大源渡电站2号机组转子绝缘低故障原因分析及处理

孟自强，孙小兵

（湖南省大源渡电厂，湖南 衡东421412）

1 设备情况概述

大源渡水电站位于湖南省衡东县境内湘江干流上，上距衡阳市62km。电站安装4台由安德里茨公司制造的灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量30MW，首台机组于1998年12月并网发电。发电机机端电压等级为10.5kV，转子绝缘等级为F级，发电机中性点采用不接地方式。发电机励磁采用并励方式，通过1台连接在10.5kV母线的三相双绕组转换变压器为励磁系统提供励磁电源，同时配置有直流起励电源作为备用（励磁原理图见图1）。

图1 励磁原理图

大源渡水电站机组保护采用南瑞保护装置，于2017年投入运行，在机组后备保护PCS-985RS装置中配置有转子一点接地保护，用于反映发电机转子对地绝缘电阻的下降，保护报警定值为20kΩ。

2 故障情况概述

2018年2月9 日中班上位机频发“2号机组保护系统告警”、“2号机组转子接地故障64FT”、“转子一点接地灵敏信号（2号机组PCS-985RS备）”、“装置告警（2号机组PCS-985RS备）”黄色报警信号。停机进行滑环碳粉清扫后，转子绝缘上升至1000kΩ。

2018年3月29 日早班上位机再次发“2号机组保护系统告警”、“2号机组转子接地故障64FT”、“转子一点接地灵敏信号（2号机组PCS-985RS备）”、“装置告警（2号机组PCS-985RS备）”黄色报警信号，均瞬间复归。随即安排进行滑环碳粉清扫，转子绝缘上升至300kΩ。

为保证机组在2019年检修前正常运行，防止再次出现转子一点接地故障，在3台机运行保证不弃水的情况下尽量停2号机；同时维护部加强了对2号机转子绝缘的监测并及时安排对滑环进行清扫，保证保护装置内转子接地电阻测量值不低于50kΩ，自2018年1月检修投产以来2号机全年共进行了12次清扫。

3 转子接地保护工作原理

转子接地保护采用切换采样原理（乒乓式），工作原理图见图2。

图2 转子接地保护原理图

接地点k相对位置α（以百分比表示，负端为0%，正端为100%），Ue为励磁电压，U1为转子正极与k点之间的电压，U2为k点与转子负极之间的电压，转子绝缘电阻为Rtr，R0是保护装置中的固定电阻，设电压表串联的电阻很大，通过电压表的电流可以忽略不计，电流表的内阻也可忽略不计。S1、S2为电子切换开关。

当S1接通、S2断开时

当S2接通、S1断开时

其中：

以Ue为参考，设G1和G2为两个电导，定义为

因S1、S2切换前后接地点k为同一点，故

设定当绝缘电阻Rtr降低到定值Rset以下时保护动作（对应的电导定值

可通过测量I1、I2算出，则保护的动作判据为

4 故障原因检查分析及处理

4.1 故障原因检查分析

经检查分析系2号机风洞内漏油严重，机组运行时油在高温下雾化，经转子电缆孔进入滑环内，同时转子电缆与滑环连接处绝缘存在破损，在转子电缆与滑环连接螺栓处油雾与碳粉结合粘在转子电缆和滑环上，引起滑环穿心螺杆与滑环间以及转子电缆对地的绝缘下降（图3），当保护装置内转子接地电阻测量值低于20kΩ时，机组转子接地故障报警。

图3 现场图

近年来检修时发现发电机风洞内甩油和油雾情况越来越严重，为改善风洞运行环境，通过研究发现，原装组合轴承端盖的梳齿式结构因设计缺陷，在运行过程中存在一定的漏油。因此，自2016年，利用检修机会依次对机组组合轴承端盖进行改造，将原来的梳齿式端盖改造成CXSD-轴承密封装置。CXSD-轴承密封装置采用衡力弹簧使T型随动密封齿在转轴偏摆时向心运动受力均匀，以及安装具有优良自润滑性能的随动气密封板，有效防止润滑油顺转轴向上泄漏，确保油及油雾不会从该位置逸出，解决了润滑油外漏的问题。虽然风洞内有一些白色粉末，但厂家技术人员现场确认是端盖密封尺在运行过程中的摩擦造成的，属于正常磨合，不会引起漏油的情况。

大轴联接螺栓内固定主推力环的螺栓处有漏油（因大轴联接螺栓孔为通孔，投产初期出现过漏油，后在M36螺栓上加铜垫进行了止漏处理，处理后效果良好），从现场情况来看，除几个销钉孔存在轻微渗油的情况外，大轴联接螺栓位置未发现有油迹，通过对其中2个大轴联接螺栓解体的情况来看，固定主推力环的M36螺栓的铜垫止漏效果显著，没有漏油情况。

经进一步排查发现大轴法兰面存在较多的红色油渍，并沿法兰面向外侧散开（图4），从图纸上判断，应是操作油管伸长轴固定螺栓松动（机组投产初期，4号机伸长轴螺栓出现断裂，受油器摆度大，造成机组调速器系统的油进入风洞，后将伸长轴固定螺栓增加1倍，其他机组也进行了相应改造）或密封老化存在渗漏油的情况，通过将受油器解体，将操作油管伸长轴拔出，发现操作油管伸长轴处密封老化，有油渗出，机组运行时油沿大轴法兰面甩至风洞内，漏油点基本确定（受油器结构见图5）。

图4 法兰外侧图

图5 受油器结构图

4.2 故障处理

为彻底解决2号机组转子绝缘低的故障，①在检修中对滑环进行了解体清扫并对转子电缆与滑环连接螺栓处绝缘进行处理，同时对滑环间穿芯螺杆绝缘套与滑环结合处刷绝缘漆封闭，装复前摇测滑环绝缘达到500MΩ。②对风洞内漏油点进行了彻底处理，更换了伸长轴端两道200×8密封，并针对2号机受油器摆度较大的缺陷，装复时对伸长轴法兰面进行了加垫处理，经调整后操作油管伸长轴最大摆度为70μm。

5 检修投运后处理效果跟踪

2018年11月13 日2号机组检修竣工开机，2019年3月7日进行风洞渗油情况检查，风洞内已无油迹，受油器轴端密封更换后效果较好。保护装置测得转子接地电阻300kΩ，转子接地故障得到彻底解决。其他机组进行密封更换后，效果同样较好。

6 结束语

经过投产初期大轴联接螺栓内固定主推力环的螺栓加铜垫止漏和受油器伸长轴固定螺栓改造，到组合轴承端盖改造和受油器密封老化更换处理，设备结构不断得到优化，风洞中漏油、甩油、油雾等问题得到彻底解决，在改善机组运行环境的基础上，也最大限度的降低了设备检修及维护保养，保证发电机组健康、安全、高效、稳定运行。