水力发电厂发电机的典型故障分析与故障树研究

摘要：大型水电厂机械发电设备的可靠性直接影响到电力系统的稳定性，对水电厂机械发电设备可靠性管理技术的研究，可以增强水电厂机械发电设备的管理工作中，也正是从水电厂机械发电设备可靠性管理技术的研究中，我们可以得出如下的结论：通过结构树来研究复杂系统中各个部件或子系统的各种故障，不仅可以帮助我们了解系统结构，而且也可以帮助我们清晰明确地制定检修项目，核算检修成本，控制检修进度；同时在设备的运行维护中，方便了对设备可靠性数据的统计。

关键词：发电机，可靠性，故障树，故障模式影响分析，危害度，可靠性维修

中图分类号：F407文献标识码： A

发电机不仅是电能的转换机器，而且也是电力系统一个重要的组成部分，其运行的稳定性与可靠性尤为重要。

发电机的故障类型很多，如：发电机定子温度过高（超负荷、电流不平衡、通风冷却系统故障、定子绕组局部短路或接地、定子铁心绝缘损坏造成涡流损耗增大）；发电机着火（短路、超负荷绝缘损坏、雷击、部件损坏、电容电流过大、并列误操作），定子相间短路；定子、转子水路堵塞、漏水；转子匝间短路；漏氢；发电机非全相运行；发电机非同期并网；发电机定子局部过热；发电机内遗留金属异物；定子单相接地故障；转子一点接地；二次同步谐振；励磁系统故障等电气事故。

由于制造工艺原因，在定子的制造过程中，定子绝缘层间、绝缘层与股线间可能存在间隙，使得定子局部绝缘强度降低。大型发电机转子转臂因尺寸大必需采用焊接结构，由于焊缝多，焊缝检测与热处理困难，在焊接中肯定会存有气孔、夹渣、与内应力集中等焊接问题；一些大容量的发电机，在早期的加工与设计中，因受技术的限制，发电机的结构件选材、绝缘选材、结构设计等都与现代的先进技术存在很大的差异。这些问题，使得发电机的故障隐患极其隐蔽。当前，为了保证发电机的稳定运行，世界一些国家正在研制发电机在线监测和故障诊断系统。这些故障诊断系统，为发电机组的稳定运行提供了保障。

在我们的事故统计中，发电机在机械方面的故障主要集中在轴向与径向支撑部件、冷却系统、受油器（轴流转浆机组）、以及永磁机及其连接机构等几个方面。

1. 发电机上机架裂纹的故障模式分析与处理

发电机转子支架一般都设计为上下两个支架，分别成为上机架与下机架。同时由于推力轴承安装设计的不同，其两个机架的结构尺寸有些差异。一般来讲，发电机的导轴承一般配置在上下机架内，使得机架成为旋转部件的重要支撑件，承受径向动载工作应力，将转动部件的径向载荷传递给基础。转子支架辐板与轮毂之间的焊缝一般为环形焊缝，本身具有极大的刚性及约束作用，是一种典型的拉伸应力区，由于拉伸应力的存在，极易使焊接接头产生裂纹。如某水电站有 9 台 30 MW 贯流式水轮发电机组。该机组在检修时，发现 8＃机的转子支架辐板(Q235钢板 l00 mm 厚)与轮毂(20SiMn 锻件)之间的环焊缝以 4个应力孔两端为起裂点，出现程度不同的贯透性裂纹，经超声波及磁粉无损检测，确定出裂纹的数量、尺寸及分布情况，此裂纹经专家研究分析，最终确认为疲劳裂纹。

修复环形焊缝可以选用熔化极混合气体保护焊方法，它与手工电弧焊相比具有热量集中、熔敷效率高、稀释率低、焊接变形小及抗裂性好等特点。

根据焊接方法与母材的要求选用焊接材料：ER50S一6焊丝。富氩混合气体保护可明显改善熔滴的过渡，具有飞溅少、焊道美观等特点，故选用保护气体为78％Ar+22％CO2。

焊接过程中减缓应力的方法有焊前预热、焊接过程中间退火、锤击焊道、振动消除应力及焊后缓冷等，对大刚度及约束度的构件，只采用一种方法减缓和控制焊接应力是不够的。由于机组不具备拆卸条件，焊接过程中间退火及振动消除应力无法应用。锤击焊道使焊缝得到压延，可减少拉应力，有利于防止焊接裂纹的产生，但劳动强度过大，锤击应保持均匀、适度。因此，在补焊过程中，根据上述方法各自的特点，结合生产条件，在不同的补焊阶段，综合利用焊前预热、锤击焊道、焊后缓冷等方法有效减缓和控制焊接应力，以防止在补焊过程中产生焊接裂纹。

2. 发电机空气冷却器的故障模式分析与处理办法

大型发电机在运行过程中存在电磁损耗和机械损耗，这些损耗一般包括：定子绕组损耗、涡流及高次谐波的附加损耗、铁损耗、励磁损耗、通风损耗、轴承摩擦机械损耗等。上述损耗中，除定子绕组损耗、涡流及高次谐波的附加损耗随负荷的变化而变化外，其余的几乎为定值。这些损耗将转化为热量，使发电机的定子温度升高。如果这些热量不及时散发出去，不但会降低发电机的效率和出力，而且还会因局部过热破坏定子线圈的绝缘，影响发电机的使用寿命，甚至会引起发电机事故。水轮发电机定子的冷却方式主要有：空气冷却、水冷却、蒸发冷却。目前，空气冷却在发电机中的应用最为广泛。

大型发电机定子空气冷却就是采用密闭通风，将发电机空间加以密闭，利用发电机转子强迫空气流动，冷空气通过转子线圈，经过定子中的通风沟，吸收发电机线圈和铁芯等处的热量成为热空气。热空气通过发电机四周的空气冷却器，经冷却后重新进入发电机内，形成循环冷却。

空气冷却器故障表现为内部故障与外部故障两类，外部故障表现为铜管胀紧处漏水、焊缝漏水、组合面漏水、承管板锈蚀、冷却管灰尘聚积、冷却管断刺等；内部故障表现为上下水箱盖板内壁与分水板锈蚀严重、水箱壁磨蚀而变薄、铜管内部管壁集结水垢、铜管内部堵塞等。

这些故障大都与空气冷却器制造质量有关。其中冷却管灰尘聚积到一定程度时，会极大的影响定子的热交换。在空气冷却器解体检修时，如果空气冷却器内部锈蚀较少，可以直接在枯水季节将铜管用清水清洗即可。

铜管堵塞可以用高压气吹铜管，而管壁集垢目前的解决办法就是采用机器或人力强行穿通，效率较低。而大型机组一般采用 10 年后全部更换空冷器的方法以防止事故的发生。

3 发电机推力轴承的故障分析

推力轴承是水电机组的主要结构部件，其运行性能的好坏，将直接影响机组的可靠性。进入 80 年代以来，我国新投运的大型水电机组频繁地发生推力轴承烧瓦事故，影响了正常生产。依据推力瓦的运行工况与失效模式，我们可以找出导致推力瓦烧瓦事故的各种可能的因素和因素组合，建立推力轴承失效故障树。见图1。

图1 推力轴承的故障树

推力轴承故障，在机械主设备中是一个十分严重的事故，它突发性强，只要瓦面任何一个局部发生故障，在几秒钟内，全部推力瓦（薄瓦）都会损坏，而且还会损失镜板。如果仅仅只是薄瓦瓦面损坏，其修复工作相对来说比较简单：排油解体推力油箱，清扫推力油箱，全部更换推力瓦就可以了。通过对推力轴承各结构部件寿命周期的分析，可以得出推力轴承的最短检修周期 Tmin。推力轴承中的各主要部件可以稳定运行的时间见图2：

图2 推力轴承主要部件的使用寿命

故推力轴承的最短检修周期 Tmin＝8～12 年。主要原因是推力轴承中的油冷器的使用寿命只有 8～12 年。为了保证推力轴承的良好运行，在生产实际中，我们采用了每隔 4 年进行一次全面检查的方法，有效地提高了推力瓦的可靠性。

4 发电机的故障树

水轮发电机是将水轮机输出的机械能转换为电能的装置，其运行原理与一般的小型三相异步电机没有太大的差异。但由于大型机组的容量大，发电机中存在的径向推力，轴向推力、定子散热、轴承散热、机组制动、以及轴流转浆机组油管的布置等一系列的结构强度问题，使得它与一般的小型电机有很大的不同；同时由于发电机励磁系统、测速与测温系统的不同选择，使得发电机的结构差异很大。因此，从可靠性分析的角度出发，发电机不能简单地分为转子和定子两大部分。一般来讲，立式发电机机组都会存在以下部件：定子、转子、上机架、推力轴承与导轴承、下机架、集电环与刷架装配、油水管路、测温系统、制动器及其管路、灭火装置、空气冷却器装置以及其它附属设备。

图3发电机的故障树

4.参考文献

[1]彭卉.张焰.张彦魁.张勇.朱峰《发电机组最佳维修周期研究》.中国电机工程学报.VOL.23.NO.7Jul.2013

[2] 卢文远,张焰,张勇,朱峰《大型发电机组最佳等效可用系数的研究》电力系统自动化. Apr.10, 2012

[3] 樊世英《混流式水轮机转轮裂纹原因分析及预防措施》水力发电.2012 年第 5 期

[4] 梁广泰 《水电机组推力轴承瓦面新材料的研究》华东电力 2010 年 6 期

[5] 黄万全《水轮发电机冷却技术的发展》.青海电力. Vo1.23 No.3Sep.2011