1150MW核能发电机安装期间典型故障及对策

罗贤龙，李祥奎，于新娜

（福建福清核电有限公司设备管理处，福建福清 350318）

0 引言

福清核电1#机组发电机是东方电机有限公司与法国Alstom公司合作生产的大型四极半转速同步发电机。该发电机的冷却型式采用“水氢氢”，即：定子线圈采用水内冷却，定子铁芯采用氢气外冷却，转子线圈采用氢气内冷却。发电机的主要结构形式是3 段式结构，即发电机定子是由汽、励端端罩和定子中段3个部分组成。4 个氢气冷却器为立式结构，布置在发电机两侧。发电机型号为TA1100-78，额定功率1150 MW，额定氢压0.3 MPa，额定功率因数0.9，励磁方式为旋转无刷励磁（图1）。

图1 发电机外形

1 转子汽端轴颈直径尺寸超差

1.1 问题描述

2013年4月，安装人员在现场测量1#发电机转子直径尺寸时，发现其汽端轴颈直径尺寸超差。随后厂家人员到现场复测，确认超差，测量数据如图2，说明：GG、H-H、I-I 为轴瓦对应轴颈的3 个测点（水平位置），J-J 为密封瓦对应轴颈的1 个测点（水平位置）：

图2 汽端轴颈测量尺寸

采用同一把尺子测量励端轴颈直径，测量分别取励端轴颈3 个位置，测量值分别为799.95 mm、799.95 mm、799.94 mm，励端轴颈无问题。

1.2 原因分析

厂家组织对加工过程和质检过程进行调查。1#发电机转子于2011年1月开始汽端轴颈精车，到2011年2月完工，最终自检尺寸为mm。随后质检人员的检查记录中，转子汽端轴颈尺寸也为mm，与自检记录相符。2011年12月，转子动平衡后，经检查发现汽端、励端轴颈有外观运行痕迹并开出NCR（No-Conformance Report，不符合项报告）单，对缺陷位置用金相砂纸打磨过。通过对以上过程的梳理、分析，可得出如下原因：

（1）主因：转子在最终砂修后轴颈温度影响和测量误差累计，导致了测量误差。

（2）主因：质检人员未严格把关，未发现该部位尺寸超差，采取与自检人员共同检验的方式，即最终自检尺寸mm。

（3）转子动平衡后，轴颈有运行痕迹并进行局部砂修，不会对轴颈尺寸造成影响（＜0.01 mm）。

1.3 处理方案

1.3.1 与轴瓦的配合

轴瓦尺寸设计要求为Φ801.2±0.1 mm，即轴瓦不按轴颈的实际尺寸配加工，轴颈和轴瓦实际尺寸都符合设计要求即可，此时轴瓦与轴颈的理论间隙为（1.1～1.35）mm，也就是说当轴瓦与轴颈的间隙保持在（1.1～1.35）mm 即符合长期运行要求。目前福清1#机轴瓦的实测尺寸为Φ801.23 mm，符合设计要求。

此时当此轴瓦与现在的轴颈配合时：G-G 截面处：轴瓦与轴颈间隙1.355 mm；H-H 截面处：轴瓦与轴颈间隙1.35 mm；II 截面处：轴瓦与轴颈间隙1.32 mm；从计算结果来看，仅在GG 截面处间隙大了0.005 mm。

1.3.2 与密封瓦的配合

根据ALSTOM 设计要求，密封瓦的内径需根据轴颈尺寸实配，确保氢侧密封瓦的间隙为0.13±0.02 mm，空侧密封瓦的间隙0.06±0.02 mm，运至现场的密封瓦已在东电按照检查数据进行了配合，若将此密封瓦直接使用，将导致密封瓦与轴颈间隙偏大0.05 mm，所以此密封瓦不能直接使用，需在现场进行实配。

1.3.3 最终处理方案

（1）发电机汽端轴颈不做处理，即转子直接使用。

（2）使用现有轴瓦时，汽端轴瓦与轴颈的间隙仅在G-G 截面处大0.005 mm，此超差尺寸很小，经评价不会影响发电机运行。

（3）密封瓦在现场进行重新配置：密封瓦由4 块组成，通过减小瓦块端面尺寸来达到减小密封瓦内径的目的。

（4）对轴颈同轴度的偏差不做处理。

1.4 后续建议

从上述最终处理方案可知，轴颈及轴瓦都没做处理，继续使用。而密封瓦进行了重新配置，端面尺寸减小后，密封瓦的椭圆度也随之变化，后续还需继续跟踪这些部件的运行情况。此次汽端轴颈直径尺寸超差全系厂家制造缺陷造成，厂家承诺会做出如下改进：增加轴颈尺寸复查程序，且每一轴颈复查截面不得少于3 个，每一截面不少于4 个周向尺寸，杜绝该问题再次发生；转子动平衡完成后重新复查轴颈尺寸；加强操作人员的自检控制水平，规范检查记录表。在后续机组发电机的安装过程中，安装调试人员也应加强对关键数据的复查工作。

2 密封瓦定位销位置检查

2.1 问题描述

2014年3月，在某电厂2#机现场检查发现发电机密封座定位销孔位置不对，与图纸不符，使密封瓦卡口与密封座定位销贴合不紧密，导致长时间运行后密封瓦在密封座内转动，密封瓦被磨损。因福清核电1#机采用同厂家同型号的发电机组，密封坐可能也存在同样问题。如果运行期间密封瓦若随转子转动的话，势必造成密封瓦磨损、氢气泄漏，后果十分严重，所以现场必须拆开轴承盖和轴瓦，检查密封座定位销位置是否存在问题。

2.2 检查方法和结果

（1）发电机密封瓦配合密封油一起用于密封发电机内的氢气，密封瓦安装于密封座内，密封瓦的固定主要靠2 个方式（图3）。

图3 发电机密封瓦结构

采用柔性弹簧将密封瓦外圆圆周箍住，防止密封瓦径向窜动，而柔性弹簧则固定于密封座定位销上。密封瓦分上、下两副，上半密封瓦开有圆形卡口，此卡口正好卡在密封座的定位销上，定位销对密封瓦起到限位作用，保证整套密封瓦不会沿着圆周方向转动。如果定位销孔位置不对，密封瓦将无法限位，将随着转子旋转逐渐转动。

（2）检查方法：测量上半密封座销孔中心线到密封座内圆距离为32.5 mm，如果距离不是32.5 mm，则密封座销孔位置有问题。同样方法测量下半密封座销孔中心线到密封座内圆距离为45 mm（图4）。

图4 下半密封座销孔测量

最后经拆卸检查发现，福清1#发电机密封座定位销孔位置无问题。

2.3 原因及影响分析

该问题由厂家制造缺陷造成，该数据为非检查点，厂内无复检步骤。而销孔位置由于在厂内已经配好，现场安装人员也并未对此数据进行过测量。虽然最终检查结果发现福清1#发电机密封座定位销孔位置无问题，但由于提出该问题时，发电机已经完成安装，处于气密性试验之前。此次检查需依次拆除发电机端部罩壳、励磁机罩壳、7#、8#瓦内外油档、发电机上半端盖、上轴瓦，耗费了安装单位大量人力物力。回装后还需进行发电机整体气密试验，对发电机安装总工期产生重要影响。

3 气密性试验多次不合格

3.1 问题描述

气密性试验是发电机安装的重要环节，福清1#机组发电机整体气密性试验做过多次才最终合格，部分试验时间及检查结果见表1。

由表1 可知，在发电机整体气密性实验过程中，除发电机密封瓦处无泄漏外，发电机本体、GRV（Generator Hydrogen Supply，发电机氢气供应）系统氢气纯度仪装置、氢气干燥器装置、氢气增压装置，GRH（Generator Hydrogen Cooling，发电机氢气冷却）系统氢气冷却器，GHE（Generator Seal Oil，发电机密封油）系统回油管道法兰，GST（Generator Stator Cooling Water，发电机定子冷却水）系统回水管道法兰等与发电机相连的辅助系统，均在不同次试验中出现过泄漏。

3.2 原因分析及解决方案

3.2.1 设计选型错误

发电机氢气供应系统设备供应厂家在设备出厂前均做过气密性实验，在保证设备气密性良好的前提下，才供货出厂，因此设备在出厂时气密性是有可靠保障的，设计选型问题主要反映在乙供（即安装公司自行采购提供）阀门内漏方面。

GRV010/011/012/013VK 阀门内漏原因：该位置阀门并不是由发电机氢气供应系统厂家直接供货，而是由安装公司自行采购并安装。安装公司并未考虑阀门泄漏率的要求，同时也未与相应系统供应商进行技术沟通，造成阀门选型错误。GRV044/045/051VY 阀门内漏原因：由于供货商的阀门把柄结构与阀门本体不配合，造成阀门无法关到位，导致阀门内漏。现场对内漏的阀门直接进行更换处理。

表1 发电机气密性试验情况

针对以上阀门内漏造成气密性不合格的情况，在后续机组中，设计沟通问题需要引起相关部门重视，安装单位在采购前这类阀门前应与GRV 系统设备供货商进行技术上的沟通，确保采购的阀门满足要求。

3.2.2 安装质量不合格

（1）GRV 系统管线接头泄漏：其中90%管线接头泄漏的位置都在GRV 发电机氢气供应系统设备上的相关仪表与相应设备连接处，漏点十分集中。这是因为在进行发电机气密性实验之前，安装公司对该系统相关仪表进行定期校验。拆卸的仪表恢复过程中，并未保证其恢复仪表连接处的气密性。

（2）GRV 系统法兰泄漏：发电机氢气供应系统是按成套设备分模块供应至福清现场，模块之间是需要安装单位进行现场安装，该系统存在法兰泄漏，主要原因在于安装单位安装精度不够造成。

（3）发电机励磁端氢气冷却器密封条存在较大漏点，分析原因为：压条未安装到位，螺栓紧固力矩不平衡，力矩不合要求。汽端氢气冷却器右侧上端面法兰、氢气冷却器下部法兰有漏点、密封油回油管道法兰（励端）泄漏、定子冷却水回水管道法兰泄漏，原因为：螺栓紧固力矩不平衡，力矩不合要求。发电机汽端左侧测温探头第一个电缆法兰处泄漏，原因为：法兰上引出线丝堵紧固力矩不足。发电机通风罩人孔漏点（2 处），原因为：紧固力矩不平衡、人孔门处垫片不合格、人孔门本身平整度不合格。GRV001EL 电磁阀内漏原因：由于该阀门长期未使用，内部橡胶老化造成。

从以上分析可知，安装质量差直接导致多次气密性试验不合格，而且主要原因就是设备连接处紧固力矩不够，未对称紧固。在后续机组中，应在安装质量上严格考核和把关。

3.2.3 试验条件不正确

2014年4月，经过2 次氦气无损检漏，并完成漏点处理后，再次对发电机进行气密性实验，实验数据经计算合格。但在实验过程中，GST发电机定子冷却水系统处于连续运行状态，不符合实验前提条件。在发电机整体气密性实验期间，不能启动对发电机内部测温测压仪表造成干扰的相关系统：GST 发电机定子冷却水系统、GRH 发电机氢气、励磁机空气冷却和温度测量系统。因此，实验结果不合格，需要重做。

气密性试验的验收标准为24 h 后压降必需＜2 kPa，泄漏率计算如式（1）：

其中，ΔP 为24 h 真实压降，kPa；D——测试持续时间，h；P1、P2——测试起始、结束时机内气体压力，kPa；t1、t2——测试起始、结束时机内气体平均温度，℃；B1、B2——测试起始、结束时发电机周围的大气压力，kPa。

通过泄漏率计算公式分析可知：测试结束时氢气平均温度t2偏低、氢气压力P2偏高，均会使实验结果ΔP 减小，使计算出的泄漏率ΔP 偏小，很可能使不满足泄漏率验收标准的试验，因为人为改变t2或p2，而使实验泄漏率的计算结果合格。

GST 系统在运行过程中，发电机内部的气体是不会流动的，并且会对相应温度探头造成加热，使所测结束时的氢气平均温度升高，造成计算公式中ΔP 减小，使实验结果合格。但是气体并未流动，该温度，不能真实表达发电机内部气体温度。因此实验结果不合格。

3.2.4 轴端密封处泄漏

除以上分析的原因外，密封瓦处安装精度不达标导致发电机气密性不合格的情况也时有发生。虽然在1#发电机气密性试验过程中，并没有发现轴端有泄漏，但在此处一并提出进行分析，以便后续机组采取借鉴。

发电机端盖中分面密封结构见图5。发电机轴端密封中，径向密封依靠有2 条密封胶条、大端盖处密封胶，轴向密封依靠密封瓦室内密封油、中分面处密封油槽、密封胶。

图5 发电机端盖中分面密封结构

发电机轴端密封泄漏的原因包括：密封油压低，密封油进油堵塞；密封瓦安装不合格，瓦块刮伤、有污垢等；过渡环胶条质量不合格、安装不合格、螺栓力矩不平衡、力矩过小；密封胶粘度不够，压力不足；端盖与发电机端罩结合面平整度不合格，间隙过大；端盖、过渡环，密封瓦室中分面平整度不合格；密封胶渗入到油槽，堵塞油路，造成密封瓦室、过渡环中分面未充满油，密封不够。发电机轴端密封如果出现泄漏，则需对照上述可能原因逐个排查。

3.3 后续建议

发电机泄漏的途径有很多，归纳起来有2 种：一是漏到大气中，二是漏到发电机油水系统中和封母外壳内。前者可以通过各种检漏方法找到漏点以消除，如发电机端盖、出线罩、发电机机座、氢气管路系统等处的漏氢；后者基本属于“暗漏”，漏点具体位置不易查明，检查处理较为复杂，且处理时间长，例如，氢气通过密封瓦及其垫片漏入密封油系统、润滑油系统；通过定子线圈漏入定冷水系统中等，为此要求在安装阶段就要把好质量关。

发电机整体气密性试验是发电机安装调试阶段最重要的试验，气密性试验过程中，需重点关注检验如下部位：端盖与机座把合面，端盖合缝面；氢气冷却器安装面，密封座把合面；出线瓷套管结合面；人孔门，管道上的阀门，表计接头等。因试验涉及系统较多，其前提条件及中间的任何一个环节都不能出错，否则就会导致试验不合格，造成工程进度、费用的损失。

4 结论

福清核电1#机组发电机安装期间出现的众多问题涵盖设计、制造、安装各个阶段，不仅需要花费大量的人力物力消除缺陷，影响安装进度和质量，还给发电机后续可靠运行带来隐患。在同类型发电机的安装过程中，应积极汲取教训，不断总结经验，避免类似情况的再次发生。