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300MW机组汽轮机本体A级检修方案一、检修目的本次 300MW 机组汽轮机本体 A 级检修的主要目的是对汽轮机的各个部件进行全面、深入的检查、维修和保养，以确保机组的安全、稳定、高效运行，提高机组的可靠性和经济性，延长机组的使用寿命。
二、检修依据本次检修将依据以下标准和规范进行：1、设备制造商提供的技术文件和操作手册。
2、国家和行业相关的电力设备检修规程和标准。
3、电厂制定的设备检修管理制度和技术要求。
三、检修范围本次检修涵盖汽轮机本体的所有主要部件，包括但不限于：1、汽缸检查汽缸的水平结合面、垂直结合面的严密性。
清理汽缸内部的污垢和沉积物。
检查汽缸的支撑和滑销系统。
2、转子对转子进行无损探伤检查，检测是否存在裂纹等缺陷。
测量转子的弯曲度和晃度。
检查叶片的完整性和磨损情况。
3、隔板和汽封检查隔板的变形和损坏情况。
更换磨损严重的汽封。
4、轴承检查轴承的磨损情况，测量轴承间隙。
清洗和检查轴承的润滑油系统。
5、调节系统检查调速器、调节阀等部件的工作性能。
校验调节系统的各项参数。
四、检修前的准备工作1、技术准备收集和整理汽轮机的运行数据和故障记录，分析可能存在的问题。
编制详细的检修作业指导书和技术交底文件。
2、物资准备准备好所需的备品备件、检修工具和材料。
对备品备件进行质量检验，确保其符合要求。
3、现场准备清理检修现场，设置必要的安全防护设施和警示标识。
搭建检修平台和脚手架。
4、人员准备组织检修人员进行技术培训和安全教育。
明确各检修人员的职责和分工。
五、检修步骤1、停机与隔离按照操作规程逐步停机，使机组平稳停运。
关闭与汽轮机相连的各类阀门，进行可靠的隔离。
2、汽缸解体拆除汽缸上的保温层。
松开汽缸结合面的螺栓，吊开汽缸上盖。
3、转子抽出使用专用工具将转子从汽缸中抽出，并放置在专用支架上。
4、部件检查与维修按照检修范围对各个部件进行详细的检查和维修。
对于发现的问题，制定相应的解决方案并及时处理。
5、部件回装按照相反的顺序将检修好的部件回装到汽缸内。
300MW机组供热优化及灵活性改造分析摘要：现阶段，全球经济变暖问题的出现使各个国家加大了环保问题的重视程度，纷纷落实了相应的政策来减少社会生产活动对环境造成的不良影响，提倡开展绿色生产，我国提出的节能减排政策对于各项生产活动提出了十分严格的要求。
企业要想与该项发展要求相一致，就必须做好原有生产结构的改进工作。
其中，发电厂供热机组运行期间，消耗的能源非常多，根本不符合节能减排政策。
而应用大型供热机组换小型机组能够减少能源过度消耗，可是时间运行方面还有着诸多的不足之处存在，不利于提升基础的整体质量。
文章中全面论述了机组供热优化和灵活性改造对策。
关键词：300MW机组供热优化，灵活性改造分析在发电厂运行过程中，主要是以小型电热机组的形式开展热能供应操作，虽然单个机组运行过程中消耗的能源非常小，可是多个机组相加到一起造成的能源消耗量是非常大的。
运行期间产生的烟气直接影响了周围环境状况，完全不符合我国节能减排政策。
针对于以上存在的各项问题，有的发电厂使用小型电热机组替换为大型电热机组的方式，确保热能得到有效供应。
可是在具体应用中了解到大型电热机组和小型机组的运行方式有着诸多的不同之处存在，以往单一的维护管理方式也难以确保机组处于良好运行的状态，运行期间存在着各种各样的问题，不利于整体性能和效果的发挥。
1、对于存在问题的分析在发电机生产工作开展过程中，对于供电需求量非常大，供电范围有了明显程度的拓展和延伸，这从一定程度上说明了电热机组的运行负荷受到了影响。
因为有关操作人员技能较低，无法有效管理电热机组，导致电热机组在供热过程中有着各种各样的问题，供热能力下降，电厂效率得不到提升。
针对于电热机组运行期间存在的各项问题，表现在多方面，比如热网循环水回水压力下降，电热机组运行期间因为原滑压曲线的作用影响了机组运行质量，系统设计不规范，热网系统的运行质量降低，必须再次优化以后才可以体现出基础的整体性能。
2、对于造成问题的分析2.1热网循环水回压力不明原因的分析在机组运行期间普遍存在着热网循环水回压力下降现象，压力下降幅度不一致，热网循环水泵性能受到的影响，直接威胁到了循环水的热能供应现象。
1前言300MW机组型式是亚临界中间一次再热自然循环汽包炉，通风方式为平衡通风，主汽温调节方式为二级喷水减温,燃烧方式为正压直吹四角切圆,点火用油为轻柴油,点火方式为#1炉小油枪、#2炉等离子。
汽轮发电机是300MW机组中较为重要、较为关键的设备，本文就300MW汽轮发电机的运行和维护进行探讨。
2300MW汽轮发电机运行2．1调峰运行。
如果电网规定，设备可以进行调峰活动。
设备在役期间，通常要确保开动及停工的次数不得超过一万次。
2．2进相运行。
发电机定子铁芯端部结构构件发热和电机静态稳定两个主要因素限制了发电机的运行范围。
这在设计结构和设计参数上都需要进行充分的考虑。
在超前功率因数为0.95的情况下发电机可保持连续运行。
2．3冷却器进水温度偏高，及时检查开式水冷却器运行情况。
为了保证不会发生过多的结漏现象，通常要求发电机定子冷却水温度控制在30～40℃，同时保证冷水进水温度高于发电机冷风进风温度，水温升应不大于40℃，出水温度小于85℃。
2．4当冷却设备出现问题的时候，及时降低机组负荷，同时提高冷却水流量或开启冷却水旁路保证发电机各点温度不超限，当1/4组发电机空冷器退出时，功率因数为0.85时功率为240MW。
2．5当功率因素存在差异的时候开展的活动。
当功率因数在0.8(滞后)~0.95(超前)之间变化时，发电机可以在额定功率下连续运行，当功率因数低于此范围时，转子励磁电流则不得大于额定值。
2．6发电机失磁时的异步运行。
当设备出现问题时，允许短时间的失磁异步运行。
如果整个励磁体系发生了故障，在电网许可的条件下，失磁运行要确保低于15分钟，该情况下允许负荷要在额定值的百分之四十以内。
当设备发生失磁故障时，在刚开始的60S内应该将负荷降低到额定值的百分之六十，然后在1.5分钟之内将负荷将至额定值的百分之四十。
3如何有效加强300MW汽轮发电机的维护管理（1）提高300MW汽轮发电机操作人员的素质搞好300MW汽轮发电机管理工作的关键就在于要大幅度提高300MW汽轮发电机操作人员的素质，以此来降低事故发生率。
黄台电厂300MW机组增容改造设计特点赵树成 胡亦工山东电力工程咨询院，山东 济南 250013［摘 要］ 介绍了黄台电厂#7机组由300MW增容为330MW的改造设计特点，包括改造的范围、机座的设计和管道的调整布置，讨论了改造后的机炉匹配，对同类型的机组改造具有一定的参考价值。
［关键词］ 增容改造；特点；机炉匹配中图分类号：TK24 文献标识码：B 文章编号：1007-9904（2005）2-0074-041 概况黄台电厂#7汽机为亚临界一次中间再热双缸双排汽300MW机组。
锅炉为日本三菱公司制造的亚临界中间再热强制循环燃煤汽包锅炉，BMCR为1025t/h。
#7机组于1987年11月24日投入运行。
近17年来，运行基本正常。
#7汽机为东方汽轮机厂1974年设计制造的第一台国产亚临界一次中间再热双缸双排汽300MW机组，也是东方汽轮机厂第一代高中压合缸300MW汽轮机。
通流设计采用50年代原苏联叶型和60年代后期至70年代初期我国研制的叶型以及我国自行开发的1000mm末级叶片。
由于设计、制造年代较早，机组运行效率低，实测的机组热耗比原设计热耗1953.1kcal/kW.h高很多。
2000年7月，由东汽厂进行了低压缸改造，改造后机组设计热耗为1989kcal/kW.h，与当代世界先进水平差别很大。
鉴此，黄台电厂#7机组于2004年4月4号停机，对高中压缸进行增容改造，2004年7月11日机组改造完成后投入运行。
改造后汽机额定出力为330MW（注：发电机先前已增容到330MW），热耗为1913kcal/kW.h。
配合汽机本体的改造，对主汽、热段、冷段、汽封系统、疏水系统、润滑油系统等系统以及汽机机座和加热器平台进行了相应改造。
运行表明，对汽机本体和有关系统的改造以及土建基础的改造是成功的。
2 改造内容2.1 汽机本体改造主要内容（1） 高中压内外缸及其通流部件全部更换，高中压通流级由8级改为9级。
300MW锅炉再热器增容改造介绍摘要：张家口发电厂1-8号锅炉再热器存在受热面管材质等级较低、长期运行向火面及下弯头蠕胀严重、汽机通流改造及锅炉低氮燃烧器改造后造成锅炉再热出口蒸汽温度低，使得再热器出口温度在低负荷时段难以达到额定温度等诸多问题，经过多方研究、计算、论证，决定对再热器进行材质升级及增容改造，为同类型机组的治理改造提供可借鉴经验。
关键词：锅炉再热器SA-213T91材质工艺再热增容1 设备概况张家口发电厂1-8号锅炉为东方锅炉厂设计生产的DG1025/18.2-Ⅱ型单炉膛、自然循环、中间再热、燃煤汽包炉。
再热器系统最大连续负荷时入口压力为3.81MPa，出口压力为3.64MPa，按蒸汽流程分为三级：壁式再热器，中温再热器、高温再热器。
中温再热器布置在后屏出口，水冷壁折焰角上方，结构为单U形管屏，管子规格ф60×4，14根管子绕，共29片，顺流布置。
横向节距S1=457.2mm，纵向节距S2=70mm，底部最外圈管子为12Cr1MoV，其他不同部位分别采用12Cr1MoV、15CrMo、15Mo3材料。
中再受热面积2060m。
2 存在的问题分析及改造2.1 中温再热器爆管原因及分析以张家口发电厂3号机组为例，自机组投产后先后与1997年、2001年、2002年三次在中温再热器管排发生长期过热导致爆管，引起机组非计划停运。
以2002年12月3号炉中再爆管为例，中温再热器位于烟温约1000℃的区域，100%负荷下，中再入口烟温为1044℃，出口烟温913℃，工质入口温度为372℃，出口温度为482℃，烟气平均流速6.8m/s，工质平均流速22m/s。
对中温再热器管进行全面检测，中再最外圈管的迎火侧弯头壁厚：平均壁厚为3.5mm左右；管的迎火侧直段蠕胀：平均外径值为60.9mm，蠕胀为1.5%，蠕胀最严重高达到4.7%（标准：合金管小于2.5%）；割管做机械性能试验，12Cr2MoWVTiB管的抗拉强度平均为δ=480MPa左右（标准要求δ=540-736MPa），12Cr1MoV管的抗拉强度平均为δ=450MPa左右（标准要求δ=470-637MPa）；硬度测量：强度平均为δ=490左右（标准要求δ=540-736MPa），管材的机械性能下降严重，抗拉强度、硬度都不符合要求，低于标准要求；金相组织分析：12Cr1MoV材质管做金相分析试验，其金相组织为：碳化物+铁素体+极少量珠光体，珠光体球化4级，说明管材长期超温，已达到中度球化至完全球化程度。
某厂300MW纯凝汽式汽轮机凝汽器改造简述摘要:针对某厂凝汽器端差大、真空度偏低的问题,对凝汽器进行了相应改造,将铜管更换为不锈钢管,同时降低管壁厚度,提高换热系数,同时增加流通面积,提高换热容积。
关键词:凝汽器真空不锈钢管1 该厂汽轮机凝汽器存在的问题该厂凝汽器为单壳体、双流程、表面式凝汽器,参数见表1。
根据#3机组的运行数据分析,凝汽器端差经常在4～7℃,与改造后的#2机比较,直接影响真空1kPa。
凝汽器性能的好坏直接影响到电厂的经济效益。
提高机组真空度,减小端差,降低煤耗,达到降低发电成本,凝汽器将起到至关重要的作用。
随着环境水质的恶化和凝汽器铜管运行年限的增加,铜管的腐蚀泄漏会加快,泄漏会严重影响锅炉的安全运行,往往是锅炉腐蚀的起因,所以必须及时采取措施。
该厂#3机组运行时间在5年以上,为了保证机组安全、经济运行,防止凝汽器突然出现大面积铜管泄漏、危及主机系统安全,计划#3机在停运检修中,对凝汽器进行全面技术改造。
2 器改造方案的确定2.1 整体改造的内容及步骤在保留原凝汽器外壳侧板及其支撑方式不变,低压缸排汽口的连接形式不变条件下,采用以下方案。
(1)更换凝汽器内部全部管束、中间支撑板、内部连接件等。
(2)冷却管由铜管(HSn70-1材质的Ф25×1)更换为TP304材质的Ф22×0.5(0.7)不锈钢管,适当缩小了冷却管的直径及壁厚。
(3)采用不锈钢复合管板(TP304+Q235B 5+40mm)。
(4)冷却水管和端板间采用胀接＋氩弧焊连接的方式。
(5)加长凝汽器壳体,前后水室端各加长1000mm,最终凝汽器换热管有效长度为11400mm。
(6)换热面积由17000m2增加到18000m2,并预留汽轮机通流改造后增加的热负荷。
(7)重新设计制造前后弧形水室,保证水室的断面流速并无水流死区。
2.2 凝汽器改造后设计参数经过方案对比计算分析,最终采用设计参数。
3 改造后的凝汽器热力试验3.1 试验内容和工况3.1.1 真空严密性试验在机组80%额定负荷以上,进行真空严密性试验,凝汽器性能试验工况见表3。
300MW机组汽轮机本体A级检修方案A级检修是汽轮机本体检修的重要环节，是对机组进行全面细致的检查和维修，以确保机组的安全、稳定和可靠运行。
下面是一个300MW机组汽轮机本体A级检修方案，供参考。
一、检修前准备工作1.安全准备：开展安全教育培训，督促所有参与检修的人员遵守工艺规程和安全操作规程。
2.工具和设备准备：准备所需的所有检修工具和设备，并进行检查、维修和校准。
3.材料准备：准备所需的所有检修材料，包括密封件、润滑油、清洁剂等。
4.计划安排：制定详细的检修计划，包括时间安排、工序分配等。
二、机组停运和准备1.停机准备：按照机组停机的操作规程，逐步降低机组负荷，停机并切断燃料供给。
2.遮盖和安全检查：对机组进行全面的遮盖，以保护检修区域的安全；对机组进行安全检查，确保断电并标示所有危险区域。
3.机组清洁：对机组进行清洁，清除灰尘和其他污染物，检查并清洁全部设备表面。
三、拆装和维修1.拆卸：根据检修计划，按照规定的拆卸程序和顺序拆卸相关部件和设备，注意标记和记录拆卸顺序。
2.检查和维修：对拆卸下来的部件进行彻底检查，并按照检修流程和标准进行维修或更换。
3.涡轮机定子部分的维修：清洗和检查转子，包括叶片、叶片腔和静叶环等部件；检查、翻新和维修轴承、输油管路、密封件、冷却系统等。
4.涡轮机转子部分的维修：检查并维修转子的旋转部分，如轴承、活塞环、活塞杆等；清洗和检查转子壳体，进行壳体的翻新和维修。
5.汽机定子部分的维修：清洗和检查包括叶片和静叶环等部件；检查、维修和更换轴承、密封件、冷却系统等。
6.汽机转子部分的维修：检查并维修转子的旋转部分，如轴承、活塞环、活塞杆等；清洗和检查转子壳体，进行壳体的翻新和维修。
7.空气系统和燃气系统的检修：检查和维修空气系统和燃气系统的主要部件，包括压气机、燃气燃烧器等。
8.检修结束：对所有维修过的部件进行清洗和检查，确保安装质量和状态达到检修要求。
四、检修结束工作1.安装调试：按照机组安装调试规程，安装调试拆装过的部件和设备，保证机组的正常运行。
300MW级汽轮机运行导则[1]1. 导言本文档旨在对300MW级汽轮机的运行进行指导，确保其正常、安全、高效地运行。
汽轮机作为电力工业中的核心设备之一，它的运行对整个电厂的稳定供电至关重要。
2. 运行目标确保汽轮机的可靠运行，提高电厂的可用率；保障汽轮机设备的安全运行，避免事故发生；提高汽轮机的能效，降低能耗，减少排放。
3. 运行策略3.1 运行计划制定根据电厂的负荷需求和调度要求，制定汽轮机的运行计划，并及时进行调整。
运行计划包括机组开机计划、停机计划、负荷调整计划等。
3.2 运行参数控制合理控制汽轮机运行参数，包括锅炉给水温度、汽轮机进汽温度、高压缸排汽温度等。
根据负荷需求，调整汽轮机的主参数，确保其在合适的工况下运行。
3.3 运行监测与诊断建立健全的运行监测系统，对汽轮机的运行状态进行实时监测和诊断。
及时发现问题，采取相应措施，确保机组的安全稳定运行。
3.4 检修与维护定期对汽轮机进行检修与维护，保障其设备正常运行。
检修包括日常巡检、定期检修和大修等。
根据检修情况制定维护计划，确保设备的良好状态。
4. 运行安全4.1 安全控制严格执行安全操作规程，确保运行过程安全可控。
加强安全意识教育，提高员工的安全意识和操作技能。
4.2 应急预案制定完善的应急预案，包括各种突发事件的处置办法和应急演练计划。
在发生事故或意外情况时，及时采取措施，减少损失。
5. 运行效率提升5.1 节能措施根据汽轮机的运行情况，采取有效的节能措施。
包括优化运行参数、改善热工流程、提高汽轮机的热效率等。
5.2 环保措施积极采取环保措施，降低汽轮机的排放。
包括控制燃烧过程的污染物排放、减少废气排放等。
6.本文档详细介绍了300MW级汽轮机的运行导则，从运行目标、运行策略、运行安全和运行效率提升等方面进行了阐述。
希望通过正确的运行指导，确保汽轮机设备的正常运行，提高电厂的运行效率，为稳定供电作出贡献。
[1] 参考文献：X。
水氢氢型汽轮发电机使用维护及300MW水氢氢型汽轮发电机增容改造东方电气集团东方电机有限公司2010年12月水氢氢型汽轮发电机使用、维护、故障、检查（引用数据为300MW汽轮发电机数据）1 发电机的额定工况运行发电机在满足其《技术条件》和《产品说明书》等所规定的条件时可以在额定工况下连续运行。
此时，发电机的出力达到额值，其振动值、各部件的温升（温度）值及各项技术参数均满足国家标准、行业标准和《技术条件》所规定的技术要求。
额定运行条件主要包括：1）发电机的功率因数满足规定值；2）发电机的定子电压、电流满足规定值；3）发电机的运行频率满足规定值；4）发电机的励磁装置容量满足规定值且励磁装置运行正常；5）发电机定子绕组和出线冷却水的进水压力、流量、水温、水质满足规定值；6）发电机机内的氢气压力、冷氢温度、氢气纯度和湿度满足规定值；7）发电机轴承润滑油的进油压力、流量、油温满足规定值；8）发电机油密封的进油压力、流量、油温满足规定值；9）发电机各部件的在线监测元件工作正常；10）发电机各辅助系统运行正常；11）环境温度和海拔高度满足规定值。
2 发电机的非正常工况运行发电机的非正常工况运行2.1 发电机的电压、频率偏差运行发电机能在电压变化±5 %、频率变化±2 %的图示阴影区域内连续输出额定功率。
发电机能在电压变化±5 %、 频率变化-5 % ~3%的图示虚线范围内运行，但应限定输出功率或 允许输出额定功率, 但限制每年 使用次数和每次使用时间。
300MW 发电机规定允许输出 额定功率，但每年不超过10次， 每次不超过8小时。
2.2 发电机进相运行发电机允许按照出力图的规定进相运行。
一般情况下，限制发电机进相运行能力的主要因素是厂用变压器和发电机功角。
2.3 发电机失磁异步运行发电机是否允许失磁异步运行或允许失磁异步 运行的能力都必须严格执行 制造厂的规定。
发电机失磁异步运行时 应严格控制转差率。
图示为300MW 发电机失磁异步运行的能力。
2.4 发电机作为同步电动机运行 发电机在供给正常励磁的条件下，可以在电动机状态下运行1分钟。
2.5发电机调峰运行发电机具有调峰运行能力，运行负荷允许在50％至100％额定负荷之间变化；在服役期间允许起停10000次。
2.6 发电机带不平衡负荷运行发电机带不平衡负荷运行时，任何一相的电流不超过额定值时。
300MW发电机负序承受能力：稳态: I2/I N = 10％。
暂态: (I2/I N)2t = 10s 。
当发电机遭受的不平衡负荷超过其允许值后，应对发电机进行检查，特别对发电机转子部件应进行全面检查，主要包括转子大齿、护环搭接面、槽楔、对地绝缘和匝间绝缘等。
2.7 发电机短时过负荷运行2.7.1 定子绕组过电流（300MW发电机）定子绕组能承受下表所示的短时过电流运行,但下述运行状态每年不超过2次。
2.72 转子绕组过电压（300MW发电机）转子绕组能承受下表所示的短时过电压运行, 但下述运行状态每年不超过2次。
2.8 发电机断水运行发电机定子绕组冷却水断流后可以在额定定子电流下运行30S，在此期间如未能恢复供水，则应立即跳闸。
发电机是否允许断水运行或允许断水运行的时间都必须严格执行制造厂的规定。
3 检查维护发电机的维护检修应严格按照电力系统有关标准和规程进行。
根据机组多发性故障的统计，在此，特别强调以下检查试验项目。
3.1 定子绕组水路检查3.1.1 定子绕组水路通流性检验1）流量试验2）异物检查3）滤网、垫片等完好性4）表计校验3.1.2 定子绕组水路严密性检验1）水压（气压）试验2）水箱氢气含量3）直流泄露试验4）电位外移试验3.2 定子绕组槽内和端部固定检查3.2.1 槽楔松紧度检查3.2.2 端部绑扎-支撑系统的完好性3.2.3 端部绕组自振频率和模态分析3.3 转子绕组通风检查3.3.1 槽楔串动/异物堵塞风孔3.3.2 转子绕组通风试验3.4 转子绕组匝间检查3.4.1 直流电阻测定3.4.2 交流阻抗试验3.5 集电环及碳刷架装配检查3.5.1 集电环瓢偏、表面粗糙度、硬度、损伤等检查3.5.2 集电环通风孔、集电环风扇罩内清洁度检查3.5.3 碳刷同心度、接触面、弹簧压力检查3.5.4 发电机励侧外档油盖漏油检查3.6 轴承检查轴瓦间隙和轴承部件装配检查3.7 密封瓦检查密封瓦间隙和装配检查4 典型故障及检查4.1 突然短路发电机的设计，能够承受在额定功率和105％额定电压下运行时出线端任何形式的突然短路故障的冲击而不发生导致立即停机有害变形。
为慎重起见，仍需要对发电机进行彻底检查（紧固件、填充物）。
对任何形式的机内短路故障，必须查找原因，彻底处理。
4.2 异常操作1）非同期误并列及检查由于严重的非同期误并列对发电机的损害很大，发电机承受误并列的次数应该予以限制。
180°误并列时，定子线圈中将产生很大的过电流，虽然定子线圈中过电流产生的过热已经在发电机短时过电流的影响中进行了考虑，不会对发电机造成不良影响，但定子过电流产生的强大电动力。
将会造成定子线圈固定松动，甚至变形损坏；定子铁心的定位筋、弹簧棒（或弹簧板）的固定松动或变形等。
120°误并列时，将在转轴上产生的强大的冲击转矩或扭转力矩使转轴受到损伤，导致较大的寿命损耗。
120°误并列终生限制2次，180°误并列为终生限制3次在发生严重的非同期误并列后，为慎重起见，应对发电机进行彻底检查。
2）重合闸及检查发电机能承受线路单相快速重合闸操作。
由于三相重合闸操作对发电机的损害很大，因此不允许三相重合闸操作。
若不慎出现三相重合闸误操作，则应对发电机进行彻底检查。
3）盘车状态下合闸及检查盘车状态下合闸对发电机的损害极大，除造成定子绕组过电流外，转子本体、护环、槽楔、线圈等部件有可能造成极大损伤，甚至整根转子报废。
若不慎出现盘车状态下合闸，应对发电机进行彻底检查。
4.3 定子个别线圈运行温度高1）水流量不足—检查表计和内冷水装置。
2）异物进入—检查垫圈、过滤网、离子交换器等—反冲洗。
3）水接头垫圈错位—重新安装或更换。
4）水质不合格—结垢。
5）测温元件失效—检查并更换（出水测温元件）。
6）水支路连接方式。
处理无效，更换线棒。
4.4 定子绕组直流泄露和电位外移试验不合格1）线圈对地短路2）绕组空心铜线或水接头存在渗漏3）鼻端绝缘存在问题（配方、材料、固化）4.5 氢气泄露1）水箱内含氢量超标●绕组空心铜线渗漏●水接头焊接不良●绝缘引水管存在渗漏点、裂纹或装配不良●水路其它接头存在漏点2）油密封●密封瓦间隙●密封座装配、密封垫失效●压差阀、平衡阀3）出线套管●密封垫失效●更新—新型可伸缩结构出线套管装配4）其它氢气冷却器水管出现漏点、密封垫圈失效或安装不良。
端盖密封垫圈（注胶）失效或安装不良、合缝面变形。
测温接线板密封垫失效。
可更换为新结构测温接线板。
5）管道：出现漏点4.6 振动4.6.1 转子机械不平衡引起振动：1）制造厂动平衡质量2）安装问题A、汽轮机—发电机—励磁机对组问题B、汽轮机—发电机中心标高问题C、联轴器把合螺栓间隙过大，自身晃动（300r/min以下转速测量的振动可视为晃动）叠加到转频振动上。
D、轴承、端盖等部件的装配问题3）槽楔松动4.6.2 转子热变形（局部热不平衡）引起振动1）转子绕组接地2）通风孔堵塞或因槽楔移动导致通风孔堵塞4.6.3 电磁振动1）转子绕组匝间短路（此时，产生磁通不平衡，但由于转轴的动态特性，常常会引起振动的突然变大）2）定转子中心或气隙偏差3）铁心松动引发电磁噪声和振动4）未采取适当的隔振结构或隔振结构效果不佳。
4.6.4 输电线路1）若线路的负载含有高次谐波或负荷不平衡，可能会导致发电机产生电磁噪声和振动。
2）次同步振荡（SSR）：输电线路中加装串联补偿装置，若串补系统LC回路电气谐振频率与机组轴系某阶机械扭转固有频率互补时轴系就会产生共振，严重的导致转子报废（联轴器、轴伸产生裂纹）。
4.7 定子绕组端部松动1）局部松动—故障后果或局部施工不良—局部加绑2）整体松动—故障后果或椭圆型振型或整体施工不良—重新固定3）铁心松动（如某厂罗马尼亚330MW发电机）4.8 集电环损伤1）碳刷环火—检查材质、同心度、接触面、弹簧压力等。
2）集电环过热—检查表面粗糙度、硬度、损伤、瓢偏、通风道、碳刷、弹簧压力等。
3）集电环绝缘失效，对地短路—检查集电环通风孔和集电环风扇罩内清洁度、绝缘筒对地绝缘电阻、外档油盖间隙、励磁电源的交流分量、转子接地保护等4.9 转子护环损伤1）护环搭接面灼伤●发电机不平衡负载过大或机端短路●发电机静止或盘车下合闸2）转子端部绕组故障导致护环烧伤3）护环裂纹●烧伤区产生裂纹●应力腐蚀开裂（氯离子引起）—消除向机内漏油、漏水缺陷，氢气湿度保持合格。
4）烧伤区处理不宜采用补焊。
5）护环损伤严重必须更换300MW水氢氢型汽轮发电机增容改造1. 前言：发电机型号为QFSN-300-2-20的300MW汽轮发电机系东方电气集团东方电机有限公司制造的的20KV 300MW水氢氢型汽轮发电机。
通过对该型发电机通风系统的改进和优化以及采取一些有效的技术措施，完全可以将该型发电机的容量由300MW增容到330MW，并且发电机的各项技术指标均能满足国家标准GB/T7064-96的要求。
这样以来，电厂则以较少的投入，即可获取可观的经济效益。
现提出该型汽轮发电机增容改造的技术建议以与用户磋商。
在此，以本公司第二代20KV 300MW水氢氢型汽轮发电机（产品工作号为12-8A、12-8B、12-8C、12-8D ）的增容改造为例予以详细说明。
2. 改造后发电机的出力和性能增容改造后的发电机，在额定功率因数0.85、额定氢气压力0.3Mpa、氢气冷却器进水温度≤33℃工况下，其额定功率由300MW提高到330MW。
增容改造后的发电机，其技术参数和性能满足国家标准GB/T7064-1996《透平型同步电机技术要求》的规定。
3.改造前后发电机的主要技术参数：4. 发电机增容改造前的评估由于机组已运行多年，改造前，应对发电机目前的实际运行状况进行全面的评估，以确定增容到330MW的可行性。
发电机增容改造前的评估试验内容主要包括：4.1 发电机绝缘系统的鉴定：1）定子绕组直流电阻的测量；2）定子绕组绝缘电阻和吸收比；3）定子绕组介质损耗；4）定子绕组直流泄漏试验；5）定子绕组局部泄漏电流试验；6）定子绕组槽电位测量；7）定子绕组交流耐压试验；8）转子绕组直流电阻的测量；9）转子绕组对地绝缘电阻的测量；10）转子绕组交流耐压试验；11）转子绕组的交流阻抗和功率损耗。
