发电机安装过程中转轴绝缘异常异常的原因及处理方法
摘 要：
通过对一起发电机安装过程中转轴绝缘异常事件的检查，阐述了转轴绝缘异常对发电机安全稳定运行的影响，分析了转轴绝缘异常的原因，介绍了检查处理方法，并指出了安装过程中及后续检修维护工作的注意事项。
0 引言
某电厂工程建设2×100 mw级联合循环供热机组，采用上海电气安萨尔多ae64.3a（小f级）“一拖一”燃气—蒸汽联合循环机组，每台燃气轮机各配置一台抽凝式汽轮机。燃气轮机发电机组采用上海电气生产的qf-80-2型空冷发电机组，额定功率80 mw。发电机燃机端、励磁端各装有一个座式轴承（图1）。轴瓦采用稳定性较好的椭圆瓦，配有高压顶轴油模块，能够在启停机过程中顶起转子，减少摩擦阻力。
座式轴承主要由端盖、轴承座、轴瓦、轴承底座、定位销、固定螺栓及高压顶轴油模块等零部件组成，并配有座振、轴振测量接口以及瓦温、油温测量元件。座式轴承进、出油和高压顶轴油接口为单侧布置。为防止轴电流通过转轴形成回路而损坏轴承轴瓦，座式轴承在轴承座与轴承底座间设有双层对地绝缘（图2）[1]。
1 事件经过
2021-02-09t09：44，根据厂家安装说明要求，安装单位班组对发电机到厂后进行首次转轴绝缘检查，用500 v兆欧表测量转轴1 min对地绝缘为0 mω（期望值为10 mω，后续安装油管、通油、启动等都需进行检查，通油后期望值为1 mω），检查发电机燃机端轴承座对地绝缘、发电机励磁端轴承座对地绝缘，分别测量发电机燃机端轴承以及发电机励磁端轴承调节垫片与轴承座之间电阻、调节垫片与轴承底座之间电阻，如表1所示。
测量结果表明，燃机端及励磁端轴承双层绝缘结构有相对绝缘，转轴直接接地。
2 轴电压异常原因分析与处理
2.1 轴电压产生原因及影响
磁路不对称、静电效应、自并励励磁系统直流输出中脉动的交流分量经转子绕组与转轴之间的分布电容耦合等原因，均会导致发电机轴电压的产生。若轴电压超过轴承油层击穿电压，且轴承座绝缘垫因油污、损坏、老化等原因失去作用，转轴直接接地后将产生较大的轴电流，使得轴承部件烧蚀，严重时会烧坏轴瓦，造成机组被迫停机[2]。故在发电机安装及运行过程中保证转轴绝缘和轴承座的对地绝缘合格，是防范此类事故的重要措施。
2.2 检查过程与处理
从以上各点位摇测绝缘情况，结合发电机轴承座绝缘结构分析，转轴直接接地的原因有两种：一种是发电机转轴与发电机本体内部结构间隙存在碰触，另一种是发电机前后轴承座与轴承底座固定螺栓及定位销、双层绝缘板间绝缘存在故障。具体排查过程如下：
首先检查发电机燃机端轴承及发电机励磁端轴承所有油管路无连接，排除轴承座油管法兰绝缘件绝缘不合格造成的轴承座与转轴的绝缘异常。打开发电机燃机端及励磁端挡风板，用塞尺检查发电机两端风叶与导风圈间隙，未发现风叶顶部有金属物质与导风圈接触，在两端导风圈底部发现少量防锈油油渍（图3），经清理后擦除，重新检查转轴绝缘，绝缘依旧为0 mω。
接着打开励端集电环风扇上部胶木盖板检查风扇，未发现有金属物质与风扇接触；用ge内窥镜，将探测头深入定子膛内，检查定转子气隙是否有金属杂质，经过汽励两端检查，未发现膛内有金属物质与转子接触。 然后逐个拆除检查发电机前后轴承座与轴承座底座固定螺栓，拆出每一个固定螺栓检查固定螺栓、绝缘套管以及螺栓孔洞内清洁度。
检查过程中发现发电机燃机端有一个固定螺栓孔洞内存在锈迹，初步判断为受潮导致轴承座与轴承座底座爬电，造成轴承座绝缘异常引起转轴接地。用无水乙醇对绝缘套管及孔洞、螺栓清理后回装，发电机转轴绝缘仍未得到改善。依次逐个拆除其余固定螺栓清洁、回装，并摇测转轴绝缘变化程度，绝缘没有明显变化。
重新拆除孔洞内存在锈迹的固定螺栓，发现原清洁完成的孔洞内存在油质类液体（图4），判断为螺栓紧固时从轴承座与轴承座底座双层绝缘板间挤压出的油质类液体，双层绝缘板间应该存在受潮现象。安装单位班组对液体和孔洞重新清理后，用烤灯对螺栓孔洞及轴承座外部双层绝缘板进行烘烤，螺栓回装后转轴绝缘仍无变化。
最后拆除发电机燃机端轴承座所有固定螺栓及定位销，抽出双层绝缘板及金属调节垫片。发现双层绝缘板及金属调节垫片污染严重（图5），存在油污及水分，应属于设备出厂组装时存在安装工艺问题。用无水乙醇清理、烘干后回装，重新测量转轴绝缘为17 mω。
鉴于燃机端轴承存在此问题，对发电机励磁端轴承座双层绝缘板及金属调节垫片也做了相应检查，同样发现存在此类问题。按上述措施处理完毕后进行回装，重新测量转轴对地绝缘为32 mω。再次测量发电机燃机端轴承以及发电机励磁端轴承调节垫片与轴承座之间电阻、调节垫片与轴承底座之间电阻，结果如表2所示。
测量结果表明，发电机前后轴承座对地绝缘均已恢复正常。
转轴绝缘正常后，开始进行油系统管道连接。在进行轴承进出油管及顶轴油管安装时，每安装一个油管法兰，进行一次转轴绝缘测量。在安装顶轴油法兰时发现，当顶轴油管接入轴承座顶轴油模块后，发电机转轴对地绝缘为0 mω，检查发现内部高压顶轴油管与轴承座顶轴油模块不绝缘，设计安装外部顶轴油管与轴承座顶轴油模块并无绝缘件隔离措施，而是依靠内部高压绝缘顶轴油管与外部顶轴油模块绝缘，顶轴油模块与轴承座采用绝缘件绝缘，使外部顶轴油管与顶轴油模块直接连接后，顶轴油模块与轴承座保持绝缘状态。更换内部高压绝缘顶轴油管后，顶轴油模块与轴承座及转轴相对绝缘合格。此环节暴露出在发电机设计过程中存在材料选型考虑不充分、出厂试验不完善的问题，导致出厂设备存在一定隐患，对现场安装进度造成了一定影响。
在发电机对中过程中，由于需要调整发电机转轴中心，安装单位再次对发电机轴承座进行了位置调整，调整后发现发电机转轴对地绝缘为0 mω。再次对发电机转轴绝缘进行了检查，发现在轴承座位置调整过程中，拆卸过发电机前后轴承座固定螺栓及定位销，为此着重检查了固定螺栓及定位销的安装情况，在拔出定位销时发现，定位销孔内存在金属屑（图6）。
安装单位班组在回装定位销时，曾用蛮力拔插定位销，导致定位销螺牙变形损坏，金属屑落入销孔内，造成双层绝缘板绝缘功能失效，轴承座与轴承底座之间通过金属屑短接直接接地。对销孔内金属屑进行清理，更换完好的定位销后，转轴对地绝缘为25 mω。这表明在安装过程中须严格控制现场施工工艺。
3 结语
上海电气生产的qf-80-2型空冷发电机组在此次安装过程中出现了转轴对地绝缘异常的现象，检查表明，发电机转轴与本体定子内部结构间隙并不存在碰触现象。对地绝缘状况受发电机前后轴承附件的安装工艺影响很大，尤其是轴承座与轴承底座之间双层绝缘结构的清洁度以及定位销的安装工艺水平，直接影响了发电机转轴的对地绝缘状况，这为以后安装及机组检修查找相应问题积累了经验。
当此类型机组发电机转轴对地绝缘异常时，可以首先检查以上因素，为快速找到事件的根源提供捷径。另外，须定期检查轴承座的对地绝缘，保持轴承座双层绝缘结构的清洁度，保证转轴对地绝缘，避免机组运行中轴电压、轴电流对轴瓦的损坏，从而尽量避免不必要的被迫事故停机。
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座式轴承主要由端盖、轴承座、轴瓦、轴承底座、定位销、固定螺栓及高压顶轴油模块等零部件组成，并配有座振、轴振测量接口以及瓦温、油温测量元件。座式轴承进、出油和高压顶轴油接口为单侧布置。为防止轴电流通过转轴形成回路而损坏轴承轴瓦，座式轴承在轴承座与轴承底座间设有双层对地绝缘（图2）[1]。
1 事件经过
2021-02-09t09：44，根据厂家安装说明要求，安装单位班组对发电机到厂后进行首次转轴绝缘检查，用500 v兆欧表测量转轴1 min对地绝缘为0 mω（期望值为10 mω，后续安装油管、通油、启动等都需进行检查，通油后期望值为1 mω），检查发电机燃机端轴承座对地绝缘、发电机励磁端轴承座对地绝缘，分别测量发电机燃机端轴承以及发电机励磁端轴承调节垫片与轴承座之间电阻、调节垫片与轴承底座之间电阻，如表1所示。
测量结果表明，燃机端及励磁端轴承双层绝缘结构有相对绝缘，转轴直接接地。
2 轴电压异常原因分析与处理
2.1 轴电压产生原因及影响
磁路不对称、静电效应、自并励励磁系统直流输出中脉动的交流分量经转子绕组与转轴之间的分布电容耦合等原因，均会导致发电机轴电压的产生。若轴电压超过轴承油层击穿电压，且轴承座绝缘垫因油污、损坏、老化等原因失去作用，转轴直接接地后将产生较大的轴电流，使得轴承部件烧蚀，严重时会烧坏轴瓦，造成机组被迫停机[2]。故在发电机安装及运行过程中保证转轴绝缘和轴承座的对地绝缘合格，是防范此类事故的重要措施。
2.2 检查过程与处理
从以上各点位摇测绝缘情况，结合发电机轴承座绝缘结构分析，转轴直接接地的原因有两种：一种是发电机转轴与发电机本体内部结构间隙存在碰触，另一种是发电机前后轴承座与轴承底座固定螺栓及定位销、双层绝缘板间绝缘存在故障。具体排查过程如下：
首先检查发电机燃机端轴承及发电机励磁端轴承所有油管路无连接，排除轴承座油管法兰绝缘件绝缘不合格造成的轴承座与转轴的绝缘异常。打开发电机燃机端及励磁端挡风板，用塞尺检查发电机两端风叶与导风圈间隙，未发现风叶顶部有金属物质与导风圈接触，在两端导风圈底部发现少量防锈油油渍（图3），经清理后擦除，重新检查转轴绝缘，绝缘依旧为0 mω。
接着打开励端集电环风扇上部胶木盖板检查风扇，未发现有金属物质与风扇接触；用ge内窥镜，将探测头深入定子膛内，检查定转子气隙是否有金属杂质，经过汽励两端检查，未发现膛内有金属物质与转子接触。 然后逐个拆除检查发电机前后轴承座与轴承座底座固定螺栓，拆出每一个固定螺栓检查固定螺栓、绝缘套管以及螺栓孔洞内清洁度。
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