发电机定子绕组端有关问题探讨.doc

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1、发电机定子绕组端部表面电位外移试验经验及有关问题探讨朱宇成 闫帅（华电天津军粮城发电有限公司 天津）摘 要：介绍用发电机定子绕组端部表面电位外移试验所发现和处理的几次发电机定子手包绝缘及端部绝缘盒存在的事故隐患。关键词：电位外移 发现 事故隐患1 引言发电机定子引线手包绝缘及端部绝缘盒结构存在制造缺陷，是发电机绝缘薄弱点，容易发生短路事故。为此，中国华北电力联合公司下发“（1992）华北电联发字第61号文”要求开展国产200MW、300MW汽轮发电机定子线圈端部电位外移测量工作。国家电力公司在2000年，颁布了防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，在第11.2.1中，要求加强对大型发电机环型

2、接线、过度引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照电力设备预防性试验规程（DL/T5961996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。我厂5号发电机定子端部91年发生A、C相短路，8号发电机定子在小修直流耐压试验过程当中发现A、B端部相间绝缘击穿，并且全国范围内也有不少同类国产机组发生此类问题，因此避免此类事故的发生在当时来讲显得非常紧迫。根据以上文件的要求，我厂高压试验班相继对58号发电机在大修中开展了发电机定子绕组端部表面电位外移试验工作，通过此项工作的开展，确实发现和消除了一些设备存在的隐患,积累了一些经验。为设备的安全运行提供了可靠的保证。 2 电

3、位外移的原理及标准2.1 电位外移的测试示意图见图12.2 定子水内冷线圈施加电压后等值电路图见图2发电机定子水内冷绕组施加直流电压后,等值电路如上图所示。图中:C1、R1为被测部位的单位体积电容及电；C2、R2为被测部位以外的单位体积电容及电阻；R3为经微安表接地的串接电阻；R4为端面表面单位长度的电阻；CY、RY为定子引水管电容及电阻；CH、RH为汇水管对地电容及电阻；CX、RX为被测部分以外的对地电容及电阻；V、A为静电电压表和微安表。L(厘米)LxLk0UX%X引水管锡箔纸水盒锥形头铁芯芯线K图1 电位外移的测试示意图图2 定子水内冷线圈施加电压后等值电路图2.3 原理分析:当其他参数

4、在正常范围内时,可以近似用图2中的等值电路代替:在绝缘正常时随槽口外距离不同,绕组表面上的电位也有差异,距糟口位置越远电位值越高,故在相同测试位置下，A点处测得电压值取决于R1及R3值的分压比，当R3一定时,测量处电压值可以相对反映出被测部位的绝缘状态。在A点处有两部分电流组成,一部分经R4流过绝缘表面,此部分电流通常很小可以忽略,而另一部分经Rl流过绝缘体积内部,绕组加压后电容电流和吸收电流很快消失,余下的电导电流在R3上产生压降,即电位外移出来。通过静电电压表直接读取或通过微安表的数值换算得到定于绕组端部手包绝缘表面对地电位即电位外移。对于线棒的渐开线及线棒的槽口处也能分辨出来电位的变化。

5、采用测量发电机端部线棒的电位外移的方法能寻找缺陷。2.4 标准：2.4.1 中国华北电力联合公司下发“（1992）华北电联发字第61号文”初步标准l 新机投产前小于1000伏l 投产后小于20003000伏2.4.2 电力设备预防性试验规程（DL/T5961996）项目周期标准说明发电机定子绕组端部手包绝缘表面对地电位1）交接时2）大修时3）小修时4）必要时1）直流试验电压值为Un2）测试结果一般不大于下表值机组状态测量部位不同Un下之限值（KV）15.751820交接时或现场处理绝缘后手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头1.01.21.3端部接头（包括引水管锥体绝缘）及过渡引线并联块1.51.7

6、1.9大修时；小修时手包绝缘引线接头及汽机侧隔相接头2.02.32.5端部接头（包括引水管锥体绝缘）及过渡引线并联块3.03.53.81） 200MW及以上国产水氢氢汽轮机发电机应进行试验，其它机组不作规定。2） 交接时，若厂家已进行过试验，且有试验记录者，可以不进行试验。而交接时在现场包裹绝缘的过渡引线并联块必须在绝缘施工后进行。3） 定子端部表面极端赃污时（如事故后等）可采用测量局部泄漏电流的方法来试验，标准规定如下：表中表面电位法中限值为1、2、3KV，则局部泄漏电流法相应电流限值为10、20、30A，其余依此类推。3 机组技术参数 型 式：QFQS-200-2；励磁电压：445V；制造

7、厂：北京重型电机厂制造冷却方式：水、氢、氢；励磁电流：1765A额定功率：200MW；功率因数：0.85；额定电压：15750V；周 率：50周/转额定电流：8625A；相 数：3额定转速：3000转/分； 接线方式：YY4 缺陷的发现和处理(1)1994年10月31日，5号机大修中进行定子绕组端部表面电位外移试验， 试验采用电压法，用静电电压表测量，试验电压：15750V，无水条件下。试验结果：励侧、汽侧，锥体处、绝缘盒根部所测电压均在500V以下，励侧“22号绝缘盒根部”所测电压均在1700V。发电机6只引出线手包绝缘测量值均在合格范围内。1994年11月26日，更换绝缘盒后复试，励侧“2

8、2号绝缘盒根部”所测电压在1000V以下，试验条件同1994年10月31日。(2)6号机大修中，1995年7月6日，6号机定子绕组端部表面电位外移试验，试验方法及试验条件与5号机相同。试验中发现，发电机6只引出线手包绝缘测量值均在合格范围内，汽、励两侧所有锥体部均超标。绝缘盒根部超标及接近超标电压值见表3。表1 绝缘盒根部超标及接近超标电压值线棒编号（汽侧）20232628303436383945表面电位值 （V）9002200线棒编号（汽侧）192040424446表面电位值 （V）32005200线棒编号（励侧）26273233365152表面电位值 （V）10002000线棒编号（励侧）

9、2324253034表面电位值 （V）41005000根据这种情况，我们采取了两种方法。（1）拆下，更换；（2）补一层绝缘。对2000V以上的绝缘盒根部及锥体用方法（1），对2000V以下的用方法（2）。为了检验方法（2）的效果，我们对汽侧盒根部的22号、28号、39号及励侧32号盒根部进行了处理，在7月13日的试验中全部合格。7月20日，对全部处理后的锥体再次进行测试，结果，锥体全部合格，绝缘盒根部励侧：36号；汽侧：25号、30号、34号、35号超标，再次进行处理，均小于500V。(3)7号发电机的端部表面电位外移试验共发现两次问题，分别为1993年11月的大修和2002年9月进行的大修试

10、验中发现的。第一次：1993年11月28日，采用电流法，试验情况与5号、6号机相同。（一）汽侧共54根线棒全部合格。（二）发电机6只引出线手包绝缘测量值均在合格范围内。（三）励侧共54根线棒中，除以下11根外，其余数值均在2A以下，都在合格范围内。表2 励侧超标数值线棒编号锥 体（A）盒根部（A）处理后试验结果（A）310870151003516804217807218100191001111001148011680152801541001第二次：02年9月21日，采用电流法，试验情况与5号、6号机相同。（一） 汽、励侧54根线棒，108个测试点中，除汽侧以下4点外，其余数值均在2-5A以下属

11、合格范围内。表3励侧超标数值线棒编号处理前 锥 体（mA）处理前 绝缘盒根部（mA）处理后试验结果（A）23553376544156350764（二） 电机6只引出线手包绝缘测量值均在合格范围内。4.4 8号发电机小修停机热态下进行定子绕组直流耐压试验，根据部颁电气设备预防性规程我们对8号机做了绝缘预防性试验，在定子绕组直流耐压试验过程中A、B相间绝缘击穿，对此我们做了一系列试验并发现了缺陷部位。4.4.1 定子绕组的直流耐压及泄漏在氢纯度98%，内冷水导电度1.0的条件下我们测量了定子绕组的绝缘电阻，试验数据间表1 。表4 绝缘电阻（氢纯度98%，内冷水导电度1.0）相 别ABC时 间（秒）

12、156015601560 阻 值（M）300400290380280380吸 收 比1.331.311.324.4.2 做直流泄露及耐压时首先对A相加压，考察A相与B、C相之间的绝缘及A相对地绝缘，以0.5UN间隔升压，当电压升至28kV时，控制柜过流保护动作，退电压后对A相重新测量绝缘电阻，阻值为200M，重新加压，二次加压时电压还没升到10kV就发生了跳闸，为了验证控制柜是否有问题，也为了检查A相绝缘是否良好，决定对C相加压试验，试验证明C相绝缘良好，同时也反映了A相绝缘可能存在缺陷，我们又对B相进行了升压试验，电压也升不上去，由此初步判断A、B相间绝缘可能发生了击穿。绕组的直流耐压及泄漏

13、，试验数据间表2 。表5 泄露及耐压（氢纯度98%，内冷水导电度1.0）相别电流A 电压kV7.87515.7523.6531.5A12013517528kV时击穿BA、B相间绝缘击穿无法加压C1101401702004.4.3 缺陷的查找94年8月22日，对A相及B相进行绝缘测量发现A、B相间绝缘已经损坏。为了找出缺陷点，我们利用冲击的方法进行了试验。瞬间的能量释放将使绝缘薄弱处产生火花并伴随声响，试验中观察到发电机励侧有放电火花放电，拆端盖检查发现第54槽爬电及第2槽线棒端部手包绝缘处有损伤痕迹。第2槽属于B相，54槽属于A相。4.4.4 定子线棒端部绝缘的全面性检查为了全面检查定子线棒的

14、端部绝缘情况，我们对汽侧、励侧定子绕组端部进行了表面电位外移试验，施加15.75kV直流电压，测量结果表明电位外移在2kV以上者占全部总数的48.2%，在3kV以上者占41.2%，在6kV以上者占14.0%。根据（1992）华北电联发字第61号文的标准，电位外移在2kV以上者须要进行处理。8号机定子绕组端部表面电位外移试验数据见附录表1。4.4.5 缘缺陷的处理对于存在缺陷的线棒我们进行了如下处理： 剔除不合格的端包绝缘，用丙酮进行清洁处理。 对发电机水内冷系统进行动压试验，检查有无渗漏点。 用B级粉云母绝缘带配合专用绝缘胶重新缠绕端包绝缘。 用经过绝缘处理的无碱玻璃丝带将端部绝缘包紧。 浇注

15、环氧树脂固化，然后用涤纶绳将各个线棒端部连接固定。 经过绝缘处理后我们重新进行了试验，线棒端部电位外移数值合格。5 不同试验方法的比较由于发电机定子绕组端部表面电位外移试验在当时是一项新推广的试验项目，所以试验方法也在摸索阶段。用电压法对发电机定子端部表面电位外移试验时需要试验设备有较大容量，准备起来很不方便，我们根据测量电位外移的原理试用了测量泄露电流的方法。就是将电压加在端包的表面测量经过端包绝缘的泄露电流，这样只需要容量较小的直流发生器就能完成试验，我们曾在94年8月进行的8机大修中做了比较试验，我们发现二种方法的试验结果基本上是一致的。试验数据见表6。表6 电压法与电流法试验结果比较

16、施加电压 15.75kV槽号电压kV电流A槽号电压kV电流A槽号电压kV电流A槽号电压kV电流A24.43561.612107.5190147.518031.0977.5180117.5180151.0745.45681.02121.880161.01151.01097.5170131.07174.91206 结论通过以上四台200MW发电机定子绕组端部表面电位外移试验，我们觉得这项试验的开展对发电机定子绕组端部缺陷的预防和处理提供了很好解决办法，避免由于端部缺陷而引发的事故。7 试验周期的探讨现行的电力设备预防性试验规程，要求在小修中进行电位外移试验，但是每次小修的周期很短，没有特殊情况就不

17、会抽转子，所以这项试验就无法进行。我们建议尽快召开专门的会议商讨、解决这个问题。附录表1 8号机定子绕组端部表面电位外移试验数据槽号电压（kV）电压（kV）槽号电压（kV）电压（kV）励侧汽侧励侧汽侧修前修后修前修后修前修后修前修后011.01.03.31.028*4.0/1.51.0/1.01.0023.63.81.4291.01.0031.01.01.0302.21.0041.01.0311.01.0051.03.0321.01.5061.24.31.0331.81.5071.02.64.71.0341.01.0081.02.9353.41.01.0096.01.03.0362.01.01

18、0*7.5/7.01.0/1.01.037*2.6/1.01.0/1.01.6116.61.04.81.0385.61.02.7126.01.04.31.0396.01.01.0134.01.04.01.0403.71.01.0146.01.04.51.0413.81.01.0153.51.04.01.0421.01.0166.01.03.01.0433.61.02.0174.81.01.5441.03.71.0184.01.01.2457.51.01.019*1.6/1.51.246*1.0/1.02.8201.02.5473.21.02.2211.07.51.0483.81.01.6221.07.51.0495.01.07.51.0231.07.51.0501.01.0242.27.51.0517.51.03.81.0251.06.01.0521.03.81.0267.51.01.5531.02.3271.02.2543.62.5注：打*者为内外两层，上边数据为外层。