数据;提前准备第一次检修前相关工作,认真组织检修项目,对发电机进行尽可能全面的检查,特别是对今后可以对发电机状态评估有指导作用的数据,包括温升试验、定子绕组端部机械模态试验、定子绕组局放、定子绕组介损等项目。如果怀疑可能存在定子内冷水堵塞问题,建议检修时采用JB/T6228-1992《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》中的热水流法进行检测,如果根据运行情况基本确实有定子内冷水堵塞问题还应准备好线棒备品。
3 发电机大、小修的重点部位和检修项目
3.1发电机定子引线气堵引起的定子绕组烧损检查
对引进美国西屋公司技术生产的引线和出线套管冷却水回路有单独的励侧至汽侧的外部管路的发电机,首次检修时,按照制造厂的设计要求校核外部管路的内径。
3.2定子槽楔松动引起的定子绕组绝缘故障检查
在新机组投入运行一年后以及大修时,必须抽转子进行仔细检查并重新打紧松动的槽楔。
3.3定子绕组端部防晕层失效检查
(1)新机出厂时应要求制造厂进行定子绕组端部起晕试验,起晕电压不低于1.0倍线电压。
(2)空冷发电机及绕组端部绝缘表面有变色甚至放电、碳化现象等明显电晕特征的氢冷发电机,或者试验中有不明原因的直流泄漏电流增大现象的电机,应进行起晕试验。
3.4定子内冷水路堵塞过热检查
机组大修时,按要求对定子线棒进行正反冲洗,应对水内冷定子、转子线棒分路做流量试验,必要时应做热水流试验。对定子绕组引水管裂纹漏水引发绝缘事故检查。
(1)检修中应对绝缘引水管的布置及完好性仔细进行外观检查,绝缘引水管不得交叉接触,引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。
(2)引水管表面不能有裂纹、磨损、电烧伤等现象,并应清洁其表面的油污。
(3)大修中应按照制造厂的有关技术要求,进行定子绕组水压试验。
3.5发电机转子接地故障检查
(1)对于哈尔滨电机厂生产的600MW水氢氢发电机,为防止转子引线槽楔下垫片断裂甩出造成的转子绕组接地,应将其更换为Q235钢制垫条。同型号机组未更换的必须安排更换。
(2)大修中,应通过测量转子直阻或解体措施,重点检查导电螺钉是否有由于与导电杆之间接触不良引起的过热迹象。
3.6发电机定子铁心损坏检查
(1)大、小修时对定子铁心进行详细外观检查,有无铁心松动、粉末或黑色泥状油污甚至断齿等异常现象。
(2)有异常时应结合实际情况进行发电机定子铁心诊断试验(ELCID),或铁损试验,检查铁心片间绝缘有无短路以及铁心发热情况。
4 结束语
600MW机组采用的技术参数,对设计、制造、调试、运行、检修等都提出了更高的要求,认真总结分析目前600MW机组在生产环节中存在的问题,做好各环节过程中的技术监控工作,对保证600MW机组的安全、稳定、经济运行至关重要。大型机组设备大修的管理,要全面彻底分析设备损坏或故障的原因,制定防范措施,明确机组完善的检修方案。另外应加强运行、检修、试验人员的培训,以适应大机组运行要求。
设备成套和元件选择必须考虑到安全可靠,以支撑主机的安全运行,同时要重点提高国内设备制造水平,也为降低工程造价使得机组投入商业运营后具备足够的竞争力等,都是在保证设备安全运行的前提下进行,否则就是无木之本、无源之水。