近十几年来，已并网发电的200 MW以上汽轮发电机组大部分能达到额定出力并持续运行，各项技术参数和性能也基本上能满足各种正常或非正常运行方式的要求。据原电力部可靠性中心统计，1991～1995年国产200 MW机组的等效可用率(EAF)由80.54%提高至86.68%；300 MW机组由76.82%提高至81.86%。尽管如此，由于设计及工艺原因，特别是制造工艺和质量检验等存在问题较多，导致发电机各类事故频繁，延续时间长，性质严重，损失巨大；其次，电机的安装、检修质量及运行维护水平也存在诸多问题，常常成为事故发生的诱因。以下论述汽轮发电机运行中常见故障的检查处理方法以及状态监测技术。
1 水内冷定子绕组漏水
国产及引进200～600 MW汽轮发电机采用水氢氢冷却方式的比重很大，定子水内冷绕组渗漏水是一种常见故障，严重者往往导致接地和相间短路事故。这类事故发生的主要原因是设计、工艺及材质等问题。渗漏部位多为空心导线并头套封焊处，聚四氟乙烯绝缘管交叉碰磨处，或因空心铜线材质不好(有砂眼或裂隙)和在运行中断裂等。如渗漏部位系微细裂纹或孔洞，则压力较高的氢气往往渗入水中，并可在定子内冷水箱顶部发现氢气；渗漏部位的裂缝或孔洞较大时，则水渗出与氢渗入并存，极易造成定子接地事故。
多年来，现场一直采用水压试验法来检查线棒漏水，但这种方法对由空心导体金属组织致密性差，而引起的微泄漏现象就显得灵敏度不够，常常无法查出。如某电厂对一台300 MW发电机进行1 MPa、8 h水压试验，未发现漏点，后提高至1.2 MPa，8 h亦未找出漏点，但进行1 MPa气密试验即能找出明显的漏点。类似的事例曾不只一次地发生过，故气密试验法(开始充含氟利昂压力为0.1 MPa氮气或压缩空气，最后达到额定压力，用肥皂水涂沫或用卤素检漏仪检测漏点)应作为检查定子绕组漏水的主要手段。现场采用气密法时，试验前需将水回路内水分排除并吹干，清除积水死角。
近年来，国外十分关注动态应力对密封的影响，有的制造厂已拟定和执行冷热水交替试验法，以确保密封质量和绝缘质量。我国有的电机厂也列入了冷热水试验法(施加周期性热负载法)。该方法的要点是，在定子绕组水回路通入0.5 MPa的合格凝结水进行循环。在循环过程中将水温加热至75～85 ℃，并保持1 h，然后将水温降至环境温度并保持1 h，如此重复进行2～3次，水温升降速度为20 ℃/h。每次将水温降至环境温度后，检查定子各部分(绕组端部接头、绝缘引水管、汇水环及引线等)有无渗漏点。
2 水内冷定子及转子绕组堵塞
水内冷定子及转子绕组堵塞也是一种常见故障。其故障原因主要有二类：
(1) 由于内冷水质不合要求，形成沉淀的氧化物而堵塞。如某电厂一台QFS-125-2型发电机，因内冷水的pH值偏低(6.2～6.4)，发电机转子绕组有氧化铜沉淀物腐蚀并堵塞内冷孔。分析证实，pH值偏低时内冷水呈酸性，从而加速对铜导线的腐蚀。70年代末及80年代初，国内曾有多台发电机出现因水质不合格而形成空心铜线腐蚀结垢、堵塞酿成的绕组过热烧损事故。后经提高pH值(7～8)，结垢堵塞问题已基本解决。国标GB/T 7064-1996《透平型同步电机的技术要求》对内冷水质作了以下规定：
①水质透明纯净、无机械混杂物；
②20 ℃时的导电率：0.5～1.5 μs/cm；
③pH值7～8；
④硬度＜2。
经多年实践证明，水冷定子或转子绕组水质凡符合以上规定者，已不再发生腐蚀及阻塞事故。
(2) 堵塞的另一原因是制造厂及运行单位在电机安装及大修时，将异物(胶皮垫、石棉泥甚至抹布等)遗留在水回路内。多年来，这种故障在一些200～300 MW发电机上时有发生。严重者造成被堵回路绝缘过热烧损，进而形成接地短路事故。
杜绝异物堵塞的根本措施是严格控制电机装配及检修工艺和相应的检查制度。此外，应按相关的标准及规程进行反冲洗及流量试验。
热水流试验是近年来制造厂检查大型发电机定子水回路有无堵塞的非常有效的措施。具体作法是，在定子进水端绝缘引水管中部贴敷热电偶，先通温度至少超过冷水温度10 ℃以上的热水，当所有测点温度接近时，停热水循环，然后再开启冷却水泵，如水回路堵塞则温度下降得很慢，如图1所示。
运行中，防止发电机定子绕组水回路因堵塞而导致烧损的主要监视措施是严格执行GB/T 7064-1996规定：对功率200 MW及以上的发电机，定子绕组有一个单独出水支路的同层各水接头温差大于8 K时，要仔细检查，当温差大于12 K或槽内温度超过85 ℃时应立即停机。
3 关于定子绕组端部手包绝缘状态试验
1983～1995年，国产200 MW汽轮发电机（QFQS及QFSN型）总共有20台发电机发生过24次因端部线圈故障形成的相间短路事故。类似事故在国产300 MW发电机上也发生过，造成很大损失。短路事故的主要原因是端部固定结构设计不合理、绝缘工艺马虎、铜导体焊接工艺差、材料选用及检验不合格等。机内氢气湿度大，达不到标准要求，往往是事故发生的诱因。针对定子端部引线手包绝缘整体性差、鼻部绝缘盒(环氧泥)填充不满、绝缘盒及线棒主绝缘末端及引水管搭接处绝缘工艺不良等突出问题，国内有的单位曾提出过用表面电位法(又称电位外移法)检查端部绝缘状态，取得了一定效果，受到现场重视。从检测绝缘状态的有效性考虑，这种方法是可用的，但这种方法主要是用来检测端部的微渗漏水故障，不能作为绝缘强度的评估手段，即应用上有一定局限性。此外，将局部泄漏电流在一段电阻上的压降称作“表面电位法”尤其“电位外移法”，也是不够科学的。
目前，制造厂及电厂采用的局部泄漏电流法，是沿用过去长期采用的直流加压测漏泄电流来判断绝缘状态的好坏，从有效性、实用性及科学性来衡量都是可取的。局部泄漏电流法可按正接线方式或反接线方式进行。正接线方式，即定于线圈通水并施加直流（发电机）的额定电压，用装有100 MΩ电阻串接微安表接地的绝缘杆逐点测试包有铝箔的端头；反接线方式，即定子线圈不通水经100 MΩ接地，在包裹铝箔的端头处外加直流 （被式发电机的）额定电压，测试时用绝缘杆将直流高压导线引出，在包有铝箔的端头处逐点加压测试，并在直流微安表稳定后读数。
原电力工业部颁布的DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》，已将局部泄漏电流法作为首选方法与测100 MΩ电阻上的电压降(即表面电位法)并列。其要求如表1所列。
表1 定子绕组端部手包绝缘状态的允许值
| 部 位 | 允 许 值 |
| 手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头 | a. 20 μA |
| 端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块 | a. 30 μA |
注： a为局部泄漏法，b为表面电位法。
4 定子绕组端部振动大、松动磨损造成的相间短路和接地事故
国产200 MW、300 MW系列发电机曾多次发生过定子绕组端部固定结构及工艺不良，运行中振动大引发的线棒与固定部件松动、磨损，鼻部空心导线漏水，造成接地和相间短路。国产200 MW发电机自1983～1992年10年间发生的19台次相间短路事故中，有相当一部分与定子绕组端部固定结构不良直接有关。某电厂一台QFN-300-2全氢冷300 MW发电机运行6年后，在4个月内连续2次发生定子相间短路事故，经检查定子端部线棒并头套多处被烧断、通风管及股线多处烧熔。经分析认定，事故原因是定子绕组端部固定结构不良，特别是鼻部整体性差、运行中振动过大、导致上下层线棒电连接导线疲劳断裂，引起电弧烧损。此外，通风管振动使绝缘磨损引起环流，造成通风管裸露更加重了事故的破坏程度。
我国自法国GEC-ALSTHOM公司引进的3台660 MW汽轮发电机由于定子引线支撑结构设计不良，引线的自振频率未避开100 Hz附近的共振范围；固定引线的玻璃布棒自身刚度较差，不能抑制引线在电动力作用下所引起的振动，运行中发生共振，造成多层连接盒下部与引线的焊接部位开裂，引线烧断漏水，导致定子单相短路和接地事故。
我国自俄罗斯《电力》工厂引进的一台TBB-500-2EYK3型500MW汽轮发电机累计运行不到15 000 h，定子绕组端部励磁机侧即因制造质量原因导致端部固定件(绑环间的撑块)松动，掉落至线圈背部，磨穿线圈主绝缘、磨掉底层实心铜线进而磨穿空心铜线造成漏氢事故。经验查，端部线圈磨损严重且是大面积的，其中有9只线圈被磨坏，检查处的磨点数20余处，磨坑深度严重者达6～6.5 mm；绑环间的撑块(最严重者为第一环与第二环之间)松、活、脱落者占90%以上。由于定子端部损坏严重，最后由国内制造厂对定子端部做了整体改造，更换了全部上层线棒及部分下层线棒。
近期，另一电厂对一台TBB-500-2EKY3型500 MW发电机定子检查后发现，端部二侧均有大量黄粉出现，具有明显的磨损特征，电厂已对发电机端部结构进行改造和处理。
研究分析表明，大型发电机定子绕组端部受到的二倍频电磁力远比中小型电机为大。当发电机定子绕组的槽部固定，端部支撑及绑扎固定结构的设计及制造工艺达不到要求，特别是端部绕组的固有频率接近2倍工频(100 Hz)，运行中将会产生较大的谐振振幅。如端部整体模态频率接近于100 Hz且为椭圆振型时，运行中即会引起严重的电磁振动，使固定结构件松动，绝缘磨损而引发短路事故。
我国电力行业标准DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》，规定了汽轮发电机检修中必要时应进行定子绕组引线的自振频率测量。国家电力公司2000年颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中规定，为防止定子绕组端部松动引起相间短路，大修时应检查定子绕组线圈的磨损、紧固情况。200 MW及以上的发电机大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格(振型为椭圆，固有频率在94～115 Hz之间)的发电机，应进行端部结构改造。
5转子绕组匝间短路和接地故障
转子绕组匝间短路是一种常见故障，以往中小型汽轮发电机转子绕组匝间短路故障中，相当一部分是因运行年久的转子绕组热变形或运行温度过高导致匝间绝缘破坏所引起的。200 MW及以上大型汽轮发电机转子匝间短路故障多发生在运行时间不长，由于制造时嵌线工艺及检查制度不严所引起。由金属屑粒残留在转子内部引起的匝间短路即为这类故障的典型事例。如某电厂3号发电机(国产QFSN-600-2型600 MW发电机)，1998年并网运行168 h后的一次大修中即检出残留在1极面、第8套线圈、第5～6匝之间，由金属屑形成的匝间短路。类似的情况在国产200～300 MW发电机转子上也发生过：图2(b)是一台从法国CEM公司引进的300 MW发电机转子绕组端部导体因焊接后未认真清理，由焊渣磨破匝间绝缘形成的严重匝间短路的检测波形。该机转子绕组共14套线圈。1990年大修时共检出8套线圈端部有17处匝间短路点。
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图2 转子匝间检测波形 |
值得提出的是，近几年有数台国产OFQS-200-2型发电机转子绕组接地事故皆是由初始匝间短路引起的。如某厂一台QFQS-200-2型发电机，因制造厂在转子下线完毕并装好槽楔，热套护环之前，加工转子本体二端的固定卡环槽时，车削下的金属屑残留在端部绕组的缝隙中，未被认真清理。发电机运行后有2套线圈上层面匝之间发生严重金属性短路(该机转子有16套线圈，每套10匝，共短路20匝)，导致运行中发生阵发性剧烈振动。取下护环后发现，该2套线圈靠近端部拐角处，二顶匝铜线均被烧伤，电弧烧透了对应部位护环内侧的2层5.5 mm厚的环氧玻璃布扇形绝缘瓦，与护环粘接接地。近几年，几台200 MW发电机转子接地事故的起因及特征都十分相似，有的甚至将护环严重灼伤，不得不返厂修理。
检查转子绕组匝间短路最有效的方法首推微分线圈动测法。我院近20几年来曾用此法在40余台容量自6～300MW的汽轮发电机上进行过检测，证明此法不受外部条件及匝间短路故障点在槽中位置的影响，是一种可信度较高的检测方法。目前，国内外的一些大型汽轮发电机上有的已装有这种在线监测装置。
多年来，在现场广泛采用的交流阻抗法有简便和较准确的优点，对同一台机组，在相同状态下，交流阻抗和损耗的比较，亦能判别转子绕组是否存在匝间短路及其严重程度，但交流阻抗法测试结果受外部条件影响的因素较多，尚不能作为判断匝间短路的主要依据。在某些条件下，如能分别测得转子每个极的交流阻抗进行比较，则能提高交流阻抗的准确性。
转子绕组接地亦是发电机运行中的一种常见故障。近20年对200 MW及以上的大型发电机事故统计资料表明，制造时因工艺及检查措施不严是一主要原因。如某厂一台国产QFSN-300-2型300 MW汽轮发电机，运行不到2年即发现转子接地信号频繁出现，后用交流烧穿法烧成稳定接地后，检测出转子一个槽楔下有一条直径0.33 mm，长13 mm的细长铜屑，显然是制造时转子未清理干净遗留的金属切削物。
转子绕组接地故障常常是不稳定性接地，即接地现象的出现往往与电机的转速或负荷状态有关。此时应将不稳定状态“烧”成稳定状态，再找出接地部位并进行处理。采用交流烧穿法时烧穿电流可选为5～15 A。过大的烧穿电流不会使接地故障部位扩大或损伤转子表面。因为电流太小(如小于5 A)往往达不到稳定接地的目的；电流适当大些不会烧伤转子，并可能清除由集中的导电粉尘形成的接地故障。
检查转子绕组接地故障点最有效的方法是对地电位法及大电流法。
转子绕组接地是严重威胁发电机安全运行的故障。转子绕组由一点接地发展为二点接地时，不仅会损伤转子绕组及本体，还会引起电机剧烈振动和大轴磁化烧轴、烧轴瓦等严重后果，故历年电力部门颁发的《发电机运行规程》规定，隐极式发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障的地点和性质，如系稳定性的金属接地，对于容量在100 MW及以上的转子内冷发电机，应尽快安排停机处理。对于100 MW以下的发电机，则应在励磁回路中接入二点接地保护装置，并尽可能地及时安排停机检修。
6 汽轮发电机组的轴电压、转轴的磁化与退磁
6.1 轴电压产生的原因及危害
轴电压是汽轮发电机运行中一个值得注意的问题。大型汽轮发电机，如对轴电压抑制或防护措施不当，将会产生电机大轴、轴瓦及汽轮机动静部分磁化及烧伤的严重后果。
轴电压主要是由于以下4种原因产生：
①汽轮机低压缸静电荷引起的轴电压；
②发电机制造或运行中因磁路不对称引起的轴电压；
③静止励磁系统脉动分量引起的轴电压；
④转子绕组匝间短路产生的单极电势。
①～③项所引起的轴电压正常条件下大都是几伏至几十伏，严重时高达几百伏的交流电压或直流（项①）电压。选配连接电阻或阻容参数，装于汽轮机或发电机轴端的接地电刷，以及在发电机 （励磁机侧）轴承底座加装可靠的绝缘垫片等，可抑制或防止轴电压和轴电流所产生的危害。
由转子绕组匝间短路在转轴内形成的纵向磁通，不仅穿过轴颈、轴瓦，而且能穿过汽轮机的动静部分的叶片、隔板及汽缸壁，使这些部分磁化，并产生单极电势。
正常情况下，微弱的磁化所产生的单极电势仅为毫伏级，但转子存在严重匝间短路或二点接地时，单极电势将达几伏至十几伏，而发电机轴承油膜被击穿或汽机动静部分因胀差过小而接触时，其产生的单极电流沿轴向流通，将达数百安培，不仅会烧损轴颈、轴瓦、汽轮机动静部分，影响汽机串轴保护正确动作，且会使这些部分磁化加剧，给机组检修工作带来困难。因而，对由于多种原因积累引起的大轴磁化及发电机事故后大轴的严重磁化，必须进行退磁。
6.2 退磁方法及对退磁效果的评估
有直流退磁和交流退磁2种方法。对于发电机转子、汽机转子及汽缸壁等大尺寸部件，宜用直流退磁法；退磁的基本原理是将绕有退磁线圈的被退磁部件，周期性改变线圈中电流的方向，并逐渐减小电流的大小，使被退磁部件的磁场强度逐步减小，最终使其剩磁达到最小。为有效达到退磁的目的，退磁的安匝数应选为被退磁部件剩磁最大值的4～5倍，并注意第一次退磁安匝产生的磁通方向，应与剩磁方向相反，退磁电源可选用备用励磁机或直流电焊机。
根据对多台100～300 MW大型汽轮发电机组退磁的经验，经过退磁的部件最后剩磁，轴颈及轴瓦不大于2×10-4T，其他部件不大于10×10-4 T，即连大头针也吸不住时，即认为合格。
7 大型汽轮发电机的状态监测及维修
当前，我国正处在大电网大机组发展时期。针对大型发电机结构设计及运行特性等一系列新的特点，与其安全可靠运行密切相关的试验检查方法的内容及特点必须与之相适应。近十几年来，我国曾先后制订过汽轮发电机的一系列设计、制造、试验、安装、检修及运行标准和规程，有的根据IEC及国外行业标准增补了一系列新的内容，为提高产品质量和运行水平并与国际标准接轨提供了保证。今后，将继续进行这项重要的技术基础工作。试验相关标准及方法也根据新的技术信息和经验不断改进和补充。如有关绝缘试验方法正从破坏性试验向非破坏性试验过渡；发电机运行状态的监测也正从传统的离线方式向在线监测方式过渡，并进一步形成状态监测系统，如局部放电监测（RFM）、过热监测（GCM）、定子绕组端部振动监测(SEVM)、转子绕组匝间短路监测（RSTD），等等，使许多运行故障能被早期发现和处理。将来的发展方向是从传统的定期维修转变为预知维修。预知维修或状态维修是一种先进的现代化技术管理方式。它克服了定期维修带来的设备过修或失修的弊端，有效地提高了设备的运行可靠性。欲达此目的，首先要求发电机的制造质量及运行维护均需达到较高水平。即运行维护人员整体素质较高，设备基础管理较好。发电机具备实施预知维修条件后，对延长发电机平均无故障时间、缩短平均修理时间、减少检修与维护费用将十分有利和必要。
8 参考文献
［1］ 李伟清，汽轮发电机故障检查分析及预防，北京：中国电力出版社，2002.
［2］ 陈维荣，电力系统设备状态监测的概念及现状，电网技术，2000，24(11)：12～17.
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