定子绕组相间短路与接地故障分析及处理

胡维超

(哈尔滨电机厂有限责任公司，黑龙江哈尔滨 150040)

0 引言

大型发电机是电力系统的核心，是十分重要和昂贵的设备，其运行可靠性对系统的正常运行、用户的不间断供电、保证电能质量以至整个社会的协调发展都起着极其重要的作用。本文分析了大型发电机绕组所涉及的各类电气故障与不正常运行工况及其危害和一些相应分析解决方法。在发电机内部分析定子发生在绕组之间和绕组对地之间的故障工况。定子是发电机最重要的部件。发电机定子故障是多发性故障，造成的损失也比较严重。因此，我们有必要对定子绕组短路故障进行研究。

1 定子绕组故障的特点及原因分析

1.1 发电机绕组的故障类型

发电机绕组故障主要有:定子绕组相间短路;定子绕组一相匝间短路;定子绕组单相接地。

1.2 定子绕组故障的特点

(1)短路点发生在绕组电位较高的地方;

(2)短路点在绝缘相对薄弱的部位;

(3)发生短路的机组存在油污严重、湿度偏高的运行工况;

(4)短路点在容易被油污污染的一侧;

(5)短路故障与制造质量不稳定有关;

(6)短路故障与运行条件有关。

1.3 定子绕组故障分析

定子绕组发生故障通常都是定子绕组绝缘损坏引起的。定子绕组绝缘损坏通常是绝缘体的自然老化和绝缘击穿。水轮发电机定子绕组相间短路故障主要包括:相间短路和单相接地。

定子绕组内部故障是电机中常见的破坏性很强的故障，当发电机发生相间短路时，发电机可能出现4～5倍于额定电流的大电流，急剧增大的短路电流和产生的巨大的电磁力及电磁转矩，对定子绕组、转轴、机座都将产生极大的冲击而损伤，巨大的冲击力将直接损坏发电机定子端部线棒，使其严重变形、断裂，造成绝缘损坏，从而产生过热甚至烧毁绕组和铁心。

1.3.1 定子相间短路

定子相间短路故障的主要原因是端部绝缘薄弱的部位不能长期承受油污与水分的侵蚀。因为故障部位的引线与过桥引线都是手包绝缘，其接头绝缘在下线后同样要手工包扎，这样绝缘的整体性与槽部对地绝缘相比，有很大的差距。这说明制造工艺不稳定也比较容易使该部分绝缘质量下降。在运行中当油污与湿度严重超标时，绕组整体性较差的绝缘被侵蚀，绝缘水平逐渐下降，使绝缘外部的电位接近或等于导线电位，造成电位外移，这时处于高电位的不同相引线间就开始放电，当湿度偏高时，放电的强度会不断增强，直至发生相间短路造成严重的故障。

以上是定子绕组内部原因引起的定子绕组相间短路故障，引起定子绕组相间短路故障还有一些外部原因。故障部位留存有异物，绝缘体表面落上磁性物质，当异物留存在定子绝缘体表面尤其在中、高阻区部位时，绕组受到电磁力作用而产生振动，磨损绝缘，造成发电机定子绕组短路故障也很常见。另外，转子零部件在运行中端部固定零件脱落、端部接头开焊等也都可能引起绝缘损坏，从而进一步造成定子绕组相间短路故障。

1.3.2 定子绕组单相接地

定子绕组的单相接地也是发电机最常见的一种故障，通常指定子绕组与铁心间的绝缘破坏。

引起定子绕组接地故障的原因很多，但主要是由于在发电机组现场中因下线安装不严格遵守国家相关规范要求造成的线棒绝缘局部缺陷;定子铁心叠装松动、定子绕组线棒在端部或槽内固定不紧、整体性差，在机组运行中因电晕、发热电磁力作用下垫块、绑绳、槽楔及楔下垫条局部发生位移，使槽内绕组线棒绝缘体发生相对位移、摩擦而造成局部绝缘损坏，导致定子接地故障。

2 预防措施及处理办法

2.1 提高定子绕组端部绝缘水平

2.1.1 引线手包绝缘的绝缘材料应有较高的介电强度和防油、水侵蚀的性能。

2.1.2 引线手包绝缘要有合适的层数和过渡，每层半叠绕包扎完后须刷绝缘漆，保证绝缘的连续性，包扎后要严格按工艺烘焙。

2.1.3 引线之间应有足够的放电距离。

2.1.4 绝缘盒必须填充严密、密封良好。

2.1.5 涤玻绳要用漆侵透，并防止滑入接口，施工中防止污染涤玻绳，使涤玻绳保持较高的表面和体积电阻，防止爬电。

2.1.6 引线手包绝缘处要消除金属尖角，防止尖端放电。

2.2 定期对机组进行维护和检修

在机组进行检修过程中，应对定子线圈进行直流耐压及交流耐压试验，电压等级应执行制造厂或国家相关标准，这两项试验各具特点不能相互取代。直流耐压试验容易发现定子线圈端部缺陷，交流耐压试验可检测槽部绝缘缺陷，原因是在交流耐压试验下由于线圈通过对地杂散电容电流造成了电压沿线棒分布不均匀，致使端部对地电压最低，因而使端部绝缘承受的电压减少。直流耐压试验时，没有电容电流从定子线棒流过，当距离铁心较远(如线圈接头处)时，由于端部线圈表面绝缘电阻的作用，使施加在槽部绝缘上的电压大大降低，影响了直流耐压试验的灵敏度。

2.3 定子绕组相间短路的检查方法

2.3.1 外部观察法。观察接线盒、绕组端部有无烧焦，绕组过热后留下深褐色，并有臭味。

2.3.2 探温检查法。空载运行20min(发现异常情况应马上停止)，用手背摸绕组各部分是否超过正常温度。

2.3.3 电位外移法。电位外移法能发现定子端部绝缘缺陷、绝缘填充不实等原因造成的检修试验中难以发现的缺陷及隐患。其原理是:当直流电压施加在线棒上时，对地电压按电阻分配。绝缘无缺陷时，线棒绝缘的体积电阻RV远远大于其表面电阻RS，电压主要降在体积电阻RV上，被测处绝缘表面的对地电压很低;当绝缘存在缺陷时，体积电阻RV减小，绝缘电压降也小，致使被测处绝缘表面的对地电位增高，这种绝缘表面对地电位明显增大被称为电位发生了外移。

试验方法和注意事项:

(1)定子线圈上、下端部编号并记上标记。

(2)把线圈端部模压绝缘处表面清理干净。

(3)为了鉴定定子线圈表面脏污程度，也可先测量检测部位的绝缘电阻，可使用摇表测量各点铝箔纸对定子线圈的绝缘电阻及铝箔纸对铁心的绝缘电阻，前者要求定子线圈接地，后者要求定子线圈不接地。

(4)电位外移测量方法是，在定子绕组端部各测量点绝缘处包铝箔纸，在定子绕组三相一起施加相当于额定电压值的直流电压(仪器容量不足也可分相施加)，用一根内装100MΩ电阻(也可选用专业的电位外移测量仪器)的绝缘棒搭接到铝箔纸上，读取静电电压表和微安表的读数，当电压或电流超过标准值时即可认为该处绝缘有缺陷。

(5)电位外移测量法判断定子绕组端部绝缘缺陷的标准是根据国家颁布的DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》的规定，定子绕组端部接头和过度引线并联块泄漏电流不大于30μA，100MΩ电阻上的电压降不大于3kV。

(6)对测量数据进行汇总分析，对超标各点应及时做出处理，事先清理各处理点，用环氧粉云母胶泥封堵处理点，再包扎环氧粉云母带或玻璃丝带，边包扎边刷胶，固化烘焙处理后，重复上述试验直至合格。

(7)试验时应采取必要的安全措施，试验人员应戴上绝缘手套，穿绝缘靴站在绝缘垫上，测量杆必须经过耐压试验，符合试验电压并具有一定的安全长度。试验人员与被试验品应保持足够的安全距离并派专人监护。

2.3.4 万用表或兆欧表法。测任意两相绕组相间的绝缘电阻，若读数极小或为零，说明该二相绕组相间有短路。

2.3.5 电压降法。把三绕组串联后通入低压安全交流电，测得读数小的一组有短路故障。

2.4 定子单相接地的检查方法

故障机组可根据条件采取不同的检查方法排除缺陷和隐患。

2.4.1 观察法。目测观察绕组端部及线槽内绝缘物有无损伤和焦黑的痕迹，有就是接地点。

2.4.2 万用表检查法。用万用表低阻档检查，读数很小，则为接地。

2.4.3 兆欧表法。先对定子绕组采取烘干处理，根据不同的等级选用不同的兆欧表，分U/V/W三相测量每相定子绕组的绝缘电阻，若单相绕组的绝缘电阻存在与其他相读数差异或读数为零，则表示该相绕组接地。但对电机绝缘受潮或因事故而击穿，需依据经验判定，一般说来指针在“0”处摇摆不定时，可认为其具有一定的电阻值。

2.4.4 试灯法。如果试灯亮，说明绕组接地，若发现某处伴有火花或冒烟，则该处为绕组接地故障点。若灯微亮则绝缘有接地击穿。若灯不亮，但测试棒接地时也出现火花，说明绕组尚未击穿，只是严重受潮。也可用硬木在外壳的止口边缘轻敲，敲到某一处灯一灭一亮时，说明电流时通时断，则该处就是接地点(仅适用于额定电压不大于10.5kV 机组)。

2.4.5 电流穿烧法。用一台调压变压器，接上电源后，接地点很快发热，绝缘物冒烟处即为接地点，接地点刚冒烟时应立即断电。

2.4.6 分组淘汰法。对于接地点在铁心里面且烧灼比较厉害，烧损的铜线与铁心熔在一起。采用的方法是把接地的一相绕组分成两半，依此类推，最后找出接地点。

2.5 定子绕组接地的处理方法

2.5.1 绕组受潮引起接地的应先进行烘干，现场具备条件的，可当冷却到60℃ ～70℃左右时，喷涂绝缘漆后再烘干。

2.5.2 绕组端部绝缘损坏时，在接地处重新进行绝缘处理，涂漆，再烘干。

2.5.3 绕组接地点在槽内时，应重绕绕组或更换部分绕组元件。

2.5.4 最后应用不同的兆欧表进行测量，确认满足技术要求。

3 结语

在发电机的运行过程当中，绕组的结构远比本体脆弱，通常发电机的机械损伤先破坏到的也是绕组，再引发电气故障。电气故障先烧损的都是绕组，总之绝大多数故障是先源于绕组。发电机的各种异常运行和短路对绕组也很容易产生破坏影响。因此对绕组电气故障的有效分析和预防对整个电力系统的安全稳定运行及供电有很大意义。