1150MW核能發電機安裝期間典型故障及對策

羅賢龍，李祥奎，于新娜

（福建福清核電有限公司設備管理處，福建福清 350318）

0 引言

福清核電1#機組發電機是東方電機有限公司與法國Alstom公司合作生產的大型四極半轉速同步發電機。該發電機的冷卻型式采用“水氫氫”，即：定子線圈采用水內冷卻，定子鐵芯采用氫氣外冷卻，轉子線圈采用氫氣內冷卻。發電機的主要結構形式是3 段式結構，即發電機定子是由汽、勵端端罩和定子中段3個部分組成。4 個氫氣冷卻器為立式結構，布置在發電機兩側。發電機型號為TA1100-78，額定功率1150 MW，額定氫壓0.3 MPa，額定功率因數0.9，勵磁方式為旋轉無刷勵磁（圖1）。

圖1 發電機外形

1 轉子汽端軸頸直徑尺寸超差

1.1 問題描述

2013年4月，安裝人員在現場測量1#發電機轉子直徑尺寸時，發現其汽端軸頸直徑尺寸超差。隨后廠家人員到現場復測，確認超差，測量數據如圖2，說明：GG、H-H、I-I 為軸瓦對應軸頸的3 個測點（水平位置），J-J 為密封瓦對應軸頸的1 個測點（水平位置）：

圖2 汽端軸頸測量尺寸

采用同一把尺子測量勵端軸頸直徑，測量分別取勵端軸頸3 個位置，測量值分別為799.95 mm、799.95 mm、799.94 mm，勵端軸頸無問題。

1.2 原因分析

廠家組織對加工過程和質檢過程進行調查。1#發電機轉子于2011年1月開始汽端軸頸精車，到2011年2月完工，最終自檢尺寸為mm。隨后質檢人員的檢查記錄中，轉子汽端軸頸尺寸也為mm，與自檢記錄相符。2011年12月，轉子動平衡后，經檢查發現汽端、勵端軸頸有外觀運行痕跡并開出NCR（No-Conformance Report，不符合項報告）單，對缺陷位置用金相砂紙打磨過。通過對以上過程的梳理、分析，可得出如下原因：

（1）主因：轉子在最終砂修后軸頸溫度影響和測量誤差累計，導致了測量誤差。

（2）主因：質檢人員未嚴格把關，未發現該部位尺寸超差，采取與自檢人員共同檢驗的方式，即最終自檢尺寸mm。

（3）轉子動平衡后，軸頸有運行痕跡并進行局部砂修，不會對軸頸尺寸造成影響（＜0.01 mm）。

1.3 處理方案

1.3.1 與軸瓦的配合

軸瓦尺寸設計要求為Φ801.2±0.1 mm，即軸瓦不按軸頸的實際尺寸配加工，軸頸和軸瓦實際尺寸都符合設計要求即可，此時軸瓦與軸頸的理論間隙為（1.1～1.35）mm，也就是說當軸瓦與軸頸的間隙保持在（1.1～1.35）mm 即符合長期運行要求。目前福清1#機軸瓦的實測尺寸為Φ801.23 mm，符合設計要求。

此時當此軸瓦與現在的軸頸配合時：G-G 截面處：軸瓦與軸頸間隙1.355 mm；H-H 截面處：軸瓦與軸頸間隙1.35 mm；II 截面處：軸瓦與軸頸間隙1.32 mm；從計算結果來看，僅在GG 截面處間隙大了0.005 mm。

1.3.2 與密封瓦的配合

根據ALSTOM 設計要求，密封瓦的內徑需根據軸頸尺寸實配，確保氫側密封瓦的間隙為0.13±0.02 mm，空側密封瓦的間隙0.06±0.02 mm，運至現場的密封瓦已在東電按照檢查數據進行了配合，若將此密封瓦直接使用，將導致密封瓦與軸頸間隙偏大0.05 mm，所以此密封瓦不能直接使用，需在現場進行實配。

1.3.3 最終處理方案

（1）發電機汽端軸頸不做處理，即轉子直接使用。

（2）使用現有軸瓦時，汽端軸瓦與軸頸的間隙僅在G-G 截面處大0.005 mm，此超差尺寸很小，經評價不會影響發電機運行。

（3）密封瓦在現場進行重新配置：密封瓦由4 塊組成，通過減小瓦塊端面尺寸來達到減小密封瓦內徑的目的。

（4）對軸頸同軸度的偏差不做處理。

1.4 后續建議

從上述最終處理方案可知，軸頸及軸瓦都沒做處理，繼續使用。而密封瓦進行了重新配置，端面尺寸減小后，密封瓦的橢圓度也隨之變化，后續還需繼續跟蹤這些部件的運行情況。此次汽端軸頸直徑尺寸超差全系廠家制造缺陷造成，廠家承諾會做出如下改進：增加軸頸尺寸復查程序，且每一軸頸復查截面不得少于3 個，每一截面不少于4 個周向尺寸，杜絕該問題再次發生；轉子動平衡完成后重新復查軸頸尺寸；加強操作人員的自檢控制水平，規范檢查記錄表。在后續機組發電機的安裝過程中，安裝調試人員也應加強對關鍵數據的復查工作。

2 密封瓦定位銷位置檢查

2.1 問題描述

2014年3月，在某電廠2#機現場檢查發現發電機密封座定位銷孔位置不對，與圖紙不符，使密封瓦卡口與密封座定位銷貼合不緊密，導致長時間運行后密封瓦在密封座內轉動，密封瓦被磨損。因福清核電1#機采用同廠家同型號的發電機組，密封坐可能也存在同樣問題。如果運行期間密封瓦若隨轉子轉動的話，勢必造成密封瓦磨損、氫氣泄漏，后果十分嚴重，所以現場必須拆開軸承蓋和軸瓦，檢查密封座定位銷位置是否存在問題。

2.2 檢查方法和結果

（1）發電機密封瓦配合密封油一起用于密封發電機內的氫氣，密封瓦安裝于密封座內，密封瓦的固定主要靠2 個方式（圖3）。

圖3 發電機密封瓦結構

采用柔性彈簧將密封瓦外圓圓周箍住，防止密封瓦徑向竄動，而柔性彈簧則固定于密封座定位銷上。密封瓦分上、下兩副，上半密封瓦開有圓形卡口，此卡口正好卡在密封座的定位銷上，定位銷對密封瓦起到限位作用，保證整套密封瓦不會沿著圓周方向轉動。如果定位銷孔位置不對，密封瓦將無法限位，將隨著轉子旋轉逐漸轉動。

（2）檢查方法：測量上半密封座銷孔中心線到密封座內圓距離為32.5 mm，如果距離不是32.5 mm，則密封座銷孔位置有問題。同樣方法測量下半密封座銷孔中心線到密封座內圓距離為45 mm（圖4）。

圖4 下半密封座銷孔測量

最后經拆卸檢查發現，福清1#發電機密封座定位銷孔位置無問題。

2.3 原因及影響分析

該問題由廠家制造缺陷造成，該數據為非檢查點，廠內無復檢步驟。而銷孔位置由于在廠內已經配好，現場安裝人員也并未對此數據進行過測量。雖然最終檢查結果發現福清1#發電機密封座定位銷孔位置無問題，但由于提出該問題時，發電機已經完成安裝，處于氣密性試驗之前。此次檢查需依次拆除發電機端部罩殼、勵磁機罩殼、7#、8#瓦內外油檔、發電機上半端蓋、上軸瓦，耗費了安裝單位大量人力物力。回裝后還需進行發電機整體氣密試驗，對發電機安裝總工期產生重要影響。

3 氣密性試驗多次不合格

3.1 問題描述

氣密性試驗是發電機安裝的重要環節，福清1#機組發電機整體氣密性試驗做過多次才最終合格，部分試驗時間及檢查結果見表1。

由表1 可知，在發電機整體氣密性實驗過程中，除發電機密封瓦處無泄漏外，發電機本體、GRV（Generator Hydrogen Supply，發電機氫氣供應）系統氫氣純度儀裝置、氫氣干燥器裝置、氫氣增壓裝置，GRH（Generator Hydrogen Cooling，發電機氫氣冷卻）系統氫氣冷卻器，GHE（Generator Seal Oil，發電機密封油）系統回油管道法蘭，GST（Generator Stator Cooling Water，發電機定子冷卻水）系統回水管道法蘭等與發電機相連的輔助系統，均在不同次試驗中出現過泄漏。

3.2 原因分析及解決方案

3.2.1 設計選型錯誤

發電機氫氣供應系統設備供應廠家在設備出廠前均做過氣密性實驗，在保證設備氣密性良好的前提下，才供貨出廠，因此設備在出廠時氣密性是有可靠保障的，設計選型問題主要反映在乙供（即安裝公司自行采購提供）閥門內漏方面。

GRV010/011/012/013VK 閥門內漏原因：該位置閥門并不是由發電機氫氣供應系統廠家直接供貨，而是由安裝公司自行采購并安裝。安裝公司并未考慮閥門泄漏率的要求，同時也未與相應系統供應商進行技術溝通，造成閥門選型錯誤。GRV044/045/051VY 閥門內漏原因：由于供貨商的閥門把柄結構與閥門本體不配合，造成閥門無法關到位，導致閥門內漏。現場對內漏的閥門直接進行更換處理。

表1 發電機氣密性試驗情況

針對以上閥門內漏造成氣密性不合格的情況，在后續機組中，設計溝通問題需要引起相關部門重視，安裝單位在采購前這類閥門前應與GRV 系統設備供貨商進行技術上的溝通，確保采購的閥門滿足要求。

3.2.2 安裝質量不合格

（1）GRV 系統管線接頭泄漏：其中90%管線接頭泄漏的位置都在GRV 發電機氫氣供應系統設備上的相關儀表與相應設備連接處，漏點十分集中。這是因為在進行發電機氣密性實驗之前，安裝公司對該系統相關儀表進行定期校驗。拆卸的儀表恢復過程中，并未保證其恢復儀表連接處的氣密性。

（2）GRV 系統法蘭泄漏：發電機氫氣供應系統是按成套設備分模塊供應至福清現場，模塊之間是需要安裝單位進行現場安裝，該系統存在法蘭泄漏，主要原因在于安裝單位安裝精度不夠造成。

（3）發電機勵磁端氫氣冷卻器密封條存在較大漏點，分析原因為：壓條未安裝到位，螺栓緊固力矩不平衡，力矩不合要求。汽端氫氣冷卻器右側上端面法蘭、氫氣冷卻器下部法蘭有漏點、密封油回油管道法蘭（勵端）泄漏、定子冷卻水回水管道法蘭泄漏，原因為：螺栓緊固力矩不平衡，力矩不合要求。發電機汽端左側測溫探頭第一個電纜法蘭處泄漏，原因為：法蘭上引出線絲堵緊固力矩不足。發電機通風罩人孔漏點（2 處），原因為：緊固力矩不平衡、人孔門處墊片不合格、人孔門本身平整度不合格。GRV001EL 電磁閥內漏原因：由于該閥門長期未使用，內部橡膠老化造成。

從以上分析可知，安裝質量差直接導致多次氣密性試驗不合格，而且主要原因就是設備連接處緊固力矩不夠，未對稱緊固。在后續機組中，應在安裝質量上嚴格考核和把關。

3.2.3 試驗條件不正確

2014年4月，經過2 次氦氣無損檢漏，并完成漏點處理后，再次對發電機進行氣密性實驗，實驗數據經計算合格。但在實驗過程中，GST發電機定子冷卻水系統處于連續運行狀態，不符合實驗前提條件。在發電機整體氣密性實驗期間，不能啟動對發電機內部測溫測壓儀表造成干擾的相關系統：GST 發電機定子冷卻水系統、GRH 發電機氫氣、勵磁機空氣冷卻和溫度測量系統。因此，實驗結果不合格，需要重做。

氣密性試驗的驗收標準為24 h 后壓降必需＜2 kPa，泄漏率計算如式（1）：

其中，ΔP 為24 h 真實壓降，kPa；D——測試持續時間，h；P1、P2——測試起始、結束時機內氣體壓力，kPa；t1、t2——測試起始、結束時機內氣體平均溫度，℃；B1、B2——測試起始、結束時發電機周圍的大氣壓力，kPa。

通過泄漏率計算公式分析可知：測試結束時氫氣平均溫度t2偏低、氫氣壓力P2偏高，均會使實驗結果ΔP 減小，使計算出的泄漏率ΔP 偏小，很可能使不滿足泄漏率驗收標準的試驗，因為人為改變t2或p2，而使實驗泄漏率的計算結果合格。

GST 系統在運行過程中，發電機內部的氣體是不會流動的，并且會對相應溫度探頭造成加熱，使所測結束時的氫氣平均溫度升高，造成計算公式中ΔP 減小，使實驗結果合格。但是氣體并未流動，該溫度，不能真實表達發電機內部氣體溫度。因此實驗結果不合格。

3.2.4 軸端密封處泄漏

除以上分析的原因外，密封瓦處安裝精度不達標導致發電機氣密性不合格的情況也時有發生。雖然在1#發電機氣密性試驗過程中，并沒有發現軸端有泄漏，但在此處一并提出進行分析，以便后續機組采取借鑒。

發電機端蓋中分面密封結構見圖5。發電機軸端密封中，徑向密封依靠有2 條密封膠條、大端蓋處密封膠，軸向密封依靠密封瓦室內密封油、中分面處密封油槽、密封膠。

圖5 發電機端蓋中分面密封結構

發電機軸端密封泄漏的原因包括：密封油壓低，密封油進油堵塞；密封瓦安裝不合格，瓦塊刮傷、有污垢等；過渡環膠條質量不合格、安裝不合格、螺栓力矩不平衡、力矩過小；密封膠粘度不夠，壓力不足；端蓋與發電機端罩結合面平整度不合格，間隙過大；端蓋、過渡環，密封瓦室中分面平整度不合格；密封膠滲入到油槽，堵塞油路，造成密封瓦室、過渡環中分面未充滿油，密封不夠。發電機軸端密封如果出現泄漏，則需對照上述可能原因逐個排查。

3.3 后續建議

發電機泄漏的途徑有很多，歸納起來有2 種：一是漏到大氣中，二是漏到發電機油水系統中和封母外殼內。前者可以通過各種檢漏方法找到漏點以消除，如發電機端蓋、出線罩、發電機機座、氫氣管路系統等處的漏氫；后者基本屬于“暗漏”，漏點具體位置不易查明，檢查處理較為復雜，且處理時間長，例如，氫氣通過密封瓦及其墊片漏入密封油系統、潤滑油系統；通過定子線圈漏入定冷水系統中等，為此要求在安裝階段就要把好質量關。

發電機整體氣密性試驗是發電機安裝調試階段最重要的試驗，氣密性試驗過程中，需重點關注檢驗如下部位：端蓋與機座把合面，端蓋合縫面；氫氣冷卻器安裝面，密封座把合面；出線瓷套管結合面；人孔門，管道上的閥門，表計接頭等。因試驗涉及系統較多，其前提條件及中間的任何一個環節都不能出錯，否則就會導致試驗不合格，造成工程進度、費用的損失。

4 結論

福清核電1#機組發電機安裝期間出現的眾多問題涵蓋設計、制造、安裝各個階段，不僅需要花費大量的人力物力消除缺陷，影響安裝進度和質量，還給發電機后續可靠運行帶來隱患。在同類型發電機的安裝過程中，應積極汲取教訓，不斷總結經驗，避免類似情況的再次發生。