發(fā)電機定子設(shè)備絕緣擊穿故障分析及處理

方世祿

(四川華能寶興河水電有限責任公司，四川雅安 625000)

1 概述

近年，水力發(fā)電行業(yè)快速發(fā)展，但在各電站機組運行中時常出現(xiàn)定子絕緣擊穿事故，因此，準確找出事故原因并迅速做出搶修措施對電站的安全經(jīng)濟運行具有非常重要的作用。筆者介紹了某電站2#機組出現(xiàn)的定子絕緣擊穿故障的原因及處理方法。

2 機組概況

該水電站是以發(fā)電為主的高水頭中型引水式電站，共裝三臺混流式機組。總裝機容量為3×65 MW。其主要性能指標:

發(fā)電機型號:SF-J65-12/4430;發(fā)電機額定容量:65 MW/72.2 MVA;發(fā)電機連續(xù)運行最大容量(將功率因數(shù)提高至1運行):72.2 MW;欠勵時對空載長線的最大充電容量:40 MVar;發(fā)電機進相運行深度:0.95;短路比:不小于1。

繞組形式:2Y，共234槽，每相78槽，每相上下層共156根線棒，3相共計468根線棒。

電抗:縱軸同步電抗Xd(飽和值/不飽和值)≤0.948/1.053(標么值);縱軸暫態(tài)電抗Xd’(飽和值/不飽和值)≤0.189/0.231(標么值);縱軸次暫態(tài)電抗Xd"(飽和值/不飽和值)≥0.157/0.189(標么值);橫軸次暫態(tài)電抗Xq"與Xd"的比值應(yīng)為1.12。

3 故障經(jīng)過及原因分析

3.1 絕緣擊穿故障的發(fā)生過程

2009年11月9日，該電站2#機組進入72 h試運行。在試運行階段，2#機組出口隔離刀閘AB相短路，進而發(fā)展成三相短路，經(jīng)過檢修及維護人員的處理，對2#機組出口隔離刀閘損壞部分進行了更換，檢查合格后恢復(fù)了72 h 試運行。在試運行及之后的商業(yè)運行階段，機組運行狀態(tài)良好，未發(fā)生任何故障與事故，機組各項指標均在主機制造廠家的技術(shù)說明書的要求以內(nèi)(圖1、2)。

圖1 短路時2#機組定子電流波形圖

圖2 短路時2#機組定子電壓波形圖

2010年4月10日，該電站2#發(fā)電機定子線棒絕緣在小修中進行2 Un 直流耐壓試驗時，定子線棒下端部絕緣連續(xù)擊穿，共擊穿16根線棒，擊穿部位均在下端部直線部位距槽口1～4 cm 處(表1、圖3)。

表1 故障后對部分擊穿線棒進行試驗數(shù)據(jù)表

圖3 A 相117號槽上層擊穿點示意圖

3.2 絕緣擊穿原因分析

筆者對引起該電站絕緣擊穿故障可能的原因進行了分析并做出了評估。常見的原因如下:

(1)過度的機械振動。未發(fā)現(xiàn)線棒和線圈端部的磨損，因此，過度的機械振動引起擊穿的原因可能性低。

(2)隔離開關(guān)燒毀并三相短路。數(shù)據(jù)顯示A相短路電流最高，這與A 相線棒擊穿最多是一致的(圖4)。

圖4 短路時2#機組出口隔刀燒毀示意圖

(3)下線操作質(zhì)量低。現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)擊穿的線棒大多分布在合縫周圍;端部發(fā)現(xiàn)未浸漬的綁扎，因此，下線操作質(zhì)量導(dǎo)致絕緣被擊穿的可能性高(圖5)。

圖5 發(fā)現(xiàn)未浸漬的綁扎帶

(4)絕緣材料的質(zhì)量問題。線棒均已通過先前所有的耐壓試驗，故由絕緣材料引起的絕緣被擊穿的可能性低。

(5)打槽楔時有可能造成線棒損傷。檢查時沒有發(fā)現(xiàn)其他線棒上有外部損壞。因此，該原因可能性低。

(6)槽側(cè)墊條過短。檢查時沒有發(fā)現(xiàn)擊穿的線棒上有外傷。故槽側(cè)墊條過短的可能性低。

(7)化學污染。檢查發(fā)現(xiàn)，故障后有氧化鐵和粉塵出現(xiàn)，但測量結(jié)果顯示，絕緣值和極化指數(shù)均在規(guī)定范圍內(nèi)。故其引起故障發(fā)生的可能性低。

根據(jù)以上各種可能性分析得出了最終原因:該電站定子絕緣線棒擊穿的根本性原因為:機組突然短路時線棒端部未浸漬的綁扎強度不足，導(dǎo)致線棒易損;單相短路沖擊使端部受力更加惡劣。

4 故障處理及恢復(fù)

4.1 臨時恢復(fù)

為了使2#機組能較快地進行發(fā)電運行，決定先對2#機組進行臨時恢復(fù)發(fā)電。為保證安全運行，需進行必要的試驗和處理以及保護定值的調(diào)整，具體如下:

(1)現(xiàn)場試驗標準參照中華人民共和國電力工業(yè)部電力行業(yè)標準DL/T 596《電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》。

(2)拆除故障線圈后，留在槽內(nèi)的繞組按照1.4 Un=19.3 kV 進行交流耐壓試驗。

(3)下線前的新線棒按照:2.75 Un +2.5=40.45 kV 進行交流耐壓。拆除后的舊線棒下線前按照25 kV 進行交流耐壓試驗。

(4)下層線圈下線后按照0.75(2.5 Un +2)=27.4 kV 進行交流耐壓試驗。

(5)對定子整體按照2 Un=27.6 kV 進行直流泄漏試驗、按照1.3 Un=17.94 kV 進行交流耐壓試驗。

(6)嵌回槽內(nèi)的新線棒盡量放在高電位槽，回裝的舊線棒盡量放在低電位槽。

(7)在臨時恢復(fù)過程中，為增強定子端部的穩(wěn)定性，對槽內(nèi)側(cè)面墊條填充完整;新下線棒綁扎繩要求均勻浸漬室溫固化絕緣膠，綁扎牢固后再在其表面涂刷室溫固化絕緣膠;對定子端部及定子線棒上、下層之間的舊綁扎帶進行注膠;在定子上、下層線棒加設(shè)槽口墊塊并綁扎固定，綁扎繩要求均勻浸漬室溫固化絕緣膠，綁扎牢固后再在其表面涂刷室溫固化絕緣膠。

(8)臨時恢復(fù)運行后，對2#機組發(fā)電機保護定值進行調(diào)整:

①過壓保護定值調(diào)整為1.2 Un，時限0.1 s(原為1.3 Un，時限0.3 s)。②定子一點接地保護時限調(diào)整為0.2 s(原為5.5 s)，三次諧波比率系數(shù)調(diào)整為1.3倍(原為1.5倍)。③啟機試驗時機組空載升壓電壓不超過1.1 Un。④發(fā)電機復(fù)合電壓過流保護過流I 段時限調(diào)整為0.5 s(原為2.2 s)，過流II 段調(diào)整為1 s(原為2.7 s，需與主變后備保護時限配合)。

(9)建議盡量減少2#機組起停機組的次數(shù)。將2#機組帶負荷運行控制在穩(wěn)定運行負荷區(qū)(80%額定負荷左右)。

(10)針對現(xiàn)場備品線棒數(shù)量不夠的情況，對損壞的線棒委托專門的制造商盡快進行修復(fù)。

4.2 永久恢復(fù)

為使2#機組長期安全運行，對2#機組進行了永久恢復(fù)。2#機組定子絕緣故障永久恢復(fù)方案要求更換全部定子線棒。明確在下線時的工藝要求為:上、下層間墊條需伸出鐵芯，槽內(nèi)側(cè)面墊條需填充完整。槽口需加裝槽口墊塊并綁扎牢固，上下層線棒之間增加層間軟端箍并綁扎牢固。所有綁扎線棒的綁扎繩要求均勻浸漬室溫固化絕緣膠，綁扎牢固后再在其表面涂刷室溫固化絕緣膠。在2#機組按永久方案修復(fù)后，按照新機組投運的標準完成相關(guān)試驗后再投入運行。

關(guān)于1#、3#機組，均按照2#機組的相關(guān)要求進行定子繞組端部固定結(jié)構(gòu)的完善，在大修時拔出適量的定子線棒抽樣進行絕緣性能試驗。

5 結(jié)語

綜上所述，該電站定子絕緣線棒擊穿的原因為:由于之前機組突然短路，使繞組產(chǎn)生過渡機械力，同時線棒端部未浸漬以及綁扎強度的不足，導(dǎo)致線棒易損(單相短路沖擊使端部受力更加惡劣)，使得在進行耐壓試驗時定子絕緣線棒被擊穿。因此，定子絕緣線棒下線的操作質(zhì)量非常重要，線棒綁扎需要嚴格按要求執(zhí)行。同時，機組短路對定子的沖擊影響較大，如出現(xiàn)機組短路故障，應(yīng)對機組絕緣做詳細檢查和試驗，以防止運行過程中出現(xiàn)絕緣擊穿事故。由于永久恢復(fù)需要較長時間，因此，機組恢復(fù)可在保證安全的情況下先進行臨時恢復(fù)，以達到最大的經(jīng)濟運行效益，在枯水期時再對機組進行永久恢復(fù)。

［1］鐘建偉，李孝平.發(fā)電機定子絕緣故障查找及現(xiàn)場處理［J］.電工技術(shù)，2006，27(9):84-85.

［2］趙永春.200 MW 發(fā)電機定子絕緣故障及缺陷分析［J］.中國電力教育，2010，26(增1):305-306.