贵州湾塘电站发电机定子线圈击穿事故原因及防范措施探讨

杨小玲，罗远福

(1.贵州省习水鼎泰能源开发有限责任公司，贵州习水564600;2.重庆电力高等专科学校，重庆400053)

贵州湾塘电站有3台水轮发电机组，1F、2F为扩大单元接线，3F为发变电组单元接线。3台机组型号均为SFW-3200-6/1730，基本参数如下所述。

容量:4 000 kVA;功率:3 200 kW;电压:6 300 V;电流:366.6 A;转速:1 000转/分;飞逸转速:1 873转/分;绝缘等级:B/F;功率因素:0.8;频率:50 Hz。

1 故障现象及处理过程

2F在运行中差动保护动作停机，经检查，2F定子线圈出线A、B、C三相1#、2#线圈端部击穿并熔断。

发电机定子线圈击穿的原因是多方面的，绝缘老化、绕组受潮、绕组本身缺陷或检修工艺不当、绕组过热、发电机内部进入金属异物、外部及内部过电压击穿等，都可能造成定子线圈的绝缘击穿。由于事故发生时，无论是电站还是系统，均无倒闸操作，也无大气过电压产生，初步排除了外部过电压导致线圈击穿的可能;机组长期运行，且经初步检查，冷却系统及相关管路无漏水，排除绕组受潮的可能。因此，初步判断此次事故的发生是由发电机内部故障所引起的。其原因可能为绝缘老化、检修工艺不当、绕组过热、发电机内部进入金属异物或内部过电压击穿等。

故障发生后，通过外观检查已初步确定故障点为2F定子线圈出线A、B、C三相1#、2#线圈端部。但为了找到其他可能存在的故障点，将故障机组A、B、C三相定子绕组熔断的端部简单连接，测得第一次各相线圈对地绝缘电阻(各次测得数据详见表1)，三相电阻值远远满足规程(1 MΩ/kV)要求，吸收比也大于规程要求的1.3。因此，可判断无其他故障点，可将该唯一故障点做进一步处理。将定子A、B、C三相线圈熔断的端部进行焊接，测得第二次各相对地绝缘电阻，各项指标仍保持正常。因此，继续进行下一步处理。将A、B、C三相线圈熔断的端部用银焊焊接，焊口用云母带双层半叠绕包扎，共12层，外包玻璃丝带一层，最后涂刷无溶剂胶浸透玻璃丝带。其后测得第三次各相线圈对地绝缘电阻，数据显示绝缘及吸收比相对较低(见表1)。经分析是由水电站厂房潮湿，2F停机处理故障时间相对较长，线圈一定程度上受潮引起。因此，决定对2F开空车烘燥。经过空载烘燥，第四次测得2F绝缘电阻(见表1)，此时2F定子线圈的绝缘电阻与吸收比满足机组绝缘要求，故障处理告一段落。

表1 各次绝缘电阻及吸收比(环境温度23℃)

故障处理后，进行耐压试验，耐压试验有交流和直流两种。直流耐压试验，能够有效地检出定子绕组端部绝缘的缺陷，但对槽部绕组的试验效果却不如工频耐压试验的效果。因为直流电压加在绕组上没有电容效应，电场在绝缘层的各处分布均匀，如果加上50 Hz交流电压，由于电容效应，电场分布不均，接近铁心槽部的绝缘所承受的电场较强。故两种试验相辅相成，不能互相代替，而本次故障点在端部，故采用直流耐压进行现场试验。当B相直流试验电压在9 kV左右时，有绝缘击穿的放电声，经检查发现在B相出线2#、3#线圈端部的下端有一直径约10 mm绝缘击穿点。对此击穿点进行包扎绝缘处理后，第五次测量2F定子线圈绝缘电阻(见表1)。其绝缘数据表明，定子线圈绝缘电阻和吸收比基本合格，但由于直流耐压试验过程中出现了绝缘击穿，故决定对出现击穿现象的B相进行修复后，再次作直流耐压试验。当电压升至5 kV左右时，B相再次发出放电声，测其绝缘电阻为零。经多次排查，最后确定故障线圈在B相出线1#、2#线圈的内部。由于未拆机，无法找到故障点，最后决定将2F转子吊出做进一步检查。

拆机后，确认发电机内无异物，无明显放电痕迹，但发电机出线端部的盖板有铜液粉末。吊出转子后发现定子线圈B相出线第一个线圈槽口处上层边与铁芯齐平有一30 mm的裂纹。对这一缺陷进行绝缘包扎处理，确定各项指标合格后对定子线圈进行了短路烘燥，并在烘燥后对2F定子线圈绝缘电阻进行了第六次测量。2F定子线圈的绝缘电阻值与吸收比符合绝缘要求，之后再次对B相进行直流耐压试验，当电压升至10 kV左右时，B相再次放电。检查发现，仍是B相相同位置有一25 mm左右的裂纹。由于无法在短时间内对现场线圈进行处理，综合考虑检修时间、成本等因素，电站最终决定更换此线圈(见图1)。对新线圈测量绝缘电阻为5 200 MΩ，交流耐压17.325 kV，1分钟未出现异常。新线圈下线后，绝缘电阻测量为5 120 MΩ，交流耐压15.75 kV，1分钟无异常。并头连接后，交流耐压试验结果表明，新线圈绝缘合格(试验数据见表2)。对绝缘包扎浸漆后，将2F回装完毕，开空车对水轮发电机各部轴承温度进行考验，同时对2F进行其他相应试验及检查，无异常，2F并网发电。

2 定子线圈击穿原因总结

通过现场观察分析，笔者认为引起此次事故的原因主要有以下几点。

表2 交流耐压试验绝缘电阻及吸收比数据(线圈平均温度40℃，环境温度23℃)

图1 更换后的定子线圈及拆机后原绝缘击穿点位置

2.1 内部放电

由于制造工艺与下线工艺存在缺陷，电机在运行中受电、热、化学和机械力的作用，定子绕组不可避免地会在层间出现气隙，气隙中的场强可达平均场强的3.5倍左右，加之线圈本身质量的原因，增多、增大了气隙。在运行电压的作用下，气隙中的场强很容易击穿，出现绝缘内部局部放电。局部放电产生的局部过热，造成高温聚合物裂解而使绝缘损坏，在电、热、化学和机械力的联合作用下，又进一步使气隙扩大，造成绝缘有效厚度减小，使击穿电压进一步降低，最终导致绝缘击穿。

2.2 端部放电

发电机定子绕组端部并头套的连接处，是绝缘的薄弱环节，运行中电机端部电场局部集中，发电机运行工况恶劣，长期过热、过压，会加速电机绝缘老化，查阅电站机组运行数据，该机组经常在7 kV电压下运行，同时由于端部防晕层处理不好，导致起晕电压降低，在运行电压下，就可能导致端部电晕放电，对电机绝缘产生很大破坏作用。

2.3 槽放电

线圈的环氧云母的热固性绝缘在电机运行温度下，受热膨胀比其他部件小，使槽部表面不能和铁芯槽壁完全接触，加之该机组线圈存在间隙超标，拆出的13个线圈有10个线圈的间隙大于0.5 mm，而工艺要求小于0.3 mm。在运行中定子线圈因振动或摩擦使槽部防晕层脱落，当间隙中的电场超过间隙的击穿场强时，致使线圈主绝缘表面、线棒表面与槽壁之间产生放电。

2.4 电弧放电

电机定子绕组在运行中受到电、热、机械力的作用，可引起定子线棒股线的疲劳断裂，断裂股线两端由于整个线圈的振动时断时续，形成火花放电，并随工频电流过零而不断熄灭、重燃，形成电弧放电。这种电弧放电产生的局部高温，使股间绝缘烧损，严重时可使导线熔化，绝缘层完全烧毁，并发生相间短路和多点接点故障。而这种由断股引起的短路或接地故障，由于有足够的热量，使导线熔化，对地绝缘完全烧毁。因此，故障发生后往往找不到断股的证据。断股电弧故障在发展过程中，只有熔化的铜液粉末喷出，该机组拆机时的确发现有铜液末存在。

综上所述，此次发电机定子绝缘击穿，是由运行、制造、安装多方面原因共同造成。

3 预防及改进措施

针对定子绕组的这些情况，可采取如下措施对事故进行预防和改善。

(1)针对端部可能出现的局部电晕，可根据线棒所处位置是高阻区还是低阻区，在防晕层外涂敷相应的半导体防晕漆，再在外层表面涂敷防护灰磁漆。这种处理的方式比较简单，处理关键是防晕漆选择适当，漆的黏度控制准确。但要注意这种处理方式对线棒高低阻交界处的电晕没有防护效果。

(2)针对槽放电，可采取的措施有定子槽内在下线前喷低阻半导体漆;选择合适的低阻半导体垫条;改进线棒槽内固定方式;改进制造工艺水平，如线棒的尺寸和平直度、铁芯的制造和叠片公差等。

(3)加强发电机运行维护管理，降低发电机的振动，避免因振动摩擦使线圈防晕层遭到破坏。同时，加强机端电压调整，使电机在额定电压下工作，避免由于电压升高等运行管理原因导致电机故障。

(4)对空冷式发电机的冷却气体的湿度进行控制，避免由于击穿电压降低而导致相间放电。

(5)加强定子线圈制造过程的监督和管理。如购买技术实力较强的企业生产的产品、派遣或委托专业技术人员对定子线圈的制造过程进行监督和管理。避免由于线圈的制造工艺、下线工艺的不良影响电机的正常运行。

4 结束语

虽然通过更换定子线圈，使事故发电机重新投入了运行，但为避免事故的再次发生，应对产生事故的原因进行分析和总结。按“四不放过”的原则，从根源上找到并解决发生事故的原因，才能使设备真正安全、稳定、经济、可靠地运行。

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