一起发电机定子接地故障的查找、分析和处理

邹学颖 陈燕女

（湖南湘江航运建设开发有限公司 长沙市 410011）

1 概 述

大源渡水电站位于湘江干流上游湖南省衡阳市衡东县境内，为低水头河床式电站，装有5台灯泡贯流式机组，总装机容量130MW（4×30MW+1×10MW），1#～4#主机设备从奥地利VETECH公司全套进口，机组及发变组保护采用奥地利ELⅠN公司生产的DRS微机保护装置。5台机组与两台主变压器形成两组扩大单元接线，发电机出口母线电压为10.5kV，其中0#、1#、2#机与1#主变组成 1#扩大单元，3#、4#机与 2#主变组成 2#扩大单元，110kV母线采用单母线分段运行方式，110kV母线经三回出线与衡阳电网相连。发电机定子槽数z=414，线棒连接为波绕组，全节距为2τ=9，采用双层布置，每相有线棒276根。

2 故障情况

2011年3月24日07时52分23秒，电站中控室上位机相继发“10.5kV母线Ⅱ段发电机定子接地故障小开关跳开”、“4#机发电机80%定子接地故障64ST”、“2#扩大单元100%定子接地保护64NT”、“3#机发电机80%定子接地故障”红色跳闸信号，2#主变高压侧520开关跳闸、3#和4#机水轮机快关阀投入、3#和4#机励磁开关跳开、3#和4#机事故停机、厂用电324开关跳闸、近区母联330开关跳闸、厂用电Ⅰ段102开关自合成功。7时54分14秒，3#机组停稳；7时54分49秒，4#机组停稳。

3 故障查找和分析

事故发生后，从机组DRS保护装置内调出3#、4#机发电机80%定子接地保护动作和2#扩大单元100%定子接地保护动作故障录波。从2#扩大单元100%定子接地保护故障录波曲线中可看出，故障时取自母线比托夫变压器开口三角的VT1电压波形出现了突变，峰值达到160V，其有效值大于保护定值16V，保护动作正确。而取自母线PT二次侧AB相的参考电压VT2电压波形稳定，因此判断故障可能发生在C相；从3#和4#机的故障录波曲线可看出保护启动后零序电压峰值达150V，其有效值大于保护定值36V，保护动作正确。

其后，使用1000V摇表对10.5kVⅠⅠ母设备摇测绝缘，绝缘合格；对2#主变低压侧摇测绝缘，绝缘合格。随即合上2#主变高压侧520开关，对10.5kVⅡ母、2#主变充电，充电过程正常。对4#机零起升压正常后并网。3#机在零起升压至3.96kV时 “3#机发电机80%定子接地故障”保护动作，3#机事故停机，据此判定故障点发生在3#机组。 解开3#机出口母线电缆、解开出口母线PT，带电缆摇测发电机定子绝缘，当使用500V摇表摇测时绝缘电阻达500GΩ，而使用1000V摇表摇测时绝缘电阻变为零，再使用500V摇表摇测时绝缘电阻为零并缓慢上升，说明故障点为非完全金属接地。将3#发电机中性点CT短接铜排解开，单相摇测绝缘后确定故障点位于C相，与保护故障录波分析结果吻合；为排除是否系电缆故障，将电缆屏蔽层接地点甩开，摇测单根电缆屏蔽层与电缆芯的绝缘正常，基本可以判断接地故障发生在发电机内部；为进一步确定故障点，解开3#发电机定子C相引出线铜排，摇测绝缘后最终确定故障点位于发电机内部。

在查找发电机内部故障时，选用了一种最简便的方法，通过容量为5kVA的调压器在C相引出线处加压，中性点处悬空，在电压升至200V左右时，故障点被击穿，调压器保护动作自动断电，但没有发现具体故障点；后通过科学计算，在回路中串入2000Ω电阻丝将电流限制在3 A以内，在加压过程中发现231#线棒槽口部位冒烟，试验结束后检查231#槽上层线棒上游槽口部位绝缘损坏，其他线棒未发现异常。

4 故障原因

（1）定子线棒绝缘本身存在老化。3#机组于1999年10月份投产发电，至今已运行12年，设备本身绝缘老化。

（2）定子线棒运行温度较高，影响定子线棒绝缘寿命。3#机组自投产以来在夏季负荷高峰期定子线棒运行温度达120℃，2007年对3#机组冷却系统进行改造后，夏季定子线棒运行温度仍然达到110℃以上。

（3）发电机风洞油雾较重，定子线棒运行环境差损坏绝缘。由于机组组合轴承法兰面密封圈老化，组合轴承内油经大轴连接螺栓孔渗入风洞，导致发电机风洞内油污加重，对线棒的绝缘造成较大的影响。

（4）定子线棒松动造成端部绝缘破坏。运行中受各种机械力及电磁力等因素的影响，造成定子线棒松动，线棒在槽口部位因振动刮擦导致绝缘破坏。

（5）发电机在端部出槽口附近的空气容易发生局部电离（辉光放电），出现电晕现象，不但产生热量，还产生臭氧和氮的化合物，损坏绝缘。

（6）231#上层线棒接近发电机C相定子引出线端，其对地电势为5027V，在线棒绝缘出现破损时更容易被击穿。

5 故障处理

因检修更换故障线棒需要较长时间，而现在正值丰水季节，为减少弃水，经研究决定采用丢掉故障线棒运行的临时处理措施，处理时间大约6天左右。从定子绕组槽电势计算结果可看出，甩开231#槽上层线棒和227#槽下层两根线棒运行，将236#槽下层线棒与222#槽上层线棒用铜板跨接，C相电压仅下降45V，不到额定电压的1%，对发电机运行基本上不会造成影响，丢线棒运行方案是可行的。具体施工过程如下：

（1）将231#上层线棒与236#下层线棒的下游侧绝缘盒取下，将线棒连接铜板锯下，将231#上层故障线棒靠下游侧锯断；

（2）将227#槽下层线棒与222#槽上层线棒下游侧绝缘盒取下，将线棒连接铜板锯下；

（3）用两根截面为300mm2的铜板制成U型板将236#槽下层线棒与222#槽上层线棒跨接，铜板与线棒焊接时采用通电时间短、加热速度快的中频焊机；

（4）检查焊接质量，对3#机做短路升流试验同时用红外成像仪监测焊接点温度，在升流过程中短路铜排焊接点温度与线棒温度相比无明显变化，运行1h后相对温度仍无明显变化，证明焊接质量良好；

（5）停机后对短接铜排外层用云母带包扎20层、玻璃丝带4层后再涂刷环氧树脂胶处理，并对231#上层线棒锯断处和227下层线棒下游侧接头进行绝缘处理；

（6）开3#机零起升压正常后将机组并网运行，监测机组运行状况，机组运行温度及组合轴承振动、摆度均无明显变化。4月2日机组正式并网运行。

6 结论及建议

3#机组故障处理后并网运行正常，说明机组定子故障后丢线棒运行的临时处理方案是可行的，这种波绕组发电机丢线棒运行在湖南省内水电站中应用尚属首次。为彻底解决大源渡水电站定子线棒存在的问题，需做好以下几项工作：

（1）利用枯水季节，对机组进行大修，更换故障线棒并进行彻底检查，必要时做定子线棒绝缘老化试验。

（2）进一步加大机组通风冷却系统系统改造力度，着力降低定子线棒运行温度。

（3）改善风洞运行环境。定期对发电机风洞内油污进行清扫，清洗发电机定、转子铁芯和绕组；对大轴法兰螺栓进行加垫处理，防止组合轴承内油经大轴螺栓进入风洞；将发电机风洞内各组合面和法兰面密封更换成耐高温密封，防止密封因高温老化加重渗油。