发电机定子绕组线棒绝缘击穿故障分析

赵贵前

（国网新源北京十三陵蓄能电厂，北京 102200）

某厂4台奥地利制造的发电机于1995年投产，额定容量为222 MVA，电动额定容量为218 MW，额定电压为13.8 kV，额定电流为9 288 A。定子机座分2瓣，几何外形为正八边形,对边尺寸为6 600 mm，高度3 450 mm，重178 t。定子机座内圈均匀分布有30根定位筋支撑方钢，且与5层环板和下环相接，形成Φ5 364的定位筋配合面。定子铁芯由0.5 mm厚的优质硅钢片(型号V285Q-50 A)交错叠压而成，铁芯高2 500 mm，内径为4 300 mm。定子绕组为双层叠绕整数短节距绕组，F级环氧粉云母少胶VPI线棒绝缘体系，圈式线圈，由60匝单玻璃丝包聚酯漆包扁铜线组成。定子总槽数180个，极距15 mm，节距12 mm，每相并联支路数3个。

1 发电机定子绕组线棒绝缘击穿情况

1.1 发生过程

2012年，2号发电机安装了局部放电在线传感器后进行定子绕组交流耐压试验。试验前，绝缘电阻、吸收比及极化指数，定子绕组分支及总体直流电阻，定子绕组直流耐压及泄漏电流，定子铁芯压紧螺栓绝缘电阻测量等项目均合格。定子绕组交流耐压试验采用的是串联谐振耐压，耐压值为20.7 kV(1.5 Un)。首先进行A相耐压，电压值升到18 kV时，听到较响的放电声，且放电后失谐，仪器高压侧直接断开。检查相关位置，未发现异常放电痕迹，打开耦合器底板检查二次线，接线良好，用2 500 V摇表测量A-BC-地的绝缘，绝缘电阻值为1.56 GΩ。B相正常升压到20.7 kV，保持1 min，通过。C相耐压试验时，加压到17.6 kV，发生了与A相类似的放电现象，仪器失谐，高压侧自动断开；同样用2 500 V摇表测C-BA-地的绝缘电阻，电压升到500 V时，绝缘电阻值为118 kΩ。分别测量C-地，电压升到400～500 V，绝缘值为100 kΩ；测量C-B，电压升至2 500 V，绝缘值为1.67 GΩ；测量C-A，电压升至2 500 V，绝缘值为1.05 GΩ。将C相的3个耦合器全部甩开，再用摇表测C-地绝缘，电压升至500 V，绝缘值为161 kΩ。从绝缘电阻测量结果可以初步判断，C相对地主绝缘发生击穿。

1.2 故障位置确认

首先将A，B相短接，再用5 000 V绝缘摇表对AB相充电5 min，对C相放电，观察放电点。经过2次试验，确认为143号槽上层线棒槽口处发生了放电。经检查，143号槽上层线棒为C相，下层线棒为A相。

A相第1次升压后出现放电，但是未发现放电烧灼痕迹，测量绝缘电阻也未发现异常。后采取升压烧故障点的方法，确定故障位置为162号槽。162号槽上下层线棒均为A相。

1.3 准确位置查找

将定子吊出机坑，确认143号槽及162号槽的故障线棒是上层线棒还是下层线棒。将C相143号、A相162号线棒上端部焊开，将上下层线棒分开，用2 500 V摇表分段测量绝缘电阻。从测量结果得出：143号及162号槽均为上层线棒出现绝缘故障。2根故障线棒拔出后，检查发现2根线棒击穿部位非常相似，均在线棒上端部出槽口附近，具体击穿点均位于线棒绝缘绕制的倒角处。

2 原因分析

2.1 线棒状态检查分析

故障位置均为上层线棒出槽口里侧线棒一侧倒角处，线棒所处均为高电位，故障位置有绝缘腐蚀缺损。

根据这几个特征，在定子绕组中又找出3根线棒(41号、81号和53号槽线棒)，将其端部焊开后分别进行试验，耐压值为22.5 kV。其中一根在升压至20.05 kV时放电，对该线棒第2次升压，升压至4.5 kV时放电击穿，击穿位置相同。

将故障线棒拔出，从故障点剖开，检查线棒内部绝缘状况。

(1) 故障点处的内绝缘(143号)存在部分主绝缘分层现象，但是同一剖面的其他位置的主绝缘用肉眼看不出明显的分层，绝缘整体性尚可。

(2) 同一剖面上线棒的主绝缘厚度不一致，在场强相对集中的线棒倒角处绝缘厚度相对较薄。

(3) 击穿部位：从防晕内屏蔽金属条开始直线延伸到倒角，穿透。防晕内屏蔽金属条同一直线相交以外的绝缘层在击穿倒角处几乎蚀损殆尽，而没有发生击穿的倒角沿防晕内屏蔽金属条一线相交处以外的绝缘基本没有发生蚀损。

DL/T492-2009《发电机环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定导则》规定，对“运行年久(一般运行时间在20年以上)”或“运行或预防性试验中多次发生绝缘击穿或必要时”应进行绝缘老化鉴定试验。考虑到发电机已运行近20年，又在预防性试验中出现了绝缘击穿，因此对这台发电机定子上层剩余线棒进行抽检。按上述3个故障外在特征，通过窥镜对存在电腐蚀缺损迹象的线棒进行观察，最终确定对1号、61号、84号上层线棒进行检查。将这3根线棒上下端头分别焊开，使得线棒独立出来，在槽内进行绝缘老化鉴定试验。绝缘老化鉴定试验包括：①介质损失角试验；②电容增加率试验；③局部放电量试验；④介电强度试验。同时，另外选一根新线棒做同样的试验作为参考标准。试验结果表明，3根线棒基本合格，且外观和解剖检查没有发现绝缘严重分层发空、固化不良、失去整体性、局部放电严重(绝缘内部)和股间绝缘破坏等老化现象，也就是说该线棒绝缘老化程度轻微。

2.2 绝缘击穿原因分析

2.2.1 电晕放电导致线棒主绝缘受损

大量的运行经验表明，发电机事故通常是由定子绝缘损坏引起，且多由局部放电或电晕导致，因它们对绝缘材料有强烈的腐蚀作用，使半导体层耗失，主绝缘损伤，并不断被啃蚀。该厂发电机最初技术规范要求，单根线棒起晕电压为20.7 kV，组装整体起晕电压为15.18 kV，但实际情况远远没有达到要求。从目前(已运行16年)的试验结果看，整机起晕电压大约为3 kV，单根起晕电压大约为6 kV。通过紫外摄像试验检查，在单相额定电压为8 kV时，电晕放电非常严重，除了线棒直线段外，几乎每一根上层线棒出槽口处都有不同程度的电晕放电，大多数上层线棒还有不同程度的绝缘缺损，部位都在上端部、层间位置，距离出槽口约3 cm处。该处是机械模压段与热缩模压段的结合部位，属低阻与高阻的过渡部位。故障线棒击穿点均位于线棒绝缘缺损部位的倒角处。所以，该厂线棒在防晕结构(包括安装工艺)的设计和制造上并不完善。

对上述线棒状态的检查分析表明，该厂发电机线棒绝缘老化并不明显，线棒端部绝缘良好并无间隙性缺陷，定子绕组绝缘按电压分布，所以能够通过直流耐压试验。但交流耐压作用于线棒绝缘内部的电压分布及击穿性，能更好地反映电机的工作状态。当线棒出槽口倒角处绝缘损失后厚度不足以抵抗介电强度和应力强度时，线棒内屏蔽金属条位置是线棒绝缘层中间最容易开裂而形成的放电通道，这样内外夹击，会使主绝缘击穿。143号槽线棒绝缘最差，不仅是因为线棒击穿点倒角的绝缘蚀损最严重，而且因为其沿内屏蔽金属条一线的绝缘具有分层现象，这是其他故障线棒所没有的。所以，143号槽线棒一次耐压在17.6 kV时就被击穿了，而其他线棒首次耐压并没有击穿，只是发生了电晕放电，线棒绝缘表面击穿，然后再次或多次耐压冲击后才使得主绝缘击穿。

2.2.2 制造工艺差，线棒绝缘厚度不均，倒角处绝缘厚度薄弱

查看厂家图纸，线棒直线段主绝缘设计厚度为3 mm，端部主绝缘设计厚度为4 mm，倒角处厚度与其他部位一致。现场将线棒剖开后，发现线棒倒角部位绝缘最薄。实际测量端部绝缘厚度，横剖面长边部位绝缘厚度为4 mm，短边部位为3 mm，倒角部位仅为2.5 mm。由于加工工艺等原因，线棒倒角处绝缘厚度并未达到设计要求，加上长期的电晕腐蚀，使线棒倒角处绝缘厚度更小，如击穿的4根线棒倒角处绝缘厚度只有1.25 mm。在机组运行中，线棒倒角处的场强相对更高，而此处的绝缘却最薄弱，因而容易被击穿。

可见，由于厂家设计的绝缘裕度不够，防晕设计不理想，导致了电晕的发生。初期，电晕引起的电腐蚀导致电化学反应，分解材料中的有机物，而后电晕逐步发展为火花放电，使主绝缘产生缺损及绝缘性能下降。厂家在线棒加工制作过程中，主绝缘未达到设计厚度，且绝缘厚度不均匀，在倒角处场强最集中的部位绝缘薄弱。加之故障线棒运行中工作电压较高，出槽口部位既是电磁环境最恶劣的地方，也是机械加工的过渡区域，机械特性最为薄弱。设计、制造、运行环境等多种因素叠加在一起，最终导致线棒存在薄弱区域，使线棒整体绝缘水平降低。

4 预防措施

(1) 对于运行中发生电机定子线棒出槽口电晕的处理，目前现场只采用重新补涂半导体漆的方法。该方法只要工艺得当，补涂完整，就能够起到减弱电晕的作用。

(2) 减少线棒不可逆伤害累积，维持发电机定子绕组绝缘正常使用寿命。针对现有绝缘状况，重新研究制定发电机电气预防性试验方案，《规程》中规定，检验发电机绕组匝间和相间绝缘的感应耐压试验电压值为1.3 Un，运行20年以上的发电机预防性试验交流耐压值为(1.3～1.5)Un。

(3) 加强发电机运行状态检测，规范在线局部放电监测装置管理，确实发挥其作用，将线棒槽电晕放电和出槽口电晕放电这种类型的局部放电纳入在线监测范围。

(4) 按照DL/T492-2009《发电机环氧云母定子绕组绝缘老化鉴定导则》尽快安排对其他3台机组运行线棒进行老化鉴定试验，对发电机定子绕组绝缘进行整体的分析评估，研究制定合理的技术改造或大修方案，防止因电晕问题导致发电机定子绝缘事故。

(5) 编制应急预案，不仅在组织上、备件材料上要有准备，更要对现有运行控制及继电保护作全面检查，保证自动控制和继电保护动作及时准确，做到设备可控、能控、在控。