云南省南果河电站2号机组发电机湿度过大原因及处理方法

章启国，李慧娟，周方敏

（浙江江能建设有限公司，浙江 杭州 310020）

1 电站概况

云南省南果河水电站位于西双版纳州勐海县勐往乡境内，为无调节引水式水电站，电站装机容量为2×8 MW，电站装有2台立轴混流式发电机组，多年平均发电量7 827万kW · h，装机年利用小时数4 892 h，电站于2009年11月建成投产，新能源公司于2010年2月正式接管运营。

南果河水电站发电机、水轮机均由昆明电机厂制造，为立轴金属蜗壳混流式，水轮机型号为HLD267 - LJ -118，额定水头76.00 m，额定转速为600 r/min，飞逸转速为1 118 r/min，发电机型号为：SF 8000 - 10/2600，额定容量10 MVA。发电机采用密闭循环空气水冷却系统，发电机励磁采用静止可控硅励磁系统。定子材料及标号硅钢板50 W310，钢板Q235A，双玻璃丝包扁铜线，尺寸（直径×高度）为φ3 450 mm×1 950 mm。

2 发电机机坑内湿度过大的分析与处理

2.1 事件发生前机组运行情况

（1）2017年7月1#、2#机组均满负荷（8 000 kW）运行，各轴承温度、技术供水水量、压力均无异常情况。该状态下尾水高程为604.20 m，进水口高程为684.40 m。

（2）根据调度要求，由于江北变检修（8月4日07∶00至8月6日23∶00）需要，于8月4日06∶24至8月7日01∶15 对2#机组停机备用。8月4日停机过程中和停机后机组均未异常，停机后立即将机坑的2台除湿机投入运行。

（3）8月4日停机后对1#、2#机组转轮进行检查，转轮无明显的汽蚀现象和掉块现象。

（4）停机3 d中检修人员对1#、2#机组上导、下导冷却水、油位和机坑进行全面检查均无异常情况。

（5）8月6日23∶45开始空转1#、2#机组，空转30 min后将机组转入空载运行。

（6）8月7日01∶15将2#机组正式并网发电，并根据上游来水情况将2#机组负荷慢慢加至8 000 kW运行，机组并网运行后对机组进行全面检查，均无其他异常情况。该状态下尾水高程为605.20 m，进水口高程为684.40 m。

2.2 事件发生及采取的措施

8月7日02∶28值班人员巡视发现2#机组水车室有大量水从下机架漏下，经检查发现是2#机组空冷器上有许多水汽喷出（空冷器正对面的墙面均被喷湿），且定子侧边的观察孔也有水流出，整个机坑都是水，02∶38将2#机组解列停机，并对2#机组进行全面的检查。停机检查及采取的措施：①停机后检查发现2#机组空冷器并无明显的渗漏水情况且上导、下导冷却器均无渗漏现象；②停机后将冷却器上的水全部擦拭干净，并将机坑的水全部清扫干净；③将2#机组机坑全面检查后均无异常情况，定子无明显的水滴，且空冷器的内部干燥无明显水滴；④由于机坑湿度较大，立即又增加2台除湿机投入运行（共4台除湿机运行）；⑤将机坑的4个排水管进行疏通，保证机坑水及时排除；⑥经检查试验2#机组技术供水的供、排水正常，并无堵塞异常情况；⑦经上述检查和措施后，08∶20将2#机组开至空转运行并对机组干燥，11∶30将机组转至空载运行，空冷器无渗漏并已干燥；⑧机坑已基本干燥（湿度：54%，温度：39 ℃），于12∶18将2#机组并网运行，负荷在7 000 kW以下机组无任何异常情况，负荷超过7 000 kW以上时空冷器就又开始出现大量水汽，机坑湿度急剧上升，温度急剧下降（湿度：大于90%，温度：31 ℃），当负荷大于7 000 kW时空冷器冷凝水增多，当负荷加至8 000 kW时空冷器直接喷溅水珠，而且转子上能明显看到水滴四处飞溅，还能看到上机架支腿下侧面冷凝水水滴直接滴到转子上。负荷变化时机坑情况对比见表1。

表1 8月7日2#机组负荷变化时机坑情况对比表

3 发电机湿度过大原因分析、排查及确认

该机组湿度过大出现在机组有功出力大于7 000 kW时，分析主要有几个原因：①定子空气冷却器漏水，但是空气冷却器破裂口不大。该机组定子空气冷却器从压力前池取水，直接排到尾水。7月份运行时尾水水位低，到8月份运行时尾水抬高，随着负荷增大，尾水水流增大，对冷却水尾水排水口产生更大的压力，造成冷却器对外界的压力增大，发电机负荷增大到7 000 kW时，水从冷却器冷却管喷出，造成发电机机坑内湿度过大。②发电机下盖板封闭不严，水汽从水机室进入发电机机坑内。③技术供水管渗漏和排水管排水不畅造成。④有未知管路与发电机机坑内连通，在负荷增大到7 000 kW时水流入机坑内。⑤水轮机轴转动部分中空孔闷板法兰汽蚀破损，水进入转动部分中空孔，发电机转动部分有地方破损，水从破损位置甩出。经查看图纸，水轮发电机组转动部分为中空，同时在最下部有闷板法兰密封，尾水水位为605.20 m，下机架高程为605.50 m，尾水水位比发电机联轴法兰略高。水从尾水进入发电机转动部分中空孔，在停机状态时，水位于联轴法兰略高位置，随着机组负荷增大，尾水水量增加，尾水管压力增加，转动部分中空孔内的水位抬高，在负荷增大到7 000 kW时，水位正好高于破损位置，水进入发电机机坑。

8月16日11∶06将2 #机组停机再次对机组进行检查。检查的项目及采取措施：①将空冷器再次进行耐压试验（试验压力：0.4 MPa），空冷器无渗漏无异常变形。②将下机架跳踏板缝隙用玻璃胶全部密封，防止空气湿气从水车室直接进入机坑。③检查机坑内各混凝土结构，无异常开裂及水渗出情况。④全面检查上导、下导水管、油管及油盆并无任何异常情况。⑤拆开尾水进人门检查转轮与大轴连接处的大轴密封板，发现转轮与大轴连接处的封板汽蚀严重，但是由于补焊操作难度大当场未处理。⑥结合图纸检查转动部分发现发电机轴转子引线孔与转动部分中空孔连通，但是转子引线孔封闭难度大，当场未处理。

为了确认该判断，8月16日19∶43将机组并网运行，负荷在7 100 kW以下时均无任何异常情况，当负荷加至7 158 kW时（时间不超过3 min）空冷器又开始有大量的冷凝水出现，转子上能明显看到水滴四处飞溅，且空冷器热风、冷风温度会急剧下降，机坑温度急剧下降，湿度急剧上升（湿度：从40%立即上升至大于90%，温度：从48 ℃下降39 ℃）。负荷降至7 100 kW以下时水汽就基本消失，且转子水滴也逐渐减少至无。8月16日#2机组负荷变化时机坑情况对比见表2。

表2 8月16日#2机组负荷变化时机坑情况对比表

经图纸再次核对和实际检查转轮与大轴连接处的大轴密封板汽蚀严重，且机组负荷加至7 158 kW时（时间不超过3 min）空冷器开始有大量的水汽出现且转子上能明显看到水滴四处飞溅，上机架下部能看水滴滴到转子上。由此判定：空冷器上的冷凝水是由于转轮与大轴连接处的密封板汽蚀严重导致，水通过主轴中心到达发电机轴从转子引接线孔洞甩出直接雾化成水汽，从而导致整个机坑湿度加大产生大量的冷凝水。水进入发电机机坑情况见图1。

图1 水进入发电机机坑示意图

4 故障处理

对故障的处理，采用3种方案分析比较：

方案1：将转轮与大轴连接处的封板补焊或重新加一块铁板全部点焊防止水进入大轴。此方法操作简便，由于施焊条件但对焊工技术要求极高，焊接速度慢，电焊需要1 ～ 2 d才能完成。

方案2：在大轴与转子连接处加装铁板和密封垫。此方法操作困难、且对铁板和密封垫尺寸要求极高（铁板需要提前机械加工），但可以避免焊接造成的应力影响；此方法操作困难且操作不当可能会造成各轴承瓦间隙变化、中心不对称、瓦温过高等影响，需要3 ～ 5 d才能完成。

方案3：可用环氧树脂和玻璃丝带将转子引接线上下出口全部封死。此方法操作简单，速度快，但环氧树脂和玻璃丝带在转子离心力（转速600 r/min）的作用下不易固定可能被甩飞掉入转子从而破坏定转子绝缘，而且环氧树脂极难清理，若以后想更换转子引接线可能会很困难，此方法需要2 ～ 3 d完成。

经分析讨论后，考虑操作便利性及电站的发电效益，最终采用方案1，对原封板处补焊再重新加一块铁板全部点焊进行封堵，防止水进入大轴。9月5 — 6日专业人员按此方案进行处理，封堵完成后于9月6日15∶48开机对机组进行检查，将出力慢慢增加至额定出力，在此过程中严密监视空冷器冷热风温度及机坑湿度，运行数小时机组机坑无湿度增大和冷凝水飞溅现象。

5 结 语

经处理后，机组在保证额定负荷下运行，运行正常。由此可以判断故障原因为：机组出力增大到一定值时，水珠通过汽蚀封板沿大轴从转子引接线处甩出，雾化形成水汽，造成机坑湿度过大，冷凝水过多。以后该机组大修时把转轮拆出，对该位置重新进行封闭焊接，确保机组运行的可靠性。