某国产600 MW发电机定子端部绝缘烧损分析及处理

肖国振

(国华太仓发电有限公司，江苏太仓215433)

神华国华发电企业在2000年后成批安装国产600 MW汽轮发电机组，该系列机组为QFSN-600-2型水氢氢冷汽轮发电机，额定功率为600 MW、额定电压为20 kV。定子线圈结构为上层和下层各42根线棒，60相带三相双层绕组，2支路并联“Y”连接，线棒主绝缘厚度设计值为5.4 mm，定子端部固定结构采用美国西屋公司的刚-柔绑扎固定结构，绝缘等级为F级。国华N厂2号机于2005年11月14日首次并网，12月31日投入运行；国华T厂7号、8号发电机组分别于2006年1月26日和2005年12月8日投入运行。2006年2月N厂2号机组在检修中发现发电机汽、励两端定子线棒均有绝缘放电烧损碳化现象，为此公司专业技术人员对故障产生的原因、处理办法和预防性检查措施进行了全面分析研究，初步摸索了该类型发电机预防性检查、防晕治理、试验验收的办法。在2007年，T厂相继对7号和8号机组进行了相应预防性检查，再次实现了发电机预防性检查、防晕治理、试验验收的方案，各机组起机后长期稳定运行。该批次检修、防晕治理、试验参数确定所积累的经验可供同类型发电机组的预防性检查治理参考。

1 国华N厂2号机组绝缘损坏分析与修复

1.1 故障情况

在国华NT2号机组检修中发现汽、励两端定子线棒各有1处绝缘烧损碳化现象，2个故障点在汽励两侧的几何位置相同，都在4号、5号槽上层线棒之间的（距汽、励两侧端部槽口约80 cm）水笼带断口附近，其中5号线棒汽侧主绝缘炭化较严重，主绝缘炭化深度约3 mm，如图1所示。

1.2 发电机绝缘损坏原因分析

1.2.1 故障点清理检查

为查明故障原因，对故障点表面进行清理。首先对线棒故障点烧损炭化物进行铁磁性检查，发现碳化物中无任何铁磁物质存在，说明故障不是铁磁物质发热造成；然后对烧损线棒绝缘表面清理，发现故障线棒绝缘烧损碳化区域只发生在主绝缘外层，绝缘内层无烧损现象，说明烧损碳化过程是从外向内发展的，故障起点是在故障线棒绝缘外部，即热源在线棒表面。

将4号、5号槽上层故障线棒拆除后，对其进行了交流耐压试验，试验电压30 kV/min，并对故障线棒解剖，发现内部绝缘无过热痕迹，进一步证明故障起点在故障线棒绝缘外部，排除线棒导体发热的可能。另外，故障点距离铁心端部80 cm，通过排除法，分别排除了线棒导体发热、铁磁物质影响、铁心发热等可能因素，推出惟一可能是绝缘表面放电发热造成绝缘表面烧损炭化。因此，对线棒的防晕性能进行了检查。

发电机定子端部起晕的原因是裸露或绝缘导体周围的气体在电场作用下，发生局部游离的辉光放电现象。发电机定子绕组在通风槽口、断部出槽口及隔相等处，其绝缘表面的电场分布是不均匀的。当局部场强达到临界场强时，气体发生局部放电（辉光放电），出现蓝色的荧光，这是一种电晕现象。发电机在制造过程中，由于工艺原因，绝缘层间与股线间存在间隙，在温度场作用下，尤其在机组起停引起的温度变化循环作用下，间隙会沿线棒纵向逐渐增大。当工作电压超过绝缘的起始放电电压时，即产生局部放电。由局部放电引起的热效应、机械效应和化学效应逐渐加剧，使定子绝缘性能进一步恶化，最终导致绝缘的损坏。当前各国对测量局部放电量来判定电机绝缘状态的标准尚未取得一致意见，但是起晕试验已被证实是监测和衡量电机绝缘状态好坏的一种有效的手段。

1.2.2 防晕性能检查

首先对单根线棒进行防晕试验,为检验单根线棒的防晕性能，分别挑选了与故障发电机同批次和不同批次的线棒进行了起晕试验和电晕发热试验，起晕试验均合格[1]，即30 kV不起晕（标准1.5倍额定电压）。但在电晕发热试验时发现所有试验线棒两侧端部均有发热现象，最高温升24℃左右，具体数据如表1所示。试验条件是模拟额定电压为20 kV，加压1 h。试验仪器是10 kV·A交流耐压装置一套和FLIR红外线成像仪。

表1 电晕发热试验数据表

试验线棒的发热点相同，均为中低阻防晕带的搭接处，可能存在防晕缺陷。因为无标准可比，所以电晕发热试验只能作为防晕性能优劣的参考，但测量20 kV涂漆防晕结构线棒电晕发热试验时的最高点温升只有10℃。

对照600 MW发电机上层线圈防晕加工制造的样本，标定单根线棒电晕发热试验的热点位置发现，线棒汽励两端中阻和低阻交界处温升最高，且汽侧高于励侧。测出上层故障线棒5号和1号线棒故障的确切位置，如图2所示。5号线棒汽侧烧损最严重，故障位置距离中低阻发热处约100 mm，说明防晕层发热不是造成绝缘烧损的直接原因。

图2 故障点位置

为检查故障发电机整机防晕性能，将2根故障线棒拆除后，在发电机汽励两侧搭建暗室，进行了分相整机起晕试验，接线方式为试验相加压，其他两相接地。试验结果如表2所示。整机起晕试验结果说明起晕电压很低（10 kV）。

表2 整机起晕试验数据

1.2.3 试验小结

根据以上试验结果，判断故障的原因。4号、5号槽上层线棒各处在不同相的高电位区域，线棒之间的电位差约20 kV（整机起晕电压试验证明起晕电压约10 kV），且故障线棒之间存在水龙带出口，加剧了故障处电场畸变，导致5号槽上层线棒故障处产生强烈的局部放电，使线棒表面绝缘材料碳化。绝缘碳化又加强了局部放电,如此恶性循环,最终造成5号槽上层线棒故障处的绝缘受损,并波及4号槽上层线棒对应的绝缘表面。所幸这次故障发现及时,未导致定子绕组相间短路的严重后果。

1.3 故障处理

1.3.1 起晕原因分析

从整机起晕试验、单根线棒起晕试验和电晕发热试验说明虽然单根线棒的起晕电压较高（30 kV以上），但是整机的起晕电压却很低（10 kV）。通过观察发现起晕点集中在隔相的绑带处和线棒间的小间隙处。根据电晕原理分析，隔相的绑带处起晕原因是绑带绑扎工艺差，绑带边缘有飞边、毛刺，并有起层和填充不实，形成尖端或小间隙，造成局部电场畸变，出现电晕放电，而这些尖端、毛刺、线棒间的小间隙全部是由于下线工艺差造成。

1.3.2 故障处理

根据起晕原因分析，将电晕故障发电机上层线棒全部更换，下层线棒做补晕处理，水笼带出口位置由隔相改为同相的线棒间，并确定处理后的整机起晕试验要求为：整机起晕电压标准为1.1倍额定电压（即22 kV）不起晕，交流耐压试验时无金黄色亮点、无灼伤痕迹。对下层线棒进行工艺改进，去除下层线棒两侧端部绑带毛刺、尖角，去除丝状物，并彻底进行清洁。对所有绑带的边缘彻底清理、修整，对绑带边缘补漆。处理后下层起晕试验（22 kV以下不起晕）和耐压（36 kV/min）符合要求。整机起晕试验达到24 kV以下不起晕。该发电机故障处理后正常运行6个月，复查定子端部无电晕放电痕迹。

2 国华T厂发电机组预防性检查

借鉴国华N厂2号发电机故障、检查、试验和处理的经验，国华T厂在2007年相继对7号和8号机组进行了整机起晕检查和防晕处理，避免了发电机定子线棒烧损故障的发生。

2.1 7号发电机起晕试验及处理

国华T厂7号发电机整机起晕试验数据（定子冷却水吹干后试验）：气温24℃；机温25℃；湿度54%。

（1）汽、励两侧端部升压至22 kV无起晕亮点，定子绕组各部温升正常。

（2）励侧出槽口11点处有微弱荧光点，经检查为绝缘漆脱落造成。

（3）汽、励两侧绝缘引水管上各有一处微弱荧光点，经检查为脏污造成。

（4）励侧连接线与支架结合处有一荧光点，经检查为毛刺造成。

以上起晕点经清洁、刷低阻绝缘漆干燥处理后试验，定子绕组A，B，C三相试验电压30 kV未见起晕点。可见，7号发电机起晕点处理后，发电机通风槽口、端部出槽口及隔相等处没有辉光放电现象，定子绕组绝缘表面的电场分布均匀。防晕性能合格。

2.2 8号发电机起晕试验及处理

8号发电机整机起晕试验，试验条件为：气温13℃；机温15℃；湿度56%；A，B，C三相加压22 kV，不起晕，但均有三处微弱荧光点。

（1）汽、励两侧端部升压至22 kV无起晕亮点，定子绕组各部温升正常。

（2）A，B，C三相励侧端部各有三处微弱荧光点，经检查为绝缘漆脱落造成。

对以上微弱荧光点进行清洁、刷低阻绝缘漆干燥处理后试验，A，B，C三相加压30 kV，不产生荧光点。8号发电机起晕点处理后，发电机通风槽口、端部出槽口及隔相等处没有辉光放电现象，定子绕组绝缘表面的电场分布均匀。设备防晕性能合格。

3 结束语

综上所述，定子线棒绝缘表面防晕层压制工艺粗糙，线棒表面褶皱及毛刺多是造成整机起晕电压低的主要原因。国华T厂7号、8号发电机定子线圈起晕性能略优于国华N厂2号机性能。

目前电力行业的交接试验标准和预试标准均无起晕试验内容，发电机制造行业只对单根线棒的起晕电压有明确要求，还没有整机起晕电压标准的国标和行业标准。建议整机起晕标准为：整机起晕电压不低于24 kV，交流耐压时无金黄色亮点、无灼伤痕迹；整机起晕试验安排在夜晚。试验条件为在搭建发电机起晕试验暗室，用肉眼和紫外呈像仪同时观察。发电机整机起晕试验不仅可以有效判断发电机的防晕性能，而且还可发现线棒之间间隙小、绑带绑扎差、绑带边缘有飞边毛刺及填充不实等工艺质量问题。整机起晕试验也可作为检验发电机制造和检修质量的一个新判据，值得同类机组借鉴和推广。

[1]JB/T 56082—1996，汽轮发电机 产品质量分等[S].