宝兴水电站2F机组定子设备绝缘故障检查、分析及处理

唐昔冰，高诗华，张智文，朱永强

(四川华能宝兴河水电有限责任公司，四川雅安 625000)

宝兴水电站2F机组定子设备绝缘故障检查、分析及处理

唐昔冰，高诗华，张智文，朱永强

(四川华能宝兴河水电有限责任公司，四川雅安 625000)

介绍了在宝兴水电站机组检修过程中，2F发电机定子绕组直流耐压试验时出现绝缘故障被击穿后击穿点的查找和故障原因分析，以及发电机的修复处理过程，更换了2F发电机定子线棒。

发电机；直流耐压；试验；定子绕组；击穿；绑扎;修复

1 工程概况

宝兴水电站位于四川省宝兴县宝兴河主源东河上，是宝兴河流域梯级开发自上而下的第3个梯级电站。电站东离成都公路里程220 km，南距雅安公路里程75 km。宝兴水电站为长隧洞引水式电站，电站装设3台65 MW混流式水轮发电机组，总装机容量为195 MW，水头范围为304～345 m。主接线采用“1机1变”接线方式，其中1号发电机组为单元接线，2、3号发电机组为联合单元接线。3台主变容量均为75 MVA。机组出口电压为13.8 kV,由主变升压至220 kV后经1回220 kV宝黄线并入系统。宝兴水电站主接线见图1。

2 事件背景

2.1 发电机事故过程

2009年11月11日 17时36分，宝兴水电站 2B主变1号保护屏差动保护动作，2B、3B主变2号保护屏差动保护动作,事故发生后经检查发现2F机组出口隔离刀闸(型号GN22-18/4000A)G21 A相触头定位弹簧烧断。原因是A相动静触头间存在间隙，导致回路电阻增大，在机组额定电流下引起A相触头定位弹簧烧断，产生飞弧，导致2B主变差动保护动作。

2.1.1 发电机事故过程中的电气参数的分析

通过对故障波形的分析，2F机组在事故过程中,首先发生A相接地，进而发展为三相短路。A相接地历时540 ms,B相峰值电压最大为19.48 kV,换算至线电压为23.86 kV,为额定电压的1.73倍。三相短路历时70 ms,其中A相电流有效值为19.56 kA(为额定电流的6.47倍), B相电流有效值为18.57 kA(为额定电流的6.15倍), C相电流有效值为18.01 kA(为额定电流的5.96倍)。

差动速断保护定值为6Ie。2B主变A套差动速断保护定值I=6Ie，2B、3B主变B套差动速断保护定值I=6Ie。

变压器高压侧额定电流Ie=75×106/(1.732×220)=196.83 A；

图1 宝兴水电站主接线图

高压侧电流互感器变比为300/1A，因此其二次侧电流为0.66 A；

变压器低压侧额定电流Ie=75×106/(1.732×13.8)=3 137.87 A；

低压侧电流互感器变比为4 000/1 A，因此其二次侧电流为0.79 A；

选取主变低压侧为基准侧。

2.1.2 发电机出口短路事故对发电机绝缘的影响分析

此次发电机短路事故应属于正常短路事故。分为2个阶段：第1阶段为定子一点接地，在B、C相产生的过电压倍数较低，仅为1.73倍额定电压，且时间仅为540 ms;第2阶段为三相短路，其短路时间也仅仅只有70 ms, A相最大，B相次之，C相最小，短路电流最大为6.47倍额定电流，且三相电流较为对称。

按照GB/T7894-2009《水轮发电机基本技术条件》规定，水轮发电机各部分结构强度应能承受在额定转速及空载电压等于105%额定电压下，历时3 s的三相突然短路试验而不产生有害变形或损害。同时还应能承受在额定容量、额定功率因数和105%额定电压及稳定励磁条件下运行时，历时20 s的短路故障而无有害变形或损坏。线圈的端部和连接线均应牢靠地支撑和固定，以防止发电机在可能遭受严重的短路而引起的作用力时产生变形和振动。而此次发生短路事故的总时间不超过1 s，因此，在正常情况下不应造成发电机绝缘明显损伤。从现场检查情况可以看出，发电机定子线棒端部表面和铁芯部位无异常现象。

2.2 2F机组检修

2010年4月10日安排对宝兴水电站2F机组进行检修，在做定子绕组泄漏电流和直流耐压热机试验过程中，直流电压施加至14.5 kV时，A相117槽上层线棒主绝缘在下端部槽口处被击穿。随后按照直流耐压2.0Un(27.6 kV)和交流耐压1.3Un(17.94 kV)标准，截止5月22日共排查出17根故障线棒，击穿部位均在下端部直线部位距槽口1～4 cm处，其中A相上层普通线棒15根，B相下层普通线棒1根，C相上层长线棒1根。

17 根线棒直流高压试验击穿，按上下层线棒分类：17 根中16根为上层线棒；按相分类：17 根中15根为A 相线棒；按区分布在低至高电压区域，集中分布在4 个区域(其中2 个区域靠近合缝面)，其它5 根单独分布在定子圆周各处。击穿电压从13.5 kV 到34 kV/DC、 16 kV到23.6 kV/AC，绝缘电阻和吸收比良好，击穿位置均在铁心下端。

3 绝缘故障检查

3.1 击穿点的查找

(1) 发电机定子接地故障分金属性接地和非金属性接地2种，使用2 500 V兆欧表测量A、B、C三相绝缘电阻，B、C绝缘正常，A相绝缘为0.27 MΩ，由此推断A相绝缘损坏。因为定子的接地电阻大于绕组电阻，属于非金属接地。在对定子线棒全面检查发现117号线棒有放电现象。

(2) 宝兴水电站在第1根线棒击穿后，现场无法直接确定击穿点在那根线棒。2F机组定子绕组槽数为234, 每相并联支路数2,P=12，接法： 2Y。 定子绕组分布见图2。分别对线棒的三相A、B、C的相别测直流电阻，见表1。

图2 定子绕组分布展开图

表1 三相A、B、C的直流电阻值表 /mΩ

(3) 用直流压降法：对A相绕组通直流电(所加直流电压235 mV)，测量A相绕组两端对地电压。

式中:L1、L2分别为绕组故障点D距引出线头B、Y的长度;L为该绕组的总长度。

用直流压降法进行测试计算击穿点：分别对A相支路1U1-1U2和2U1-2U2加直流电压235 mV，在2U1-2U2支路测得2U1=115 mV，以及相别2U1-2U2电阻的数据，根据直流压降法公式初步确定击穿点D位置(见图3)，估计在116槽线圈绕组左右。再采用探针对130-116槽引出线进行测试，用万用表对130-116槽引出线测线棒地电压，电压越低说明离接地点越近，缩小故障点范围，最终判断在 117槽上层电压最小。经过现场详细检查发现2F机组定子A相117号槽上层定子线棒槽口处端部有放电痕迹，确定117号槽上层定子线棒下端部槽口处绝缘受损，见图4。

图3 故障点示意图

图4 117号槽上层线棒下端部击穿点图

4 原因分析

4.1 线棒绝缘击穿原因评估

在2F机组检修过程中，吊出转子后，分析发现造成2F机组定子线棒绝缘击穿的可能原因有以下15种并作出评估。

(1) (100 Hz或其他频率)过度的机械振动：低；

(2) 隔离开关短路，过电流：中等；

(3) 过电压：低；

(4) 下线操作质量：高；

(5) 绝缘材料问题：低；

(6) 打槽楔时对线棒损伤：低；

补救措施：如果确定有缩颈现象发生，则应当用削尖的工字钢作为冲锤沿孔壁进行刷孔，并应根据钢丝绳的上提长度计算卡锤点，耐心对此位置进行反复刷孔操作。

(7) 槽侧垫条过短：低；

(8) 连接时对线棒的变形损伤：低；

(9) 外物损伤：低；

(10) 化学污染：低；

(11) 局部过热：低；

(12) 连接处不良的银铜焊：低；

(13) 不适当的防晕/梯度材料：低；

(15) 不充分的端部挷轧和支撑设计：高。

4.2 线棒绝缘击穿原因论证

为了进一步查找定子线棒绝缘击穿原因，进行了故障线棒绝缘击穿强度试验、介损试验、局部放电试验、解剖检查以及备品线棒介损试验，试验结果见表2、3。试验表明：故障线棒直线部分的局部放电和介损均较大，分段局部放电均较大, 表明发电机绝缘可能存在普遍分层缺陷，在运行中因局部放电而损伤绝缘。在定子线棒出槽口由于电场相对集中，受力作用该部位绝缘容易出现薄弱点，特别是下端端部较长，下端出槽口更容易出现薄弱部位。发电机线棒绝缘虽然在出厂时通过了91 kV交流耐压试验的考验，但在运行中因局部放电而使绝缘裂化，绝缘强度有下降趋势。损伤部位在运行中因运行电位较低而未引起线棒绝缘击穿，在耐压试验时因该部位绝缘承受电压较高而击穿。

表2 故障线棒非故障直线部位介损试验结果表

表3 定子旧线棒直线部分绝缘局部放电试验结果表

4.3 定子线棒击穿部位解剖检查

对A 相117号上层故障线棒下端部击穿部位进行了解剖检查(见图5)，发现击穿点在上窄面棱角处。在防晕层高低阻搭接部位未发现爬电痕迹。在铜线层间和排间未发现过热痕迹。

对A 相115号上层故障线棒下端部击穿部位进行了解剖检查(见图6)，发现击穿点在上窄面棱角处。从绝缘内面靠铜线处在放电点部位存在1～2 cm左右裂纹，与云母的缠绕方向基本一致，沿裂纹有线状放电痕迹。在绝缘裂纹处轻轻用力就分成两半，在裂纹处存在分层现象。

图5 117号上层A相故障线棒下端部击穿部位解剖图

图6 115号上层A相故障线棒下端部击穿部位解剖图

发电机定子上层渐开线部位绑扎3道，下层渐开线部分通过2道端箍绑扎，上层之间、下层之间绑线在层间位置未固化，绑扎绳也未进行均匀浸渍室温固化绝缘胶。发电机定子上下层线棒端部之间无撑垫块,存在松动的可能。由于定子上下层线棒端部之间无支撑垫块，上层线棒容易受到向外的径向电磁力作用，在正常运行中该部位绝缘不容易受损，在发生短路事故时容易受损，加之下端部渐开线部位较上端部长，下端部更容易受损。此次短路事故在运行中可能对发电机绝缘存在一定的影响，但不是造成发电机绝缘损伤的直接原因。

综上所述，发电机定子绝缘击穿的原因是由于定子端部的固定结构及工艺存在不足，机组不能满足应能承受出口短路电动力的要求，造成定子线棒主绝缘损伤。

5 处理措施

2F机组定子更换全部定子线棒。在下线时的工艺要求：上、下层间垫条需伸出铁芯，槽内侧面垫条需填充完整。所有绑扎线棒的绑扎绳要求均匀浸渍室温固化绝缘胶，绑扎牢固后再在其表面涂刷室温固化绝缘胶。2F机组定子线棒共计468根全部进行了更换。上、下层线棒槽电位测试合格，耐压通过。定子整体按照3Un=41.4 kV进行直流泄漏试验、按照2Un+3=30.6 kV进行交流耐压试验。A、B、C三相按以上标准试验均通过，2F机组定子绝缘故障修复检修定子线棒全部更换完成。

6 结 论

更换后的2F机组定子线棒在进过了4 a多的运行中,2F发电机机组运行稳定、可靠，证明更换后的定子线棒绝缘运行良好。

在水电站机组运行过程中，不管是机组内部，还是外部只要对机组线棒造成影响，一定要进行机组线棒直流耐压实验，从而消除设备运行带来的安全隐患，使设备安全、可靠的运行。

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Inspection, Analysis and Handling of Stator Insulation Failure of Unit 2, Baoxing Hydropower Station

TANG Xi-bing, GAO Shi-hua, ZHANG Zhi-wen, ZHU Yong-qiang

(Sichuan Baoxing River Hydropower Co., Ltd, Ya'an, Sichuan 625000, China)

It describes the search of the puncturing point and the analysis of the failure cause of the insulation after being punctured when DC voltage withstand test is carried out on the stator winding of Unit 2 during the unit maintenance and repair of Baoxing Hydropower Station. The generator repair and handling process are described. The stator coil bar of 2F generator is replaced.

generator; DC voltage withstand; test; stator winding; puncture; tie; repair

1006—2610(2015)02—0067—04

2015-01-18

唐昔冰(1971- ),男,四川省阿坝州茂县人,工程师，主要从事电站检修、运行工作.

TM312

A

10.3969/j.issn.1006-2610.2015.02.017