摘要：福清核电3号机组为ALSTOM/M310核电TA 1100-78型发电机，发电机整体气密性试验的合格是机组稳定正常安全运行的必要前提。2016年05月13日，执行3号发电机整体气密性试验，24小时标准压降为74mbar，结果不合格。本文对多种可能造成发电机整体气密性试验不合格的原因进行了分析讨论，并从中确定导致气密性试验不合格的原因为：发电机外漏、密封瓦存在故障。然后在此基础上提出发电机气密性试验不合格的预防措施及改进建议。
关键词：发电机；气密性试验；密封瓦
0 前言
福清核电3#、4#机组为ALSTOM/M310核电TA 1100-78型发电机，为东电公司与法国Alstom公司合作生产的大型四级半转速同步发电机。该发电机的冷却型式采用“水氢氢”，即：发电机定子线圈采用水内冷却，定子铁心采用氢气外冷却，转子线圈采用氢气内冷却。发电机整体气密性试验作为发电机安装及调试的重大试验，发电机合格的气密性是机组稳定正常安全运行的必要前提，通过向发电机内部充入额定压力为0.3MPa的压缩空气，测量计算24小时气体泄漏量，检测发电机密封性能是否满足厂家要求。
按下面公式计算泄漏压降：
式中：△P ── 24小时泄漏压降，mbar
Pi ── 试验开始时机内气体压力（表压），mbar
Pf ── 试验终止时机内气体压力（表压），mbar
Ti ── 试验开始时机内气体平均温度，℃
Tf ── 试验终止时机内气体平均温度，℃
D ── 试验连续进行的时间，小时h
Patmi──试验开始时当地大气绝对压力，mbar
Patmf──试验终止时当地大气绝对压力，mbar
合格标准：24小时压力降小于20mbar。
1 概述
1.1 现象描述
2016年05月13日开始，执行3号发电机整体气密性试验，24小时标准压降为74mbar，结果不合格。
1.2 后果及潜在风险
发电机在压缩空气状态下整体气密性试验不合格，反应发电机运行期间氢气泄漏率可能不合格。氢气泄漏量较大导致补氢操作频繁，如果氢气泄漏量超过氢气供应能力，则无法维持额定的氢气压力。氢压下降，影响发电机冷却性能，发电机各部件温升可能超过限值，从而限制发电机带负荷。泄漏严重时可能造成发电机周围着火，甚至引起氢气爆炸，造成发电机损坏的恶性电气事故。
2、原因分析及处理措施
2.1发电机整体气密性不合格说明发电机内气体泄漏量较大，发电机泄漏的可能原因为：
（1）外漏，发电机本体存在漏点，直接向大气泄漏，或边界阀门存在内漏情况，通过管道排向大气。
（2）内漏，（a）定子线圈冷却水管路有漏点，因发电机内气体压力大于定冷水水压，造成气体进入定冷水系统；（b）氢气冷却器有漏点，造成气体进入闭式冷却水系统；（c）密封油中溶解部分发电机内气体，通过扩容油箱、真空油箱时经排烟风机、真空泵析出。
2.2外漏情况验证及处理
2.2.1向发电机内充入一定量氦气，对发电机本体及相关管道进行氦气检测，重点检查以下部位：
（a）发电机汽端、励端支持轴承腔室；
（b）氢气冷却器安装面，密封座把合面；
（c）出线瓷套管结合面；
（d）发电机各人孔门、堵板，气油水管道上阀门、表计接头；
（e）GRV系统设备法兰、阀门、表计接头；
2.2.2通过常规岛顶部排大气阻火器3GRV001FT处检测，发现低浓度氦素，进一步拆解各接头独立检测可确认以下阀门内漏：
（a）安全阀3GRV040VY内漏，此阀门在氢气置换期间起跳后密封不严，后经更换和多次研磨处理，在压力平台试验泄漏率满足要求，但无法完全密闭。
（b）绝缘过热监测仪电磁阀3GRV001EL内漏，厂家反馈多个电厂此阀门均存在泄漏情况，不易完全消除。
（c）发电机氢气系统排气截止阀3GRV017VY内漏，泄压后机械进行解体处理。
2.2.3试验前期未对发电机本体和管道焊缝进行重点检测，后经全面检查，发现以下焊缝或砂眼漏气：
（a）3GHE037VH所在管道砂眼泄漏。
（b）发电机汽端下方管线焊口泄漏，因位置不便，泄压后拆除法兰和管线进行补焊。
（c）3GRH101RF和3GRH301RF间发电机本体焊口泄漏，此焊口为厂家发货时的成品焊口。
已发现的外漏点，对相应阀门进行紧固或解体处理，泄压状态下对焊口和砂眼进行补焊除，除安全阀和电磁阀内漏外，其余可消除泄漏缺陷。处理后发电机整体气密性试验最好结果为45.3mbar。
2.3内漏情况验证及处理
2.3.1定子冷却水系统泄漏验证
发电机充3bar压缩空气状态下，使用盲板对GST系统进出口管道进行隔离，仅保留水箱3GST001CW与发电机内部相连。观察24小时，水箱内压力未上涨，排除发电机向定子冷却水系统泄漏的可能性。
2.3.2氢气冷却器泄漏验证
执行发电机整体气密性试验期间，氢气冷却器闭式冷却水侧进出口阀门在隔离位，管道内未充水。通过逐一开启氢气冷却器水侧排气阀，使用仪器检测，氦气浓度与本底一致，说明发电机内气体未渗透入氢气冷却器，排除发电机向氢气冷却器泄漏的可能性。
2.3.3发电机密封油系统与泄漏率关系验证
发电机密封油系统向发电机密封瓦供油，密封油分别进入汽轮机侧和励磁机侧的密封瓦，经中间油孔沿轴向间隙流向空气侧和氢气侧。油压高于发电机内氢压一定数值，形成油膜防止发电机内的氢气沿转子与密封瓦之间的间隙向外泄漏，同时防止油压过高而导致发电机内进油。密封油回油分为2路，空侧回油和支持轴承润滑油汇流；氢侧回油经浮子油箱流向扩容油箱，扩容排气后与润滑油回油汇合流向GGR系统润滑油主油箱。引用参考文献[2]
密封瓦结构见图1。
图1密封瓦结构
Fig.1 seal tile struccture
2.3.4 试验期间，发现密封油流量异常，超过额定工况密封油总流量7.2 m3/h。
（1）气体溶入发电机密封油情况分析：
气体在润滑油中有一定的溶解量，随着运行压力提高，气体溶解于密封油中的量也逐渐提高。ALSTOM发电机组在0.3MPa氢压下，不考虑气体溶解量，在额定氢压达到0.4MPa等级时，才给出空气及氢气体的溶解量经验公式。
通过调节油氢差压将密封油流量由8.39m3/h降低至7.16 m3/h后，24小时标准压降由62mbar降为52.5mbar，证明较大的密封油流量会影响密封性试验的结果。按照东电提供的火电厂计算公式，根据实际氢侧回油测量值，算出实际泄漏量（总泄漏量-溶解在油中的泄漏量）为0.07 m3/day，小于1 m3/day的设计值。
（2）密封油流量过大原因分析：
（a）流量测量仪表偏差
通过对3GHE101MD、3GHE201MD的校表及同就地机械式流量表、超声波流量计测量值的交叉比较，可以判断密封油流量是真实的。
（b）油氢压差阀隔膜内漏
油氢差压调节阀GHE027VH引压管隔离后，密封油流量、压力、压差与切换前不变，且对引压管线测温未见温度上升，可以排除隔膜内漏的可能性。
（c）油氢压差阀调节异常
为排除油氢差压阀GHE027VH调节故障，切换至手动旁路调节阀GHE029VH后，密封油流量、压力压差与切换前不变。
（d）发电机密封瓦故障
在油氢压差正常且密封油管道无外漏的情况下，发电机密封油流量过大说明密封瓦通流能力过大（密封油总流量8.7 m3/h大于1、2号机组相同工况1.9 m3/h）。
通过量筒法测量得发电机密封油空侧回油与氢侧回油的比例与设计值不一致（实际比例4：1大于设计比例2：1）。
停运顶轴油泵对密封油流量有较大影响，停运顶轴油泵后密封油流量上升1.7 m3/h，启动油泵后密封油流量恢复为初始值。
综上所述，因发电机保压边界未发现大漏点，结合密封油流量过大的异常，判断气体过多溶入发电机密封油导致发电机压降过大。发电机密封油流量过大，判断发电机密封瓦存在故障，需对密封瓦进行彻底检查。
2.3.5发电机密封瓦处理
对密封瓦进行解体检查，安装阶段轴瓦间隙和拆卸后旧瓦间隙对比
（1）对汽端、励端密封瓦第一次维修后充压验证
本次拆卸后发现发电机7、8号密封瓦磨损，更换了部分密封瓦，回装后在仅安装7、8号下半支持轴承状态下进行验证。充压至300KPa验证过程中，发电励端密封瓦过渡环与密封瓦座间有汽泡漏出。本次回装后密封油流量和压降情况：3GHE101MD：1.38 m3/h；3GHE201MD：2.4 m3/h；24h标准压降为31mbar。回装密封瓦间隙值见表1。
表1密封瓦间隙值
Table 1 sesl clearance value
（2）对励端密封瓦第二次维修后充压验证
本次解体处理过渡环与密封瓦座间漏点，更换密封瓦座与过渡环间密封胶条，对绝缘板不平整部分涂抹密封胶。将励端氢侧密封瓦由旧瓦更换为新瓦备件，同时，鉴于密封瓦流量大，回装过程中将8号密封瓦检修调整到靠近下限位置。充压至300KPa验证过程中，发现密封瓦座中分面位置泄漏，且漏量较大。本次回装后密封油流量和压降情况：3GHE101MD：1.09 m3/h；3GHE201MD：2.12 m3/h；24h标准压降为21.04mbar。回装密封瓦间隙值见表2。
表2 密封瓦间隙值
Table 2 sesl clearance value
（3）对励端密封瓦第三次维修后充压验证
本次对8号密封瓦座中分面高点进行了研磨，借鉴1、2号机组经验并经厂家同意，对中分面位置涂抹密封胶。充压至300KPa验证过程中，发现密封瓦座中分面位置有少量泄漏。本次回装后密封油流量和压降情况：3GHE101MD：1.07m3/h；3GHE 201MD：1.57 m3/h，24h标准压降为16.7mbar。
（4）励端密封瓦中分面螺栓力矩加大到400Nm充压验证
（a）第三次维修后充压过程中发现密封瓦座中分面位置少量泄漏，厂家反馈上下面中分面是刚性把合，中间靠密封油槽中油进行密封，刚性把合面渗油是正常现象。为尽力消除渗漏情况，将中分面螺栓力矩由240 Nm加大至400Nm。充压至300KPa验证密封瓦座中分面泄漏情况，保压时间为1小时，结果为无泄漏。但密封油流量分别为3GHE101MD：1.27m3/h；3GHE 201MD：1.74 m3/h；励端、汽端密封油流量分别上涨0.2 m3/h左右。
（b）为验证密封油流量变化趋势，未进行任何改进的情况下，再次升压验证。充压至300KPa，保压时间为4小时。密封油流量分别为3GHE101MD：1.01 m3/h；3GHE 201MD：1.49 m3/h；折算为24h标准压降为14.62mbar，结果合格。
因在未进行任何改进操作的情况下，发电机密封油流量恢复低值，且4小时保压期间，发电机整体气密性计算结果合格，认定发电机密封瓦处理完成，后续回装上半支持轴承和部件。
后续执行发电机整体气密性试验时将密封油流量作为关注重点。
3 结论
发电机整体气密性试验的合格是机组稳定正常安全运行的必要前提。通过分析可能导致发电机气密性试验不合格的众多因素，找到了导致试验不合格的主要原因。同时处理发现的漏点及发电机密封瓦故障，使问题得到了解决，也为同类故障处理提供了借鉴意义。
参考文献
[1]钱程，福清核电站3&4号机组氢气系统调试程序，成都：东方电机股份有限公司，2013.12
[2]葛阳波，福清核电站3&4号机组发电机密封油系统设计手册，成都：东方电机股份有限公司，2013.12
论文作者:黄专斌1,王文华2
论文发表刊物:《建筑学研究前沿》2018年第27期
论文发表时间:2019/1/3
标签：发电机论文; 氢气论文; 气密性论文; 流量论文; 中分论文; 气体论文; 不合格论文; 《建筑学研究前沿》2018年第27期论文;