《电力安全生产信息》2009年第4期

电力安全生产信息汇编2009年第4期（总第57期）浙江省电力试验研究院汇编内部交流一、电厂部分某LNG电厂2号机组转子裂纹原因检查分析某电厂1号发电机6号瓦电蚀问题分析锅炉水平烟道和后竖井附近振动及主蒸汽管异音检查分析600MW超临界锅炉大风箱水冷壁密封焊缝与高过进口集箱连接短管焊缝裂纹调查锅炉水冷套A侧疏水管泄漏原因分析某水电厂监控系统故障分析机械搅拌澄清池活性泥渣不能循环的原因分析及对策机组DCS操作员站因蠕虫病毒导致死机故障分析二、供电部分某500kV变电站通信电源中断事故情况220kV丰金线断线故障情况变电站内部故障导致主变A相中压线圈和部分铁芯烧损分析某热电分厂35kV 线B相电缆头接地事故分析报告550kV H-GIS隔离开关绝缘拉杆闪络分析一、电厂部分某LNG电厂2号机组转子裂纹原因检查分析1.概述某LNG电厂2号机组为引进三菱技术生产的单轴联合循环机组，燃气轮机采用三菱和东方公司联合生产的M701F型燃气轮机，配套的汽轮机为东方汽轮机厂生产的TC2F-30型三压、再热、双缸双排汽汽轮机，余热锅炉为杭州锅炉厂生产的卧式、三压、再热、无补燃、自然循环、露天布置余热锅炉，发电机为三菱电机株式会社生产。

2009年2月该机组出现振动爬升，经判断为压气机转子出现裂纹，需要揭缸处理，电科院技术人员前往现场勘察2号机组转子裂纹的情况，并对产生裂纹的原因进行分析。

2.现场检查情况2号机组于2006年12月28日通过168小时试运后投入商业运行，采用每日起停的调峰运行方式。

2008年8月进行过一次C级检修，更换了燃烧筒，运行至今已起动352次，EOH1为7714h，EOH2为10569h。

2号机组于2009年1月21日启动运行时发现，2瓦2X，2Y振动有了一定的爬升，从原来的50μm左右提升到65μm左右；1月22日再次启动，依然在65μm左右；1月23日，2X、2Y振动再次爬升，最大值达到87μm。

春节期间机组调停。

2月5日机组再次启动，振动值保持在85μm左右，2月6日，启动运行过程中，2X，2Y振动持续爬升，最大达到98μm，2月7日，机组启动升速到3000r/min时机组最大振动达到120μm，接近报警值，经过商讨后，决定停机并通知三菱东方等相关单位联合检查。

振动爬升过程见图1。

图1 振动爬升过程曲线三菱公司根据电厂提供的振动资料，判断2号机组压气机的第三级轮盘处（见图2）存在裂纹，裂纹长度不少于65mm，并强烈建议立即将机组转入大修，更换转子，处理裂纹缺陷。

三菱公司做出判断的依据主要是：将2号机组的振动变化曲线与曾经发生过该位置裂纹故障的另一个电厂（A电厂）对比，其吻合度很高。

根据三菱公司的介绍，在2008年12月1号机组进入T检前，三菱公司曾经向电厂提供一份技术联络书，要求对压气机第三级轮盘进行防腐涂敷和超声波探伤。

该文件称电厂机组地处海边，空气为酸性环境，压气机受到酸性环境的影响，可能产生蚀坑引起应力集中而产生裂纹，因此建议对压气机进行防腐涂敷以降低裂纹风险。

文中列举了曾经发生过类似的问题的A电厂和B电厂均未进行防腐涂敷，而进行了防腐涂敷的C电厂运行后未出现类似的问题。

图2 压气机第三级轮盘位置2号机组于2009年2月12日开始进入检修，2月22日揭开压气机缸确认裂纹存在，2月24日将转子吊出。

电科院金属、化学、汽机等专业人员到现场对裂纹情况进行监督检查。

现场检查发现，裂纹出现在压气机第三级轮盘的2－3号螺栓以及3－4号螺栓之间，2条裂纹均为横向裂纹，通过磁粉检测可见，分别如图3、4所示，其中裂纹1长82mm，裂纹2长121mm。

PH试纸检查压气机入口叶片处的PH值在4.5左右，精确的数值还有待化验结果。

图3 裂纹1(3-4螺栓)图4 裂纹2(2-3螺栓)目前电厂与三菱商议，计划从英国调备用转子(费用由三菱负责)，并将原转子上的叶片安装到备用转子上，然后恢复，计划工期在70天左右。

3.事故分析及结论分析裂纹产生的原因，认为主要有几个方面：首先压气机转子利用拉杆将各个轮盘连接在一块，但是第1、2、3轮盘是刚性连接的，从第三轮盘开始使用拉杆，因此，作为拉杆的起始点，第三轮盘处的扭转应力相对较大，是轴系中的应力集中点。

其次压气机第三级轮盘拉杆螺栓处存在与螺栓配套的沉孔，该处的结构相对比较薄弱，应力较为集中。

第三，该LNG电厂采用每日起停的调峰运行方式，起停次数多，在EOH1仅7700多小时时，启停次数已经达到352次，每次起停，都会对转子造成应力冲击，因此相对于担任基荷任务的机组更容易出现裂纹。

但是，在设备采购投标时，业主已经向三菱强调了燃气轮机按照年运行3500h的调峰设计，并已详细列出机组运行的外部环境，并要求考虑每天启停的热负荷影响特性，从目前情况看，压气机三级轮盘的设计尚无法很好满足该运行方式。

最后，按照三菱公司的观点，压气机工作在相对酸性的环境下，在材质未进行防腐涂敷时，比较容易产生蚀坑，微小的蚀坑会使得应力更为集中，在周期性应力下，产生裂纹的可能性进一步增大。

由于三菱公司的类似机型在2005年就曾经出现类似的故障，而且发生在不止一家电厂中，说明该类型机组在设计上可能存在缺陷，除了要进行防腐涂敷之外，还需要从结构方面分析，采取合适的措施，避免类似的疲劳损坏事故发生。

（广东院院供稿）返回某电厂1号发电机6号瓦电蚀问题分析 2009年3月6日，某电厂1号发电机在小修中，发现6号瓦内表面出现黑色小坑区域，6号瓦与瓦套的接合面以及瓦套的瓦枕表面，均出现黄色或褐色块状异常色变现象。

3月7日，电科院安排高压、汽机、化学和金属专业的有关人员前往电厂分析和处理。

1.缺陷现象与发电机转轴相接合的6号瓦内表面出现了局部损伤，损伤处呈黑色，有一些分布杂乱的麻点或凹坑，凹坑的最大深度约为0.2~0.3mm，如图1所示。

图1 黑色区域中遍布凹坑和麻点6号瓦的外表面与瓦套的内表面，均出现黄色、褐色或黑色的变色区域，如图2所示。

据电厂确认，2007年大修后回装时，这些部位原来都很光洁，呈金属本色。

图2 瓦套的结构及内表面的色变瓦套下方的几个瓦枕表面也出现了类似的变色区域，如图3所示。

图3 瓦枕表面的色变6号瓦及其瓦套的整体外观如图4所示。

图4 拆开后的6号瓦及其瓦套2.原因分析6号瓦的具体位置及其结构如图5所示。

图5 6号瓦的位置及结构6号瓦部位的各部件的结构配合如图6所示。

图6 6号瓦部位的各部件配合关系从图1中6号瓦内表面的麻点、凹坑等现象来看，可以判断6号瓦与转轴之间出现了油膜击穿放电、产生了有轴电流流过的电腐蚀问题。

该部位的损伤一般有2种原因，一是转轴与6号瓦之间发生了碰磨，二是电腐蚀。

但转轴与瓦之间的碰磨只能引起呈片状的刮痕，而不会产生麻点状的凹坑，麻点或凹坑是电腐蚀造成的典型症状。

由于转轴上存在着一定的轴电压（规程要求不高于10V），当瓦套的对地绝缘失效时，由于转轴与瓦之间的油膜很薄，即使是很低的轴电压下，也可能将油膜击穿，在转轴与瓦之间产生轴电流流过。

由于这种转轴与瓦之间有动态的油膜，使得这种击穿常常处于不稳定的状态，时断时续，因此，轴电流也是时有时无，对6号瓦内表面呈现出一种类似冲击放电损伤的电腐蚀作用。

尽管每一次放电造成的损伤可能都很轻微，但由于长期的累积作用，使得在轴电流流过的表面造成的麻点不断扩大或加深，甚至形成一些较深的凹坑，最终在6号瓦内表面造成典型的电腐蚀缺陷。

从上述原因分析来看，电腐蚀的根本原因是6号瓦或瓦套的绝缘失效。

但瓦套拆下来后，用500V的摇表测量其绝缘为4.7MΩ，而标准要求不低于0.5MΩ，因此瓦套的绝缘应该是合格的。

但是考虑到瓦套拆下来测量得到的绝缘值与当时在运行中发生电腐蚀时的实际绝缘值可能完全不同，因为实际运行时有可能因为环境的影响，如潮湿、油污等各种因素的影响，将会使绝缘大大降低。

另外，从图4中可看出瓦套上连接有油管，如果这些油管与其外部管路相连接的法兰处的绝缘破坏，也会使得瓦套的绝缘失效。

另外，6号瓦上安装的测温元件及其电缆，若外皮破损，也有可能使6号瓦的绝缘短路层，从而引发电腐蚀。

对于瓦套内表面和瓦枕表面的黄色或裼色的色变问题，从其表面的颜色与6号瓦的内表面因电腐蚀造成的色变情形相类似来看，很容易使人联想到这些部位的色变可能也是电腐蚀引起的。

但从图6所示的结构来看，瓦套内表面与6号瓦的外表面是吻合的，两者处于等电位，没有电压差，不会发生电腐蚀现象。

同样，瓦枕与机座之间也是直接吻合连接的，两者也处于等电位，且均为地电位，也不会发生电腐蚀问题。

因此，这些部位的色变应该不是电腐蚀造成的。

实际上，由于这些部位的接合处总是多少有一些缝隙，可能有不洁净的水气、油污甚至杂物渗入积留，加上机组运行时温度较高，在长期的氧化作用下，有可能使这些部位发生氧化锈蚀，从而出现黄色或裼色的异常色变现象。

从图3中2个螺孔内的黄色锈迹以及瓦枕下方的黄色区域来看，这种因环境中长期氧化作用导致接合部位发生色变的可能性还是很大的。

3.处理意见（1）对6号瓦的电腐蚀部位、6号瓦的外表面、瓦套的内表面、以及瓦枕的色变部位进行打磨并处理干净，回装前应拍照留底，以便下一次拆开后可进行对照检查。

（2）仔细检查油管法兰、测温元件的外皮绝缘，并对瓦套本身绝缘层做清洁处理，确保6号瓦在运行中具有足够的绝缘强度。

（3）仔细检查汽端转轴上接地碳刷的触头磨损情况，以及是否具有足够的弹力，是否存在卡涩现象等，确保运行时转轴在汽端是可靠接地。

（4）定期进行转子励端、汽端的轴电压的测量，对轴电压的变化情况进行跟踪和分析。

（5）定期对转轴与6号瓦之间电腐蚀放电进行在线监测，以便于实时检查电腐蚀问题是否已经消除。

（6）下次小修（或有其它合适时机）时，应将6号瓦及瓦套拆下来，检查转轴表面、6号瓦的内表面是否有电腐蚀现象；检查瓦套的内表面、瓦枕表面的色变情况，并与本次照片进行对照分析。

（广东院供稿）返回锅炉水平烟道和后竖井附近振动及主蒸汽管异音检查分析 2009年3月电科院技术人员对电厂8号锅炉水平烟道到后竖井附近运行中振动大和8号炉右侧主蒸汽管周围出现异常声音进行检查分析，通过现场观察和资料分析，提出了分析结果和意见。

1.设备概况8号炉为亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉。

单炉膛п型露天布置，燃用烟煤，一次中间再热，平衡通风、固态排渣，全钢架、全悬吊结构，炉顶带金属防雨罩。

锅炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ4，膜式水冷壁与其上部的折焰角形成炉膛，水冷壁的高热负荷区采用内螺纹管。

炉膛断面尺寸为13335 mm×12829mm，顶棚管中心线标高为61000mm，水冷壁下集箱标高为6500mm，汽包中心线标高65000mm。

在炉膛上部前墙及两侧墙靠水冷壁向火侧布置有壁式再热器，炉膛出口处布置有全大屏和后屏过热器，水平烟道内沿烟气流向布置有中温再热器、高温再热器和高温过热器，后竖井烟道内布置有低温过热器和省煤器，尾部烟道布置2台三分仓回转式空气预热器，过热器管道围成了锅炉水平烟道及后竖井转向室，形成了包敷管过热器。