转子缺陷（精选3篇）
转子缺陷 篇1
一、现状分析
1. 故障概述
SDJ 300/450型轧辊冷却水泵自投产至今2年多以来, 多次发生泵轴断裂、叶轮移位、泵轴弯曲、叶轮不平衡、轴承烧损等故障。
2. 故障原因
经解体检查, 发现主要原因如下。
(1) 泵轴弯曲变形、使叶轮不平衡产生振动是引发联轴器、轴承损坏的主要原因。
(2) 泵轴与轴承衬套连接的键槽压溃是造成轴承、轴承座、机械密封损坏的原因。
(3) 泵轴的叶轮安装轴颈加工超差, 使过盈量不足是叶轮移位, 水泵口环、罩环撞击各部发生损坏的原因。
(4) 水泵的长期频繁启停是造成泵轴疲劳、断裂的原因。
二、水泵轴的处理
原轴的图形见图1, 其材质为45#钢, 屈服强度σs=360MPa, 经计算, 轴的安全系数较低, 不能满足使用要求。现改用2Cr13Ni Mn, 屈服强度σs=950MPa, 经计算可满足使用要求。
三、热装和过盈量确认计算
叶轮与泵轴采用过盈连接, 热装, 两端无机械固定。
1. 过盈量计算
则:最大过盈为 (φ85+0.045) - (φ85-0.052) =0.097mm
最小过盈为 (φ85+0.023) - (φ85-0.03) =0.053mm
过盈在0.053~0.097mm之间
2. 热装公式
实测芯轴为φ85+0.045, 叶轮孔φ85-0.052, 最大过盈为0.097mm。
在安装时最小间隙为0时, 它要115℃;要求装配间隙0.03, 过盈0.097mm, 环境20℃, 则加温要达到 (0.03+0.097) /85×12/10-6+20℃=145℃。
四、叶轮动平衡及轴问题的处理
第一, 主轴更新后对叶轮作动平衡。
第二, 传动侧轴承通过衬套用键与泵轴连接, 内侧通过轴承座台阶定位, 外侧由锁紧螺母锁紧。
第三, 非传动侧轴承通过锥套与泵轴连接, 内侧通过轴承座台阶定位, 外侧由锁紧螺母锁紧。
第四, 传动侧轴承座两侧采用防尘板密封, 防尘板外圆与轴承座的内圆接触部分采用活塞环式 (钢片) 密封。非传动侧轴承座因采用了双密封轴承, 所以未安装密封装置。
第五, 水泵采用机械密封, 安装在叶轮与轴承座之间。
五、效果
通过以上的一系列修复, 水泵现已运转了半年, 情况良好。
转子缺陷 篇2
索风营发电厂3台200 MW水轮发电机组, 哈尔滨电机厂有限责任公司制造, 发电机型号:F 2 0 0-5 2/1 3 6 0 0, 额定容量:200 MVA, 定子额定电流:8379 A, 定子额定电压:15.75 kV, 转子额定电流1743.7 A, 转子额定电压385.5 V, 发电机绝缘等级:F级。
机组投产时间及运行状况。
首台机 (一号机组) 2005年8月28日投产发电, 同年年底二号机、次年6月三号机投产发电。索风营三台机组投产后, 试验和运行数据显示, 三台机组在1 0~13 0 MW之间均振摆较大, 这一区域被定为机组振动区, 机组在130 MW及以上运行。
2 磁极结构简介
索风营发电机转子共计52个磁极, 每个磁极线圈26匝, 匝间垫间苯酚上胶玻璃胚布热压成整体, 线圈铜排截面积80×8 mm2=640 mm2, 极间连接转配采用“U”铜排, 连接如下图所示, 接头可视接触面80×60 mm2=4800 mm2, 两个接头分别用2颗M12-8螺栓紧固连接。励磁引线采用90×9铜母线, 励磁引线和磁极抽头引线得接头接触面采用搪锡工艺, “U”铜排亦采用搪锡工艺 (实际未作表面处理, 裸铜排) 。 (见图1)
3 机组检修发现的问题
3.1 机组大修时间
2008年3月7日至5月6日, 一号机组大修;2008年12月1日至09年1月24日, 二号机组大修;2009年3月3日至4月22日, 三号机组大修2010年10月15日, 一号机组第二次大修 (主要是处理水轮机导叶轴套漏水问题) 。
3.2 检修发现的问题
2008年1号机组大修发现:4号和5号磁极间、32号和33号磁极间连接接头绝缘发黑碳化, “U”型连接铜排表面严重氧化且坑凹不平, 过热烧损严重, 其中4号磁极引线导电接触面最大的凹处直径10 mm、深2 mm以上。这次检修打磨烧损接头后涂抹导电膏, 未作搪锡或镀银处理。
2008年至2009年2号机组大修发现:连接52号磁极的励磁引线穿过转子支架上端面处放电, 铜排引线已烧损一贯穿性小洞支架烧损宽20 mm, 深10 mm。
2009年3号机组大修发现:27号和28号磁极间、39号和40号磁极间连接接头绝缘发黑碳化, “U”型连接铜排表面严重氧化且坑凹不平, 过热烧损严重。处理方式和08年1号机组大修相同。
2010年1号机组大修发现:新增42号和43号磁极间上述过热严重烧损点, 处理过的4号和5号磁极间、32号和33号磁极间连接接头虽未进一步烧损, 打开绝缘发现接触面涂抹的导电膏已干燥板结, 导电接触面氧化发黑。 (见图2)
3.3 历次检修试验数据 (附表1)
历次检修时测量的转子绕组绝缘电阻、整体直流电阻、单个磁极与磁极连接的直流电阻见表1。
历次检修试验数据看出, 整体直流电阻为毫欧级, 149~151 mΩ之间, 单个磁极连接, 二号机9~20μΩ不等, 三号机9~15μΩ不等, 一号机搪锡和镀银处理后的单个磁极连接4~5.9μΩ不等, 但整体直流电阻仍为毫欧级, 149.7 mΩ。新增的42-43连接67μΩ, 烧损最严重的三号机39-40接头也不过194μΩ, 微欧级, 对整体数值没有影响。
通过这些数据分析, 即便单个磁极连接出现过热缺陷, 其之变化也局限在微欧级, 由于直阻测试仪测试误差, 转子绕组常规的整体直流电阻试验是无法发现单个磁极间连接的早期接触性缺陷的。
另外未作接头处理的二号、三号机组, 单个磁极连接在微欧级别直阻差距较大, 9~20μΩ之间, 搪锡和镀银处理后的一号机的单个磁极连接4~5.9μΩ之间, 单个磁极连接的直阻分散性大为降低。
5 金属导电体导电通流的物理特性
5.1 电力常用金属导体的物理参数
常态下 (由表可知) 导电性能最好的依次是银、铜、铝, 这三种材料是最常用的, 常被用来作为导线等, 其中铜用的最为广, 铝线化学性质不稳定容易氧化, 但由于铝密度小, 取材广泛, 且价格比铜便宜, 目前被广泛用于电力系统中传输电力的架空输电线路;其中银是惰性金属, 很难被空气氧化, 但价格昂贵;常温下, 锡也不会与水和氧气反应, 但熔点较低。
导电母线主要采用的铜材和铝材就是在较清洁的大气中也极易氧化, 其表面会生成氧化膜。在大气中铜只要2~3 min, 铝仅需2~3 s, 其表面便可形成厚度约2 um的氧化膜层。铝的氧化膜是三氧化二铝, 其电阻率比纯铝的要大19个数量级, 而且非常牢固;铜的氧化膜是氧化铜及氧化亚铜, 其电阻率比纯铜的大16个数量级 (1016) 以上, 而且要在其熔点左右的温度下才能分解;这些氧化膜基本上都不导电。接触面上这类氧化膜只有借机械方式局部破除它, 但破除后, 若接触面不能随之得到保护, 被破除氧化膜的部分随即又会重新生成氧化膜。
5.2 导电接触面
在显微镜下观察导电接触件的表面, 尽管十分光滑平整, 则仍能观察到5~10 um的凸起部分。接触面的接触, 并不整个接触面的接触, 而是散布在接触面上一些点的接触。实际接触面必然小于理论接触面。根据表面光滑程度及接触压力大小, 两者差距有的可达几千倍。实际接触面可分为两部分:一是真正金属与金属直接接触部分。即金属间无过渡电阻的接触微点, 亦称接触斑点, 它是由接触压力或热作用破坏界面膜后形成的, 约占可视接触面积的5%~10%;二是通过接触界面污染薄膜后相互接触的部分, 如果进行了表面处理, 如搪锡或镀银, 就不会形成不导电的氧化膜, 这部分接触面的金属粉末间的距离很小, 与电子的固有波长相近, 能形成隧道效应通道, 大面积的隧道效应导电通道的作用也是很可观的。
5.3 未作表面抗氧化处理的螺栓型设备接头接触不良的发展过程
不同金属的膨胀效应不同。钢制螺栓的金属膨胀系数要比铜质、铝质母线小得多, 尤其是螺栓型设备接头, 在运行中随着负荷电流及温度的变化, 其铝或铜与铁的膨胀和收缩程度将有差异而产生蠕变, 也就是金属在应力的作用下缓慢的塑性变形, 蠕变的过程还与接头处的温度有很大的关系。实践证明, 当接头处的运行工作温度超过80℃时, 接头金属将因过热而膨胀, 使接触表面位置错开, 形成微小空隙而氧化。当负荷电流减小温度降低回到原来接触位置时, 由于接触面氧化膜的覆盖, 不可能是原安装时金属间的直接接触。每次温度变化的循环所增加的接触电阻, 将会使下一次循环的热量增加, 所增加的温度又使接头的工作状况进一步变坏, 因而形成恶性循环。
综上所述, 真正导电接触面由作用在接触件的正压力形成的金属间无过渡电阻的纯金属接触微点和借助隧道效应导电金属接触区的部分组成。保证接触面的机械正压力即连接螺栓的紧固及改善接触面表面状态, 是提高接头通流性能降低损耗控制温升保持接通热稳定的的关键。
6 磁极间接头烧损的原因分析及处理
6.1 原因分析
索风营个别磁极间接头烧损, 最主要的原因是在安装阶段螺栓紧固不够, 没有足够的机械正压力形成金属间无过渡电阻的纯金属接触微点造成的。线圈铜排截面积80×8 mm2=640 mm2, 其热稳定载流量5×640=3200 (A) , 磁极间接头的可视接触面80×60=4800 mm2, 如果通过“U”连接装配的2颗M12-8螺栓紧固形成10%的亦即480mm2纯金属接触微点, 其热稳定安全载流量也有5×480=2400 (A) , 发电机最大励磁电流1743.7 A, 完全可以满足要求。
观察烧损的接头有很多凹处, 这是由于接触不良, 两个接触件之间形成若干细微的电弧放电, 电腐蚀现象严重, 铜的熔点1083℃, 有些凹点直径十多毫米, 深达几毫米, 可见接头的局部温度已经很高, 能量损耗很大, 任由进一步发展后果不堪设想。
6.2 处理办法
(1) 所有磁极间“U”连接装配全部拨开绝缘重新装配, 三级监督, 严格保证所有连接紧固螺栓的紧固力达到设计要求。
(2) 烧损磁极引线的接头, 其表面氧化发黑, 且坑洼不平, 用细锉打磨, 力求平整光滑后, 电镀搪锡。没有烧损的磁极引线的接头仔细去除凸点, 用酒精清洁干净。
(3) 所有“U”铜排采用惰性金属保护工艺电镀镀银处理。镀银处理后可以有效降低低接触面氧化而形成不导电面积, 增加导电接触面。通过实测, 单个极间接头未镀银处理前直流电阻在8~10μΩ之间, 镀银处理后单个极间接头未镀银处理前直流电阻在4~5μΩ之间, 进一步增加导电接触面的通流稳定性。
7 结语
(1) 电站机组安装阶段, 因工期等因素个别磁极接头螺栓紧固力没有达到设计要求, 造成电气回路接头接触性缺陷, 这类缺陷和绝缘类缺陷相比较, 具有隐蔽性强, 发展需要一个过程等特点, 常规的电气预防性试验很难发现, 且危害极大, 发展下去可能造成重大设备的绝缘损坏, 严重的导致金属导体熔断、拉弧, 产生巨大能量, 烧毁设备。预防性试验接触电阻检验合格不等于接触可靠, 利用机组首次检修对大电流接头进行全面检查是很有必要的。
(2) 接头的导电接触面的接触电阻主要受接触件材料、正压力、表面状态、使用电压和电流等因素影响。传统的导电膏一般只在温度+40℃以下及工作电压较高的的情况使用, 发电机定子线棒实测温度60℃以上 (转子测不到) , 转子电压不过400 V, 分散到每一个接头就更低, 也不适用。因此导电接触面应进行搪锡、镀银等保护措施有效防止磨损和氧化, 改善表面状态, 降低接触电阻, 提高导电接触面的通流性能, 减少损耗, 保证接头的长期热稳定性。
(3) 接触性缺陷发展缓慢, 一般设备投产一、两年后才逐渐暴露出来。监视接头温升是发现接头早期缺陷的有效办法之一, 这一办法只适用于变压器、封闭母线、发电机定子绕组出线、开关、刀闸等固定的接头, 不适用于旋转运行中的发电机转子。索风营发电厂利用历次检修对发电机出口直至出线站的电气设备接头进行了全面检查 (GIS内部除外) , 有力保证了设备的稳定运行。
摘要：磁极间接头过热烧损是发电机转子常见故障, 通过常规试验很难在早期发现这一隐蔽式缺陷, 预防性试验接触电阻检验合格不等于接触可靠。索风营发电厂利用机组大修对转子磁极引线接头全部拆开检查并进行镀银改造。通过改造提高了接头载流稳定性, 同时也减少了机组激磁损耗和机组转子磁极间接头接触电阻数值的分散性, 提高了机组的安全稳定性。
转子缺陷 篇3
发电机是核电站常规岛重要设备之一, 其运行的可靠性直接关系到核电厂中的机组能力因子、非计划能力损失因子、强迫能力损失率等WANO指标。因此, 通过运行期间对发电机状态的监测, 再利用大修期间对发电机进行消缺和预防性维修就显得尤为重要, 是核电站大修的次关键路径。
1 缺陷描述及初步原因分析
某核电站一期工程采用俄罗斯AES-91型核电机组, 配置TBB-1000-2Y3型同步发电机, 其额定电压为24kV, 总功率为1 111MVA, 定子绕组采用星型连接。#1发电机转子自投运后, 多次出现机组励磁绝缘监测装置显示值在200~800kΩ波动的现象, 随后发现励磁回路转子绝缘电阻逐渐降低。多次对#1发电机电刷架部位进行吹扫及外部清理工作, 但效果甚微。按照俄方厂家要求, 发电机励磁回路转子绝缘电阻长期运行需大于500kΩ, 该发电机转子励磁回路设有一点接地保护, 保护定值为10kΩ报警、4kΩ跳闸。由于转子回路绝缘已接近运行限值, 因此发电机与励磁机运行存在一定风险。
为查明缺陷原因, 决定对#1发电机进行甩负荷试验, 在盘车状态下对励磁回路绝缘电阻进行检查。在发电机转子惰转期间监测转子回路绝缘, 发现随着转子转速降低, 转子回路绝缘电阻开始上升, 当转速为600r/min时, 回路绝缘电阻已达500MΩ, 而在盘车状态下转子回路绝缘电阻为1 710MΩ。
再次对#1发电机进行冲转及打闸试验, 通过数据对比, 发现转子回路绝缘电阻与转速成反比。为进一步判断励磁机转子和发电机转子绝缘的具体情况, 通过在导电楔块位置加装1mm厚的绝缘板, 使发电机转子与励磁机转子电气脱离, 进行冲转测绝缘试验。通过3次冲转试验数据的对比, 判断转子绝缘电阻薄弱环节存在于发电机转子内部。针对本次试验结果, 初步分析缺陷原因如下:
(1) 更换励磁机转子后, 对轮区域绝缘存在污染 (铰孔的金属碎末可能未彻底清洁干净) 。
(2) 绝缘受潮, 发电机停运后氢气冷却器存在冷水, 使水汽凝聚在冷却器表面, 导致壳体内部湿度上升, 造成绝缘下降。
(3) 发电机转子端部绕组有松动且绝缘存在薄弱环节。
(4) 转子槽内绕组可能存在缺陷。
2 大修期间#1发电机缺陷的处理及原因查找
2.1 第1次换料大修
#1机组第1次换料大修时, 根据中俄双方商议, 需在本次大修中找到转子绝缘低的原因。机组停机后, 转子绝缘电阻为1.13MΩ。
第1次换料大修#1发电机执行解体大修项目, 发电机转子工作包括抽转子、拔护环等。根据既定的试验方案, 对转子进行2 300V直流绝缘冲击试验, 试验中发现20槽励侧第1个出风口处有放电现象。总共进行2次放电试验, 转子绝缘电阻测量均采用1 000V摇表:第1次在拔护环之前, 放电结束后转子绕组绝缘电阻降至0.4MΩ;第2次在拔出护环后, 转子绝缘电阻降至0.01MΩ, 后恢复至0.3MΩ。拆除20槽的槽楔后, 发现在20槽励侧第一个风区第1出风口的槽衬上有放电通道, 并且在转子护环拔除后, 转子端部绕组表面存在大量粉末、油泥等。
全部退出20槽的槽楔, 用砂纸清理槽衬绝缘放电通道处, 并用酒精白布擦洗槽衬绝缘, 清理后刷涂绝缘漆, 并对槽楔下的绝缘垫条进行擦洗、吸尘, 保证清理彻底。退出发电机转子两侧第1段通风孔槽楔, 擦洗绝缘垫条、槽衬绝缘, 彻底清除端部表面脏污并更换了护环下部弧形绝缘板等。处理后, 静态转子绝缘电阻值达到7 000MΩ (GB/T 7064—2002要求其值大于1MΩ) , 绝缘良好;发电机冲转期间监测转子回路绝缘情况时, 发现在3 000r/min时动态绝缘电阻达到13.8MΩ, 绝缘情况比大修前有了很大提高。
2.2 第2、3次换料大修
经第1次大修, #1发电机连续运行3个月后, 发现励磁回路绝缘电阻在线监测首次出现波动, 由大于10MΩ降至2.4~2.5MΩ, 最低降至0.9~1.1MΩ。分析认为转子内部脏污是导致绝缘波动的主因, 决定在第2次大修期间退出36槽槽楔及绝缘垫条, 对槽楔下、槽衬、风道进行彻底清理。
第2次大修期间按照既定方案退出#1发电机全部槽楔, 彻底擦洗和清理槽内、绕组、槽衬绝缘部位脏污, 使用绝缘垫条备件更换全部楔下绝缘垫条。大修过程中对转子在各个检修阶段中的绝缘电阻进行了测量, 以备后续检修比对。大修后期机组启动过程中, 转子绝缘电阻一直保持在1 000MΩ以上, 未发生转子绝缘随转速上升而降低的现象。稳定运行40天后, 绝缘波动现象再次出现, 并在随后一段时间内频繁出现, 绝缘电阻最小数值为2.8MΩ。分析认为, 转子绝缘绝对值满足运行要求, 但转子内部仍存在污染, 且运行期间密封瓦漏油是转子绝缘低故障的重要因素。
由于转子绝缘持续运行在2~10MΩ左右水平, 第3次大修未进行抽出转子处理工作, 仅根据方案执行定子内部油污、转子两侧端部进风口等清洁工作。在随后的机组启动试验中, 当转速为3 000r/min时, 转子绝缘电阻保持在4.72MΩ左右。
2.3 第4次换料大修
#1发电机转子自第2次大修处理后, 其励磁回路绝缘得到了明显改善, 在第4燃料循环周期内转子绝缘最低为2.4MΩ, 但在寿期末短时波动低至0.98MΩ。原计划第4次换料检修期间不进行抽转子检修, 但在进行转子回路1 000V交流耐压试验期间, 当电压加至870V时, 试验仪器过流保护跳闸, 试验未通过;转子回路绝缘由开始前的2.6MΩ降至0.8MΩ, 不符合标准规定。断开励磁机与发电机转子楔块, 测量励磁机转子绝缘为5 990MΩ, 确定绝缘薄弱点存在于发电机转子内部。
分析认为由于转子绝缘电阻在交流耐压试验后明显降低, 转子绝缘薄弱处已形成放电通道;且发电机转子绝缘在冲转期间有随转速升高而降低的特征, 转子绝缘薄弱点位置应在转子线圈顶部;转子绕组高速旋转时, 在离心力作用下挤压绕组上的绝缘垫条, 使爬电距离减小、绝缘降低, 端部第1段出风口是重点检查对象。另外, 发电机内部进油较多, 是转子绝缘电阻跳跃性波动的促成因素。
根据分析结果, 决定抽出转子对缺陷进行查找和处理, 具体工作如下。
(1) 抽出转子, 检查转子进出风口及其它位置有无放电痕迹。
(2) 利用电容放电法查找绝缘薄弱点。
(3) 根据现场情况确定需要拆除的护环和需要退出的槽楔, 查找确认放电位置并进行清洁处理, 处理后进行绝缘电阻测量。
转子检查结果:转子两侧端部绕组及通风道存在油污及漆皮碎末等污染物;转子第3段、第21段及其端部绕组出风口绝缘槽衬存在多处疑似放电点;利用冲击电压法发现第9槽第21段位置槽衬处有放电, 放电处槽衬有轻微裂痕;在安装第15槽第3段槽楔时, 发现转子绝缘电阻明显降低 (从1 300MΩ降至20MΩ) , 槽下绝缘垫条更换为备品后, 绝缘电阻恢复至1 300MΩ;取下其它槽检查其第3段、第21段绝缘垫条, 发现部分绝缘垫条通风孔表面存在污染和放电通道, 对槽楔进行2 000V交流耐压试验时槽楔放电击穿。
根据检查结果, 制定缺陷处理方案:清洁转子两侧端部绕组及通风槽, 清理槽衬绝缘放电点, 打磨槽楔下绝缘垫条表面并刷漆烘干, 在2 000V交流耐压试验通过后回装槽楔下绝缘垫条。处理完成后, #1发电机转子绝缘电阻逐步升至9 250MΩ。在转子护环安装前, 对#1发电机转子进行了1 200V交流耐压试验, 护环回装后再进行了1 000V交流耐压试验, 2次试验结果均合格。
在进行转子缺陷处理以及位置查找过程中, 紧密跟踪每个槽楔安装后的绝缘变化情况, 测量数值进行记录并与第2次大修期间同阶段所测绝缘值进行对比。大修启动后发电机运行参数良好, 绝缘值满足规程要求。
3 根本原因分析
该核电站#1发电机运行过程中, 其转子绝缘存在波动现象, 且有随转速上升而下降的特点。根据几次大修中对转子的检查和结构分析, 认为转子绝缘缺陷原因如下。
(1) 根本原因:发电机转子端部通风结构设计不合理。端部出风口在绕组侧边缘开口, 漆皮碎末、粉尘和金属颗粒等杂物随气流进入转子端部绕组, 并随转子端部绕组通风孔进入转子第1道出风槽 (对应第3段、第21段槽楔位置) , 由于风路在该槽内有90°的转向 (切向转向径向) , 杂物、油污等易于此位置积聚, 停留在绕组与槽楔的过度表面及绝缘垫条表面, 形成导电通道。
(2) 促成因素:汽轮发电机组密封油系统控制不良, 致使油雾随转子通风系统流动, 在端部绕组等处积聚;制造期间工艺控制不严, 致使大量灰尘、铝屑进入转子通风系统, 与油污相结合在绝缘薄弱部位形成放电通道。
4 后续发电机大修管理建议
(1) 采购新型通风结构的发电机转子备件, 提前开展转子备件更换的相关准备工作, 以便利用合适的大修窗口实施。
(2) 研究在密封油挡位置增加接触式密封环的可行性.
(3) 加强运行期间发电机转子绝缘及相关辅助系统的参数检测, 控制好发电机内油系统及氢系统的压差;通过停机前相关参数的分析, 确定大修期间发电机的检修项目, 同时加强大修期间发电机密封瓦检修及安装质量, 通过调整间隙逐步确定最优的控制指标, 以确保下一燃料循环周期内发电机的安全可靠运行。
5 结束语
发电机是电力系统的核心, 是核电站常规岛的重要设备之一, 其运行状态的优劣直接影响到核电站的机组能力因子、非计划能力损失因子、强迫能力损失率等WANO指标, 已成为电站管理者优先关注的重要设备, 而且随着电力工业的发展, 单机容量的不断增大, 发电机故障所造成的经济损失和影响也越来越大。通过对本文中核电站转子绝缘问题处理的跟踪, 可以看出, 转子绝缘问题处理周期长、难度大、投入高, 为此, 保持发电机转子绝缘处于良好水平是电站安全、经济运行的前提和保证。
摘要：针对某核电厂TBB-1000-2Y3型发电机转子绝缘低的缺陷, 通过对发电机启停过程转子绝缘的监测, 结合大修期间发电机转子解体检查的情况, 确认故障根本原因是发电机转子端部通风结构设计不合理, 而机组密封油系统控制不良、制造期间工艺控制不严是促成因素;同时通过机组运行期间相关参数的分析, 逐步优化了发电机大修项目。