大型水内冷发电机定子绕组绝缘电阻不平衡分析

张 敏，吕晓雯，何 强

(中国长江电力股份有限公司三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443000)

发电机投运前、检修后，都必须进行发电机定子绕组绝缘电阻测量及直流耐压试验。通过测量发电机定子绕组绝缘电阻和进行定子直流耐压试验，是判断发电机绝缘状况[1-2]、保证机组安全稳定运行的重要手段。在测量定子绕组绝缘电阻时，绝缘的等效电路是电阻和电容的混合电路，在充电过程中绝缘体会逐渐吸收电荷，该现象称为“吸收现象”。由于大型发电机定子绕组对地电容量大，吸收现象和极化现象较显著，吸收比对反映定子绕组绝缘受潮较为灵敏。水内冷发电机定子绕组绝缘电阻测量不同于空冷发电机，水回路对测量结果影响较大，必须采用低压屏蔽法。

某电站1台水内冷发电机额定电压为20 kV，额定容量为777.8 MVA，该发电机在一次检修中发现C相定子绕组绝缘电阻较A、B两相偏低。为查找该发电机定子绕组三相绝缘电阻不平衡的原因，首先对该发电机定子绕组上下端部进行清洗，然后升高发电机内部温度，但C相定子绕组绝缘电阻仍未恢复；最后经过多次发电机内部专项检查，最终发现236槽上层线棒与下层线棒的U形纯水连接软管处有轻微渗水，更换该U形绝缘引水管后，C相定子绕组绝缘恢复。

1 水内冷发电机定子绕组绝缘电阻测量原理

1.1 低压屏蔽法

对于水内冷发电机定子绕组绝缘电阻测量一般采用低压屏蔽法[3-4]。由于水内冷发电机定子绕组存在水路系统，测量定子绕组绝缘电阻时，一部分电流IX流过定子绕组，另一部分电流Ik流过冷却水，若两者混合在一起，则不能准确测量定子绕组的绝缘电阻，因此必须采用低压屏蔽法将两者电流区分开来。

1.2 测量原理

发电机定子绕组绝缘测量接线及原理如图1、图2所示。

图1 发电机定子绕组绝缘电阻测量接线图

图2 发电机定子绕组绝缘电阻测量原理图

图1中：水内冷绝缘摇表E为接地端；G为屏蔽端；H为加压端；R1为定子绕组与汇水管间特氟龙管内冷却水电阻；R2为汇水管对地绝缘电阻；RX为定子绕组对地绝缘电阻。

图2中：U为直流电压源；R1为定子绕组与汇水管间特氟龙管内冷却水电阻；R2为汇水管对地绝缘电阻。当R2足够大时，汇水管对地的电流很小，即流过冷却水的电流Ik经过R1后直接流回到直流电压源U，微安表uA所测量电流即为定子绕组对地绝缘电阻的泄露电流IX，则根据公式Rx=U/IX可以得出发电机定子绕组绝缘电阻RX。由于定子绕组与汇水管间特氟龙管内冷却水电阻R1比发电机定子绕组对地绝缘电阻RX小。当汇水管对地绝缘电阻R2为零或比较小时，流过冷却水的电流Ik经过R1后会经过R2分流导致流经微安表uA的电流IX增大，从而使发电机绝缘测量值比真实值小，因此实际运行中需加强汇水管对地绝缘，提高汇水管对地绝缘电阻R2，保证测量值更接近真实值。由于在测量发电机定子绝缘电阻时，需开启纯水系统，线棒中水回路易产生极化电势，因而在未施加试验电压前微安表uA可能已经有了指示，这时必须进行极化补偿即接入一大小相等方向相反的电势进行补偿。

(1)

式中：RA为微安表内阻；R2为汇水管对地绝缘电阻。

2 发电机定子绕组绝缘电阻三相不平衡原因查找及处理

2.1 问题出现

文献[5]推荐的发电机定子绕组绝缘电阻最低允许值规定，即在40℃时，每相定子绕组对地最低绝缘电阻值不低于2(UN+1)MΩ，以该机为例应不低于42 MΩ，且各相绝缘电阻的差值不大于最小值100%。

某电站1台水内冷发电机在一次检修过程中，发电机定子三相绝缘电阻值均大于42 MΩ，但C相定子绕组的绝缘电阻较A、B两相绝缘电阻偏低且吸收比不合格，具体数据见表1。从表1中可看出，A、B两相绝缘电阻与C相绝缘电阻的差值分别为249.4%、208.4%，均超过文献[5]中“定子各相绝缘电阻的差值不大于最小值100%”的规定。

由于三相定子绕组绝缘电阻均满足规程的要求，说明发电机三相定子绕组主绝缘良好，定子绕组主绝缘受损、老化及受潮导致整体绝缘性能下降的可能性不大；而C相定子绕组绝缘电阻偏低，导致三相不平衡，故该缺陷产生的原因可能性有：①发电机定子绕组端部脏污；②发电机定子绕组局部绝缘受潮[6]；③发电机定子绕组纯水回路发生渗漏。

表1 定子绕组绝缘电阻表

2.2 处理过程

2.2.1 发电机升温处理

经检查，该发电机线棒端部油污较重，首先用专用洗涤剂清洗该发电机定子线棒上下端部，然后开启风洞内基坑加热器升高发电机内部温度，蒸发绕组内部水分，以提高绕组的绝缘性能。一段时间后测量定子绕组绝缘电阻，发现C相绝缘电阻值仍然偏低，数据见表2。对比分析表2和表1中的数据，经过发电机升温处理后，三相绕组绝缘电阻值均未增大，C相绝缘电阻仍偏低，A、B两相绝缘电阻与C相绝缘电阻的的差值仍然超过标准要求，说明该发电机定子绕组绝缘电阻三相不平衡并非是由定子绕组绝缘脏污及局部受潮引起的。

表2 定子绕组绝缘电阻表(发电机升温处理后)

2.2.2 发电机内部专项检查

在发电机升温处理未见效果后，进行了多次发电机内部专项检查，最终发现236槽上层线棒与下层线棒的U形纯水连接软管处有轻微渗水，如图3所示。为消除该缺陷，对漏水U形管进行了处理：①拆下漏水U型管，更换新的U形绝缘引水管；②启动纯水系统，新U形纯水连接软管处无漏水；③测量定子绕组绝缘电阻，C相绝缘电阻恢复；④回装新绝缘盒，并用浸环氧胶的玻璃丝带塞满固定。三相定子绕组绝缘电阻值见表3所示，由表3可知，将渗水U型管更换后，测量C相绝缘时有明显的吸收过程，且三相绝缘电阻的不平衡率满足标准要求，表明该U型管渗漏是造成三相绝缘电阻不平衡的最终原因。

图3 新U型管更换图

表3 定子绕组绝缘电阻表(新U型管更换后)

3 原因分析

绝缘电阻是表征电介质和绝缘结构之间的绝缘状态的最基本综合特性参数[7]，由于电气设备大多采用组合绝缘和层式结构，在直流作用下均有明显的吸收现象[8]，使外电路中有一个随时间衰减的吸收电流，若发电机定子绕组受潮、脏污或有贯穿性缺陷时，吸收现象不明显，绝缘电阻在很短的时间内稳定。

该发电机定子绝缘机构主要有云母带沥青浸胶绝缘和云母带环氧热固性绝缘。其绝缘结构属夹层复合绝缘，等值电路图如图4。

图4 复合绝缘介质等值电路图

发电机定子施加直流电压时，支路C1中通过的电流IC1叫做几何电容电流，它是由绝缘介质中弹性极化过程形成的，IC1衰减很快，其衰减过程可以由式(2)表示。从式(2)中可知，随时间按指数曲线而衰减，它与发电机线棒的几何尺寸、绝缘厚度、试验电压有关。支路R1包括体积电阻和表面电阻，通过的电流Ig叫泄露电流，Ig是恒定不变的，它受绝缘材料的性质、温度、湿度、线棒表面脏污程度和内部局部缺陷有关。R-C支路流过的电流Ia叫吸收电流，它缓慢衰减，其随时间衰减的曲线接近双曲线，可以用式(3)表示。吸收电流和绝缘结构、绝缘性能、所加电压大小有关，线棒受潮或脏污后，相当于在R-C支路并联一个很小的R′-C′支路，故并联后的R-C减小，吸收过程会缩短很快。该发电机主绝缘是含有云母、玻璃丝带、环氧等材料的复合夹层绝缘，所以正常情况下发电机定子绕组的吸收现象是很显著的；若线棒受潮或脏污时，吸收过程会大大缩短，总电流会迅速稳定，绝缘电阻在很短的时间内稳定。

(2)

式中：U为试验电压；RS为试验电源内阻。

(3)

式中，T-RC支路的时间常数。

该发电机三相定子绕组绝缘电阻均满足规程的要求，但是C相定子绕组绝缘电阻偏低且吸收比不合格，且在经过发电机端部清洗及升温处理后C相绝缘也未上升，表明发电机定子绕组并未局部受潮；而C相定子绕组绝缘吸收过程不明显，说明该缺陷可能是纯水回路轻微漏水引起的。该发电机236槽上层线棒与下层线棒的U形纯水连接软管处存在持续轻微漏水现象，且由于此U形管置于绝缘盒中，当发电机温度升高时，U形纯水连接软管处水分不易挥发，所以在直流作用下吸收电流迅速衰减，绝缘电阻很快稳定。更换新的U形管后，C相定子绕组绝缘电阻恢复且有明显的吸收过程。

4 结 语

1)为了避免水支路的影响，一般采用低压屏蔽法测量水内冷发电机定子绕组的绝缘电阻。当发电机水阻较低时，需增加仪器的容量来满足现场需求；实际测量过程中，汇水管对地绝缘偏低会造成试验回路屏蔽不良，导致测量值偏低，为了保证测量精度，实际测量中需加强汇水管对地绝缘。

2)当线棒受潮、脏污或存在内部缺陷，测量定子绝缘电阻时，绝缘电阻增长很慢，且没有吸收显著的吸收现象。因此，大型水内冷发电机通过测量定子绕组绝缘电阻能发现发电机绕组绝缘受潮、端部脏污等绝缘缺陷，同时通过试验手段能将缺陷暴露出来，并及时维护、处理，避免设备运行过程中发生重大事故，保证设备的安全、稳定运行。

3)大型水内冷发电机定子绕组三相绝缘电阻不平衡的故障很少见，但当故障出现时要基于理论分析，及时准确的找到故障点，以将缺陷、故障消除在初始状态。