某國產600 MW發電機定子端部絕緣燒損分析及處理

肖國振

(國華太倉發電有限公司，江蘇太倉215433)

神華國華發電企業在2000年后成批安裝國產600 MW汽輪發電機組，該系列機組為QFSN-600-2型水氫氫冷汽輪發電機，額定功率為600 MW、額定電壓為20 kV。定子線圈結構為上層和下層各42根線棒，60相帶三相雙層繞組，2支路并聯“Y”連接，線棒主絕緣厚度設計值為5.4 mm，定子端部固定結構采用美國西屋公司的剛-柔綁扎固定結構，絕緣等級為F級。國華N廠2號機于2005年11月14日首次并網，12月31日投入運行；國華T廠7號、8號發電機組分別于2006年1月26日和2005年12月8日投入運行。2006年2月N廠2號機組在檢修中發現發電機汽、勵兩端定子線棒均有絕緣放電燒損碳化現象，為此公司專業技術人員對故障產生的原因、處理辦法和預防性檢查措施進行了全面分析研究，初步摸索了該類型發電機預防性檢查、防暈治理、試驗驗收的辦法。在2007年，T廠相繼對7號和8號機組進行了相應預防性檢查，再次實現了發電機預防性檢查、防暈治理、試驗驗收的方案，各機組起機后長期穩定運行。該批次檢修、防暈治理、試驗參數確定所積累的經驗可供同類型發電機組的預防性檢查治理參考。

1 國華N廠2號機組絕緣損壞分析與修復

1.1 故障情況

在國華NT2號機組檢修中發現汽、勵兩端定子線棒各有1處絕緣燒損碳化現象，2個故障點在汽勵兩側的幾何位置相同，都在4號、5號槽上層線棒之間的（距汽、勵兩側端部槽口約80 cm）水籠帶斷口附近，其中5號線棒汽側主絕緣炭化較嚴重，主絕緣炭化深度約3 mm，如圖1所示。

1.2 發電機絕緣損壞原因分析

1.2.1 故障點清理檢查

為查明故障原因，對故障點表面進行清理。首先對線棒故障點燒損炭化物進行鐵磁性檢查，發現碳化物中無任何鐵磁物質存在，說明故障不是鐵磁物質發熱造成；然后對燒損線棒絕緣表面清理，發現故障線棒絕緣燒損碳化區域只發生在主絕緣外層，絕緣內層無燒損現象，說明燒損碳化過程是從外向內發展的，故障起點是在故障線棒絕緣外部，即熱源在線棒表面。

將4號、5號槽上層故障線棒拆除后，對其進行了交流耐壓試驗，試驗電壓30 kV/min，并對故障線棒解剖，發現內部絕緣無過熱痕跡，進一步證明故障起點在故障線棒絕緣外部，排除線棒導體發熱的可能。另外，故障點距離鐵心端部80 cm，通過排除法，分別排除了線棒導體發熱、鐵磁物質影響、鐵心發熱等可能因素，推出惟一可能是絕緣表面放電發熱造成絕緣表面燒損炭化。因此，對線棒的防暈性能進行了檢查。

發電機定子端部起暈的原因是裸露或絕緣導體周圍的氣體在電場作用下，發生局部游離的輝光放電現象。發電機定子繞組在通風槽口、斷部出槽口及隔相等處，其絕緣表面的電場分布是不均勻的。當局部場強達到臨界場強時，氣體發生局部放電（輝光放電），出現藍色的熒光，這是一種電暈現象。發電機在制造過程中，由于工藝原因，絕緣層間與股線間存在間隙，在溫度場作用下，尤其在機組起停引起的溫度變化循環作用下，間隙會沿線棒縱向逐漸增大。當工作電壓超過絕緣的起始放電電壓時，即產生局部放電。由局部放電引起的熱效應、機械效應和化學效應逐漸加劇，使定子絕緣性能進一步惡化，最終導致絕緣的損壞。當前各國對測量局部放電量來判定電機絕緣狀態的標準尚未取得一致意見，但是起暈試驗已被證實是監測和衡量電機絕緣狀態好壞的一種有效的手段。

1.2.2 防暈性能檢查

首先對單根線棒進行防暈試驗,為檢驗單根線棒的防暈性能，分別挑選了與故障發電機同批次和不同批次的線棒進行了起暈試驗和電暈發熱試驗，起暈試驗均合格[1]，即30 kV不起暈（標準1.5倍額定電壓）。但在電暈發熱試驗時發現所有試驗線棒兩側端部均有發熱現象，最高溫升24℃左右，具體數據如表1所示。試驗條件是模擬額定電壓為20 kV，加壓1 h。試驗儀器是10 kV·A交流耐壓裝置一套和FLIR紅外線成像儀。

表1 電暈發熱試驗數據表

試驗線棒的發熱點相同，均為中低阻防暈帶的搭接處，可能存在防暈缺陷。因為無標準可比，所以電暈發熱試驗只能作為防暈性能優劣的參考，但測量20 kV涂漆防暈結構線棒電暈發熱試驗時的最高點溫升只有10℃。

對照600 MW發電機上層線圈防暈加工制造的樣本，標定單根線棒電暈發熱試驗的熱點位置發現，線棒汽勵兩端中阻和低阻交界處溫升最高，且汽側高于勵側。測出上層故障線棒5號和1號線棒故障的確切位置，如圖2所示。5號線棒汽側燒損最嚴重，故障位置距離中低阻發熱處約100 mm，說明防暈層發熱不是造成絕緣燒損的直接原因。

圖2 故障點位置

為檢查故障發電機整機防暈性能，將2根故障線棒拆除后，在發電機汽勵兩側搭建暗室，進行了分相整機起暈試驗，接線方式為試驗相加壓，其他兩相接地。試驗結果如表2所示。整機起暈試驗結果說明起暈電壓很低（10 kV）。

表2 整機起暈試驗數據

1.2.3 試驗小結

根據以上試驗結果，判斷故障的原因。4號、5號槽上層線棒各處在不同相的高電位區域，線棒之間的電位差約20 kV（整機起暈電壓試驗證明起暈電壓約10 kV），且故障線棒之間存在水龍帶出口，加劇了故障處電場畸變，導致5號槽上層線棒故障處產生強烈的局部放電，使線棒表面絕緣材料碳化。絕緣碳化又加強了局部放電,如此惡性循環,最終造成5號槽上層線棒故障處的絕緣受損,并波及4號槽上層線棒對應的絕緣表面。所幸這次故障發現及時,未導致定子繞組相間短路的嚴重后果。

1.3 故障處理

1.3.1 起暈原因分析

從整機起暈試驗、單根線棒起暈試驗和電暈發熱試驗說明雖然單根線棒的起暈電壓較高（30 kV以上），但是整機的起暈電壓卻很低（10 kV）。通過觀察發現起暈點集中在隔相的綁帶處和線棒間的小間隙處。根據電暈原理分析，隔相的綁帶處起暈原因是綁帶綁扎工藝差，綁帶邊緣有飛邊、毛刺，并有起層和填充不實，形成尖端或小間隙，造成局部電場畸變，出現電暈放電，而這些尖端、毛刺、線棒間的小間隙全部是由于下線工藝差造成。

1.3.2 故障處理

根據起暈原因分析，將電暈故障發電機上層線棒全部更換，下層線棒做補暈處理，水籠帶出口位置由隔相改為同相的線棒間，并確定處理后的整機起暈試驗要求為：整機起暈電壓標準為1.1倍額定電壓（即22 kV）不起暈，交流耐壓試驗時無金黃色亮點、無灼傷痕跡。對下層線棒進行工藝改進，去除下層線棒兩側端部綁帶毛刺、尖角，去除絲狀物，并徹底進行清潔。對所有綁帶的邊緣徹底清理、修整，對綁帶邊緣補漆。處理后下層起暈試驗（22 kV以下不起暈）和耐壓（36 kV/min）符合要求。整機起暈試驗達到24 kV以下不起暈。該發電機故障處理后正常運行6個月，復查定子端部無電暈放電痕跡。

2 國華T廠發電機組預防性檢查

借鑒國華N廠2號發電機故障、檢查、試驗和處理的經驗，國華T廠在2007年相繼對7號和8號機組進行了整機起暈檢查和防暈處理，避免了發電機定子線棒燒損故障的發生。

2.1 7號發電機起暈試驗及處理

國華T廠7號發電機整機起暈試驗數據（定子冷卻水吹干后試驗）：氣溫24℃；機溫25℃；濕度54%。

（1）汽、勵兩側端部升壓至22 kV無起暈亮點，定子繞組各部溫升正常。

（2）勵側出槽口11點處有微弱熒光點，經檢查為絕緣漆脫落造成。

（3）汽、勵兩側絕緣引水管上各有一處微弱熒光點，經檢查為臟污造成。

（4）勵側連接線與支架結合處有一熒光點，經檢查為毛刺造成。

以上起暈點經清潔、刷低阻絕緣漆干燥處理后試驗，定子繞組A，B，C三相試驗電壓30 kV未見起暈點。可見，7號發電機起暈點處理后，發電機通風槽口、端部出槽口及隔相等處沒有輝光放電現象，定子繞組絕緣表面的電場分布均勻。防暈性能合格。

2.2 8號發電機起暈試驗及處理

8號發電機整機起暈試驗，試驗條件為：氣溫13℃；機溫15℃；濕度56%；A，B，C三相加壓22 kV，不起暈，但均有三處微弱熒光點。

（1）汽、勵兩側端部升壓至22 kV無起暈亮點，定子繞組各部溫升正常。

（2）A，B，C三相勵側端部各有三處微弱熒光點，經檢查為絕緣漆脫落造成。

對以上微弱熒光點進行清潔、刷低阻絕緣漆干燥處理后試驗，A，B，C三相加壓30 kV，不產生熒光點。8號發電機起暈點處理后，發電機通風槽口、端部出槽口及隔相等處沒有輝光放電現象，定子繞組絕緣表面的電場分布均勻。設備防暈性能合格。

3 結束語

綜上所述，定子線棒絕緣表面防暈層壓制工藝粗糙，線棒表面褶皺及毛刺多是造成整機起暈電壓低的主要原因。國華T廠7號、8號發電機定子線圈起暈性能略優于國華N廠2號機性能。

目前電力行業的交接試驗標準和預試標準均無起暈試驗內容，發電機制造行業只對單根線棒的起暈電壓有明確要求，還沒有整機起暈電壓標準的國標和行業標準。建議整機起暈標準為：整機起暈電壓不低于24 kV，交流耐壓時無金黃色亮點、無灼傷痕跡；整機起暈試驗安排在夜晚。試驗條件為在搭建發電機起暈試驗暗室，用肉眼和紫外呈像儀同時觀察。發電機整機起暈試驗不僅可以有效判斷發電機的防暈性能，而且還可發現線棒之間間隙小、綁帶綁扎差、綁帶邊緣有飛邊毛刺及填充不實等工藝質量問題。整機起暈試驗也可作為檢驗發電機制造和檢修質量的一個新判據，值得同類機組借鑒和推廣。

[1]JB/T 56082—1996，汽輪發電機 產品質量分等[S].