大型汽轮发电机转子风扇断裂原因分析及对策

刘秀明

（大唐三门峡发电有限责任公司，河南 三门峡 472143）

0 引言

大型汽轮发电机高速运转过程中，因为定子零部件脱落造成的定子绝缘磨损接地的故障时有发生[1-2]，转子因设计和安装工艺控制标准较高，零部件脱落导致机组非停的案例相对较少[3]，转子运行中风扇叶片（以下简称“叶片”） 断裂的案例多见于水轮发电机[4]，大型汽轮发电机组运行中转子导电螺钉脱落、固定螺栓松动现象时有发生，转子风扇叶片运行中断裂现象极为罕见[5]。2018 年9 月，某电厂4 号机组A 级检修期间，内检发现发电机转子励端叶片断裂飞逸，造成发电机定、转子不同程度受损。

1 发电机转子风扇断裂故障情况

1.1 发电机概况

某电厂4 号汽轮发电机是哈尔滨电机厂生产的QFSN-630-2YHG 型630 MW 三相交流隐极式同步发电机，2006 年8 月投运。发电机冷却方式为水-氢-氢，采用定转子相匹配的“五进六出”径向多流式通风系统，转子采用悬挂式护环-中心环结构，转轴两端的风扇为旋浆式，叶片采用合金铝模锻件，每端叶片数量29 个，单个叶片质量0.7 kg，导风环两端各1 个，单个质量150 kg[6]。发电机分别于2012 年4 月和2015 年10 月进行过2 次抽转子大修，机组运行中发电机温度、振动、电压、电流等各参数正常。

1.2 转子损伤情况

转子的励磁端（以下简称“励端”） 29 片叶片中24 片破损，转子表面有碎屑剐蹭造成的轻微损伤。

a） 12 号叶片和1 号叶片坠落在励端风扇区域底部，但其定位螺丝均未折断。

b） 编号为 3 号、4 号、5 号、6 号、9 号、11号、18 号、22 号、24 号、29 号 10 片叶片完好，7 号、8 号、10 号3 片叶片轻微受损，2 号、13号、14 号、15 号、16 号、17 号、19 号、20 号、21 号、23 号、25 号、26 号、27 号、28 号 14 片叶片受损严重。受损叶片多为叶片迎风侧、顶部缺角、凹陷、弯曲、顶部轻微擦伤磨损等情况。

c） 断裂的2 片叶片均为螺纹根部断裂，查看断裂叶片的螺丝露出螺母两圈，与其他未断裂的叶片螺丝相比没有差异甚至紧固程度更优。叶片螺母锁片安装不当，大部分锁片锁舌缺失，部分完好的锁片锁舌也未按要求插入定位孔。

d） 转子表面各风区有不同程度的异物擦伤情况，从磨损的严重程度上看，靠近转子中部的4～7 风区叶片表面划痕较多、深度较深，端部风区叶片表面划痕相对较少、较浅。

1.3 定子受损情况

定子线棒励端端部4 个手包绝缘受损，膛内散落有转子叶片脱落的碎屑，导风环多根支撑条受损，导风环内壁严重划伤。

a） 励端9 点半方向的4 个定子线棒手包绝缘损伤，其中22 号、24 号、25 号上层线棒手包绝缘损伤较为严重，22 号上层线棒水电接头盒处有明显击打凹陷痕迹。

b） 发电机的励端下端盖4 个定位块和2 个定位销正常无变化，内端盖、导风环没有出现上移或下沉情况。

c） 导风环共 22 个支撑，2 点到 6 点钟方向（站在定子膛外面向励端，下同），5 根完全折断，其中1 根脱落；6 点到8 点方向，1 根断裂4 根不同程度受损。

d） 上下导风环内壁多个方位有较深的短划痕，最大深度超过1 mm。导风环内有3 段较长划痕，分别位于2 点半至4 点、5 点至7 点、8 点至9 点半方向，但3 段较长的划痕之间有间断。

2 发电机转子风扇断裂原因分析

2.1 转子叶片断裂先后顺序

从1 号、12 号叶片断口分析，断裂位置相同，均为螺帽与叶片螺纹接触的第一圈部位，同时也是叶片最大受力部位。12 号叶片为平断口，1 号叶片为斜断口，12 号叶片损坏较为严重，且扇叶迎风面没有缺口，而断裂的1 号叶片以及其他受损的叶片均在相同位置有一致缺口，可以判断12 号叶片先发生断裂，1 号叶片后发生断裂，其他叶片受损原因为叶片随转子高速旋转过程中与断裂叶片或叶片碎屑碰撞所致。

2.2 转子叶片螺栓断裂原因

对12 号叶片断口分析，断裂起源于螺纹的底部，整圈起源沿螺纹底部向心部发展，断裂最先起源区长约10 mm，从螺纹底部向下有一个断裂台阶，深约1.5 mm。

从断裂最先起源处到断裂最终结束处沿螺杆横截面取样，检查发现螺帽与叶片螺杆的螺纹不匹配，完全咬合的只有2 个齿，其余都没有完全咬合。对1 号、12 号断裂叶片进行金相检查，金相组织都是铝的α 相及铝硅共析相，金相组织正常。12 号断裂叶片螺纹底部裂纹平直，尖端尖锐，为穿晶裂纹。

第一齿距螺纹底部约有2 mm 的间隙，第二齿距螺纹底部约有1.5 mm 的间隙，第三齿距螺纹底部约有1 mm 的间隙。检查发现断裂最先起源处的第二、第三齿底部都出现了与螺杆平行的裂纹，其中第二齿的裂纹长约1.5 mm，第三齿的裂纹长约1 mm。

综上分析，叶片经过2 次发电机大修拆装后，螺母与叶片螺栓匹配不良，受发电机点检、检修人员技能水平及认知程度限制，虽然发电机厂设计有专用力矩扳手，但大部分发电厂均没有配备该专用工具，为让螺栓拧紧，一般使用敲击扳手击打的方式安装，实际安装力矩远远大于叶片螺栓设计力矩294 N·m，使得螺母拧得过紧，紧力矫枉过正，接触面积小的螺纹受力过大，从而在螺栓与螺母接触的第一、二、三螺纹底部出现裂纹，在机组运行中转动的离心力使得裂纹改变方向并发生断裂。

2.3 转子表面损伤原因

转子高速旋转叶片与脱落叶片及导风环碰摩时产生的碎片，一部分掉落在导风环下方的底部区域或内端盖外部，另一部分被高速旋转叶片击打飞出或随氢气气流沿着定转子气隙飞向定子膛内，碎片窜动过程中与快速旋转的转子表面发生剐蹭，并集中在靠近中部风速较低的4～7 风区，造成转子表面的划伤。

2.4 定子绕组手包绝缘损伤原因

从导风环损伤情况看，导风环支撑自1 点钟沿逆时针至9 点钟方向范围内均未受到损伤，且导风环内壁长短划痕均从11 点钟方向之后消失，由此推断，12 号叶片是从11 点钟方向附近飞出导风环的，而与该处切向位置对应部位大致是定子9 点半方向受损的手包绝缘，因此12 号叶片从导风环飞出后借助惯性击打在了9 点半处的手包绝缘上。1 号叶片在受到12 号叶片的击打后根部产生裂纹，然后在离心力作用下根部断裂并最终脱落。由于1 号叶片表面较为严重的损伤仅有3处，可以推断该叶片在脱落后由于随机性外力作用直接飞向了膛内方向，没有与导风环和其他叶片产生激烈碰撞，2 号叶片之后连续9 片叶片损伤轻微也可以印证这一点。从1 号叶片根部断裂面上残留的半透明手包绝缘物质分析，1 号叶片飞入膛内后初始的打击点是9 点半方向的手包绝缘，因为除此之外膛内没有其他严重的手包绝缘损伤或磕碰痕迹，根据叶片脱落时的运动轨迹推断，1 号叶片大致是从11 点钟方向脱出导风环飞向定子绕组端部。

2.5 发电机定子未接地或相间短路原因

1 号、12 号叶片飞出后，未伤及端部绝缘引水管及绕组防晕层，破坏力显著降低；飞出叶片打在22 号、24 号、25 号等上层线棒手包绝缘上，仅22 号上层线棒水电接头盒手包绝缘被打穿露铜，其他部位手包绝缘有不同程度损伤，但受损程度相对偏轻，剩余部分绝缘厚度未达到发电机运行电压下绝缘击穿厚度；发电机定子只有22 号上层线棒手包绝缘一个绝缘薄弱点，该点距发电机接地部分及其他绕组的距离超过了发电机运行电压的最小放电间隙；4 号发电机运行中防止发电机进油工作控制较好，各部位均未有明显油污或积油，客观上遏制了绝缘受损部位绝缘爬电通道的形成，避免劣化闪络或击穿情况发生[7]。

2.6 转子叶片脱落后汽轮机发电机轴系振动无明显变化原因

查询4 号发电机DCS 历史趋势，在最近3 次启、停机过程中，发电机瓦振、轴振均无明显变化。出现这种情况的原因有三：断裂的2 个叶片角度偏差为150°，接近180°的平衡角度；转子叶片所在区域为二阶振型区域，3 000 r/min 运行工况下叶片对轴瓦振动影响不明显；发电机振动测点安装在轴瓦外油挡部位，不监测发电机跨内主振型，模拟试验显示，在发电机转子护环或风扇座区域加装配重效果不好，只是在轴瓦外侧联轴器区域加配重效果的1/10 左右，对发电机轴瓦及以外部位振动影响很小。

3 处理方案

a） 对转子进、出风孔用氮气反复吹扫，将内部可能存在的金属碎屑清理干净，使用内窥镜检查转子各通风孔，确认无金属碎屑残留。处理后进行转子风速试验、动态及静态匝间短路检查试验[8]和交流阻抗测试等全套转子电气预防性试验，根据试验结果制定进一步处理措施。

b） 更换转子励端全部叶片，对汽、励端全部叶片进行金属探伤，合格后方可回装。根据励端29 个新叶片的实际质量，平均分配到风扇座环上，确保风扇叶装配平衡，一次安装到位。

c） 更换汽、励端叶片全部配套螺母、锁片。螺母安装使用哈尔滨电机厂提供的专用力矩扳手，严格按照标准力矩要求的294 N·m 执行。

d） 鉴于励端导风环被脱落的叶片严重破坏，修复成本高且无法保证修复质量，更换导风环。

e） 对定子膛内进行全面异物排查，膛内、背部、腹部通风孔、缝隙部位残留叶片碎屑用吸尘器和氮气反复清理。清理后使用肉眼和内窥镜检查确认上述部位无异物残留。

f） 进行定子内冷水路气密试验，检查水路尤其是手包绝缘受损部位是否存在漏点，试验合格后对损坏的手包绝缘全部重新包扎处理。完成后对发电机定子按照预试规程，进行定子绕组泄漏电流和直流耐压、交流耐压、定子铁芯试验以及端部手包绝缘实施表面对地电位等全套电气预防性试验。

4 防止发电机转子风扇断裂的建议

a） 坚持“逢停必检”的原则。同类型发电机停运后具备气体置换和内检条件的要安排内检，对转子风扇叶片固定、位移情况进行检查，并且对膛内底部、出线区域进行详细检查，发现有金属碎屑、绝缘剥落物等异物时，要引起高度重视，原因不明必须扩大检查范围，必要时抽转子进行全面检查，及时处理发电机早期缺陷。

b） 发电机大修期间，全面排查转子风扇与螺母匹配情况，螺母拆下后不能用手轻松拧至叶片根部的必须更换螺母或叶片。

c） 加强对转子风扇金相检验探伤工作，增加对风扇叶片螺栓螺纹探伤项目，做到逢拆卸必探伤，发现金相异常，必须更换。

d） 使用发电机厂提供的专用力矩扳手，严格按照标准力矩进行风扇叶片螺栓紧固工作，避免过力矩或欠力矩情况出现。

e） 导风环与风扇叶片间隙要符合发电机厂相关安装标准，拆装时做好数据确认与复核工作，测量值与历史值及初始值偏差大时，应查明原因，并做好记录[9]。

f） 发电机每次抽转子检修，对内端盖、风扇叶的螺栓安装锁片进行检查，发现有断裂或缺口的必须更换，锁片安装应符合标准并纳入停工待检点进行验收。

g） 高度重视发电机内部进油对发电机安全运行带来的危害，发现发电机有进油迹象时要利用检修机会对密封瓦、差压阀等部位进行有针对性的检查处理。

5 结束语

4 号发电机运行中转子叶片根部断裂，虽然没有造成发电机短路或接地等严重后果，但问题的性质非常严重。螺母与螺栓匹配不良，且螺栓未按照标准力矩要求紧固，使得螺母拧得过紧，局部螺纹底部出现裂纹，转动过程中发生断裂，是此次故障的根本原因。发电机日常运行及启停机过程中防进油措施执行到位，脱落叶片仅击中了定子绕组水电接头，未损伤绝缘引水管、端部线棒等其他绝缘脆弱部位，侥幸避免了机组非停乃至更大事故的发生。目前，正值国内2006 年至2010 年期间哈尔滨电机厂生产的300 MW、600 MW 等级发电机问题集中出现的敏感时期，对此类问题系统内外兄弟单位应引以为鉴。