發(fā)電機直流耐壓試驗泄漏電流不平衡原因分析

蔣大偉，于龍濱，牛 李，高 岳

(1.遼寧東科電力有限公司，遼寧 沈陽 110179；2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧 沈陽 110006)

在發(fā)電機交接試驗工作中，發(fā)電機定子繞組直流耐壓和泄漏電流試驗是不可或缺的，可以靈敏地反映夾層絕緣的內(nèi)部受潮及局部松散斷裂、絕緣的沿面炭化等狀況，能有效地反映發(fā)電機定子繞組絕緣內(nèi)部的集中性缺陷[1]。

赤峰新城熱電分公司1號發(fā)電機系哈爾濱電機廠有限責(zé)任公司生產(chǎn)的QFSN-300-2汽輪發(fā)電機組，該機于2016年12月進行交接試驗，在進行發(fā)電機直流耐壓試驗時，出現(xiàn)了泄漏電流三相不平衡的狀況，B相泄漏電流較大，為A相、C相的5～7倍，不符合GB 50150—2016《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)》關(guān)于發(fā)電機定子繞組直流耐壓試驗和泄漏電流測量的相關(guān)規(guī)定。結(jié)合現(xiàn)場實際情況，經(jīng)過多次處理及試驗，最終試驗數(shù)據(jù)合格。

1 發(fā)電機直流耐壓試驗基本原理

1.1 低壓屏蔽法原理

赤峰新城熱電分公司1號發(fā)電機為水內(nèi)冷汽輪發(fā)電機組，其直流耐壓試驗宜采用低壓屏蔽法，其原理圖如圖1所示。直流耐壓試驗是用較高的直流電壓來測量發(fā)電機定子繞組絕緣電阻，同時在升壓過程中監(jiān)測泄漏電流，通過不同電壓等級的泄漏電流變化情況判斷絕緣狀況，有助于及時發(fā)現(xiàn)絕緣缺陷、老化及受潮等。

圖1 低壓屏蔽法直流耐壓試驗原理圖

1.2 直流耐壓試驗特點

發(fā)電機直流耐壓試驗因試驗電壓較高，通過測量泄漏電流，能更有效地反映發(fā)電機定子繞組絕緣內(nèi)部的集中性缺陷。可以從電壓和電流的對應(yīng)關(guān)系中判斷絕緣狀況，如圖2所示。曲線1：良好的絕緣泄漏電流隨電壓直線上升，且電流值小；曲線2：絕緣受潮，泄漏電流較大；曲線3：絕緣中有局部缺陷或集中性缺陷存在，泄漏電流超標(biāo)；曲線4：如0.5倍試驗電壓附近泄漏電流迅速增長，說明絕緣損壞嚴(yán)重，有擊穿的危險。

圖2 試驗電壓與泄漏電流關(guān)系圖

2 發(fā)電機直流耐壓試驗數(shù)據(jù)分析

赤峰新城熱電分公司1號發(fā)電機主要技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1 發(fā)電機主要技術(shù)參數(shù)

2.1 首次直流耐壓試驗

首先測量該機的絕緣電阻和吸收比，試驗數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 發(fā)電機絕緣電阻測量試驗數(shù)據(jù)

該機首次直流耐壓試驗數(shù)據(jù)見表3。

依據(jù)表3，即可畫出發(fā)電機直流耐壓試驗的試驗電壓與泄漏電流關(guān)系圖，如圖3所示。

表3 發(fā)電機直流耐壓試驗數(shù)據(jù)(首次)

圖3 發(fā)電機首次直流耐壓試驗的試驗電壓與泄漏電流關(guān)系圖

由表3可知，當(dāng)試驗電壓達到40 kV以后，B相泄漏電流為A相和C相泄漏電流值的5倍以上，不滿足GB 50150—2016《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)》4.0.5的相關(guān)要求，即發(fā)電機直流耐壓試驗，各相泄漏電流的差別不應(yīng)大于最小值的100%[2]，且圖3中B相泄漏電流曲線與圖2中的曲線3極為相近，依此可判斷發(fā)電機定子繞組絕緣中存在局部缺陷或集中性缺陷的可能性較大。

2.2 泄漏電流偏大原因分析

經(jīng)過對現(xiàn)場實際情況的了解，現(xiàn)場施工過程中，在發(fā)電機勵側(cè)端蓋和汽側(cè)端蓋安裝前，有近1個月的時間內(nèi)并未對發(fā)電機勵側(cè)和汽側(cè)進行封閉處理，施工過程中現(xiàn)場難免有灰塵在空氣中漂浮，有很大的可能灰塵會進入發(fā)電機膛內(nèi)。故引起泄漏電流偏大的可能性有：①發(fā)電機定子繞組主絕緣受潮；②機端套管和中性點套管的臟污問題；③發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣處工藝不良造成;④發(fā)電機勵側(cè)端部臟污；⑤發(fā)電機汽側(cè)端部臟污;⑥發(fā)電機定子繞組某處存在磨損或砂眼。

絕緣電阻是表征電介質(zhì)和絕緣結(jié)構(gòu)之間絕緣狀態(tài)的最基本綜合性特性參數(shù)。由于電氣設(shè)備大多采用組合絕緣和層式結(jié)構(gòu)，在直流電壓下均有明顯的吸收現(xiàn)象，使外電路中有一個隨時間衰減的吸收電流，在電流衰減過程中測得2個瞬間電流值(或轉(zhuǎn)換成相應(yīng)的瞬時電阻)，利用其比值即可檢驗絕緣是否嚴(yán)重受潮或存在局部缺陷[3]。發(fā)電機定子繞組受潮后，其絕緣電阻阻值及吸收比會有所降低，根據(jù)GB 50150—2016《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)》4.0.3的相關(guān)規(guī)定，測量發(fā)電機定子繞組的絕緣電阻和吸收比，各相絕緣電阻的不平衡系數(shù)不應(yīng)大于2，對環(huán)氧粉云母絕緣吸收比不應(yīng)小于1.6。由表2絕緣電阻及吸收比數(shù)據(jù)，結(jié)合現(xiàn)場溫度、濕度情況可以看出，發(fā)電機三相絕緣電阻阻值及吸收比均滿足要求，發(fā)電機定子繞組主絕緣不存在受潮問題，故引起泄漏電流偏大的第1種情況(即發(fā)電機定子繞組主絕緣受潮)可以排除。

2.3 第2次直流耐壓試驗

發(fā)電機結(jié)構(gòu)復(fù)雜，不便于安裝、拆卸，且該發(fā)電機勵側(cè)端蓋和汽側(cè)端蓋已經(jīng)安裝完畢，相關(guān)密封工作也已經(jīng)完成。針對本次試驗的現(xiàn)場情況，按照由外到內(nèi)、由易到難的處理原則，首先對發(fā)電機外部的機端套管及中性點套管進行處理，使用有機溶劑詳細擦拭各相出線套管以及相關(guān)部位后重新進行試驗[4]，數(shù)據(jù)見表4。

表4 發(fā)電機B相直流耐壓試驗數(shù)據(jù)(第2次)

由表4可知，當(dāng)試驗電壓達到40 kV以后，B相泄漏電流值仍然很大，與表3數(shù)據(jù)無太大差別，依此可以判斷B相泄漏電流偏大并非機端套管和中性點套管的臟污所引起，故引起泄漏電流偏大的第2種情況(即機端套管和中性點套管的臟污問題)可以排除。

2.4 發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣施加直流電壓測量

排除了前2種情況以后，發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣是否良好成為引起直流耐壓泄漏電流偏大的重點排查對象。發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣為現(xiàn)場施工，絕緣材料的質(zhì)量及工藝的好壞都會對泄漏電流的大小有所影響。

首先用鋁箔紙對發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣進行包裹，如圖4所示，分別對發(fā)電機定子繞組A相、B相、C相施加20 kV直流額定電壓，用手包絕緣測量桿測量發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣的表面直流電位，試驗數(shù)據(jù)見表5。

表5 發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣施加直流電壓測量試驗數(shù)據(jù)

表5中A、B、C三相的機端和中性點側(cè)的泄漏電流值均小于20 μA，滿足DL/T 596—1996《電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》表1(容量為6 000 kW及以上的同步發(fā)電機的試驗項目、周期和要求[5])的相關(guān)要求，引起泄漏電流偏大的第3種情況(即發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣處工藝不良造成)可以排除。

圖4 發(fā)電機手包絕緣試驗示意圖

2.5 第3次直流耐壓試驗

經(jīng)以上試驗，可初步判斷發(fā)電機定子繞組主絕緣、機端套管、中性點套管、發(fā)電機定子繞組端部手包絕緣處均不應(yīng)存在問題，造成泄漏電流偏大的原因應(yīng)由發(fā)電機勵側(cè)端部或汽側(cè)端部臟污引起。為減少施工工作量及降低難度，首先打開發(fā)電機勵側(cè)端蓋，經(jīng)反復(fù)擦拭，確保發(fā)電機勵側(cè)端部的清潔，如圖5所示，處理后，對發(fā)電機定子繞組B相進行絕緣電阻測量及直流耐壓試驗，數(shù)據(jù)見表6、表7。

表6 發(fā)電機B相絕緣電阻測量試驗數(shù)據(jù)

表7 發(fā)電機B相直流耐壓試驗數(shù)據(jù)(第3次)

由表7可知，B相第3次直流耐壓試驗時，總電流較第1次和第2次有所增加，主要是由于發(fā)電機定子內(nèi)冷水水質(zhì)有所下降，但仍在試驗允許范圍內(nèi)。當(dāng)試驗電壓達到40 kV以后，泄漏電流雖然不在合格范圍內(nèi)，但與第1次試驗數(shù)據(jù)(表3)和第2次試驗數(shù)據(jù)(表4)相比，已經(jīng)有了大幅下降，說明發(fā)電機勵側(cè)端部臟污是造成泄漏電流偏大的一部分原因。

圖5 發(fā)電機勵側(cè)端部

2.6 第4次直流耐壓試驗

經(jīng)過前面的試驗，打開發(fā)電機汽側(cè)端蓋雖然難度較大，但也勢在必行。對發(fā)電機汽側(cè)定子端部進行擦拭，確保發(fā)電機汽側(cè)端部的清潔，處理后對發(fā)電機進行絕緣電阻測量及直流耐壓試驗，數(shù)據(jù)見表8、表9、表10及圖6。

依據(jù)表9，即可畫出發(fā)電機直流耐壓試驗的試驗電壓與泄漏電流關(guān)系圖，如圖6所示。

表8 絕緣電阻測量(第4次直流耐壓試驗前)

表9 發(fā)電機直流耐壓試驗數(shù)據(jù)(第4次)

表10 發(fā)電機絕緣電阻測量試驗數(shù)據(jù)(第4次直流耐壓試驗后)

圖6 發(fā)電機第4次直流耐壓試驗的試驗電壓與泄漏電流關(guān)系圖

由表9、圖6可知，在任一試驗電壓下，三相泄漏電流都較為平衡，且泄漏電流并沒有隨著時間的延長而增大，符合GB 50150—2016《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)》4.0.5關(guān)于發(fā)電機定子繞組直流耐壓試驗和泄漏電流測量的相關(guān)要求。圖6中泄漏電流值隨試驗電壓的升高基本呈直線上升趨勢，且電流值小，與圖2中的曲線1極為接近。試驗結(jié)果合格。

經(jīng)過多次處理與試驗，赤峰新城熱電分公司1號發(fā)電機交接試驗中的直流耐壓與泄漏電流測量試驗通過。

3 防范措施及結(jié)果判斷

為保證發(fā)電機直流耐壓試驗的準(zhǔn)確性，避免重復(fù)試驗，試驗前應(yīng)對發(fā)電機機端套管、中性點套管等部位進行清掃、擦拭。

施工過程中，在安裝發(fā)電機勵側(cè)端蓋及汽側(cè)端蓋前，應(yīng)對發(fā)電機本體做好密封工作，避免灰塵、異物等進入發(fā)電機膛內(nèi)。

試驗結(jié)果的分析判斷如下。

a. 泄漏電流隨時間的變化。現(xiàn)象：泄漏電流隨時間的增長而升高；分析結(jié)果：高阻性缺陷和絕緣分層、松弛或者潮氣浸入絕緣內(nèi)部。

b. 泄漏電流劇烈擺動。現(xiàn)象：電壓升高到某一個狀態(tài)，泄漏電流出現(xiàn)劇烈擺動；分析結(jié)果：絕緣有斷裂性缺陷。大部分出現(xiàn)在槽口或者端部離地近處，或出現(xiàn)套管有裂紋。

c. 各相泄漏電流相差過大。現(xiàn)象：各相泄漏電流相差超過30%，充電現(xiàn)象正常；分析結(jié)果：缺陷部位遠離鐵芯端部或者套管臟污。

d. 泄漏電流不成比例上升。現(xiàn)象：同一相相鄰試驗電壓下，泄漏電流隨電壓不成比例上升超過20%；分析判斷：絕緣受潮或者臟污。

e. 充電現(xiàn)象不明顯。現(xiàn)象：無充電現(xiàn)象或充電現(xiàn)象不明顯，泄漏電流增大；分析判斷：這種現(xiàn)象大多是受潮，嚴(yán)重的臟污或有明顯貫穿性缺陷。

4 結(jié)束語

發(fā)電機直流耐壓試驗時，沒有電容電流，僅有很小的泄漏電流，線棒絕緣表面也就沒有明顯的壓降，線棒端部雖離鐵芯遠，但沿端部表面絕緣的電壓分布均勻，端部承受的電壓基本不變，因而可以反映端部絕緣存在的缺陷。

引起發(fā)電機直流耐壓試驗泄漏電流較大的情況，絕大多數(shù)情況下為發(fā)電機機端套管、中性點套管、勵側(cè)定子端部、汽側(cè)定子端部臟污所至，其次考慮現(xiàn)包絕緣工藝問題，定子繞組存在磨損或砂眼的情況較為罕見。

在定期檢修時，對絕緣要清掃和清理表面污損，干枯的間隔墊片要修補, 冷卻系統(tǒng)應(yīng)當(dāng)調(diào)整、修改，要根據(jù)振動分析，檢查槽楔松動情況，對電機繞組匝間絕緣進行試驗或絕緣診斷，以此為基礎(chǔ)進行絕緣性能的傾向管理[6]。

[1] 冉 旺.發(fā)電機直流耐壓試驗泄漏電流過大的分析處理[J].廣東電力，2016，29(5)：92-96.

[2] 電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗標(biāo)準(zhǔn)：GB 50150—2016[S].

[3] 劉希志. 電氣設(shè)備絕緣分析及測試[J].東北電力技術(shù)，2007，28(12)：44-46.

[4] 王健軍.發(fā)電機直流泄漏電流不平衡原因及試驗方法研究[J].東北電力技術(shù)，2003，24(2)：1-3.

[5] 電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程：DL/T 596—1996[S].

[6] 李英存. 電機絕緣診斷和壽命的延長[J].東北電力技術(shù)，1998，19(1)：61-64.