大型水內冷發電機定子繞組絕緣電阻不平衡分析

張 敏，呂曉雯，何 強

(中國長江電力股份有限公司三峽水力發電廠，湖北 宜昌 443000)

發電機投運前、檢修后，都必須進行發電機定子繞組絕緣電阻測量及直流耐壓試驗。通過測量發電機定子繞組絕緣電阻和進行定子直流耐壓試驗，是判斷發電機絕緣狀況[1-2]、保證機組安全穩定運行的重要手段。在測量定子繞組絕緣電阻時，絕緣的等效電路是電阻和電容的混合電路，在充電過程中絕緣體會逐漸吸收電荷，該現象稱為“吸收現象”。由于大型發電機定子繞組對地電容量大，吸收現象和極化現象較顯著，吸收比對反映定子繞組絕緣受潮較為靈敏。水內冷發電機定子繞組絕緣電阻測量不同于空冷發電機，水回路對測量結果影響較大，必須采用低壓屏蔽法。

某電站1臺水內冷發電機額定電壓為20 kV，額定容量為777.8 MVA，該發電機在一次檢修中發現C相定子繞組絕緣電阻較A、B兩相偏低。為查找該發電機定子繞組三相絕緣電阻不平衡的原因，首先對該發電機定子繞組上下端部進行清洗，然后升高發電機內部溫度，但C相定子繞組絕緣電阻仍未恢復；最后經過多次發電機內部專項檢查，最終發現236槽上層線棒與下層線棒的U形純水連接軟管處有輕微滲水，更換該U形絕緣引水管后，C相定子繞組絕緣恢復。

1 水內冷發電機定子繞組絕緣電阻測量原理

1.1 低壓屏蔽法

對于水內冷發電機定子繞組絕緣電阻測量一般采用低壓屏蔽法[3-4]。由于水內冷發電機定子繞組存在水路系統，測量定子繞組絕緣電阻時，一部分電流IX流過定子繞組，另一部分電流Ik流過冷卻水，若兩者混合在一起，則不能準確測量定子繞組的絕緣電阻，因此必須采用低壓屏蔽法將兩者電流區分開來。

1.2 測量原理

發電機定子繞組絕緣測量接線及原理如圖1、圖2所示。

圖1 發電機定子繞組絕緣電阻測量接線圖

圖2 發電機定子繞組絕緣電阻測量原理圖

圖1中：水內冷絕緣搖表E為接地端；G為屏蔽端；H為加壓端；R1為定子繞組與匯水管間特氟龍管內冷卻水電阻；R2為匯水管對地絕緣電阻；RX為定子繞組對地絕緣電阻。

圖2中：U為直流電壓源；R1為定子繞組與匯水管間特氟龍管內冷卻水電阻；R2為匯水管對地絕緣電阻。當R2足夠大時，匯水管對地的電流很小，即流過冷卻水的電流Ik經過R1后直接流回到直流電壓源U，微安表uA所測量電流即為定子繞組對地絕緣電阻的泄露電流IX，則根據公式Rx=U/IX可以得出發電機定子繞組絕緣電阻RX。由于定子繞組與匯水管間特氟龍管內冷卻水電阻R1比發電機定子繞組對地絕緣電阻RX小。當匯水管對地絕緣電阻R2為零或比較小時，流過冷卻水的電流Ik經過R1后會經過R2分流導致流經微安表uA的電流IX增大，從而使發電機絕緣測量值比真實值小，因此實際運行中需加強匯水管對地絕緣，提高匯水管對地絕緣電阻R2，保證測量值更接近真實值。由于在測量發電機定子絕緣電阻時，需開啟純水系統，線棒中水回路易產生極化電勢，因而在未施加試驗電壓前微安表uA可能已經有了指示，這時必須進行極化補償即接入一大小相等方向相反的電勢進行補償。

(1)

式中：RA為微安表內阻；R2為匯水管對地絕緣電阻。

2 發電機定子繞組絕緣電阻三相不平衡原因查找及處理

2.1 問題出現

文獻[5]推薦的發電機定子繞組絕緣電阻最低允許值規定，即在40℃時，每相定子繞組對地最低絕緣電阻值不低于2(UN+1)MΩ，以該機為例應不低于42 MΩ，且各相絕緣電阻的差值不大于最小值100%。

某電站1臺水內冷發電機在一次檢修過程中，發電機定子三相絕緣電阻值均大于42 MΩ，但C相定子繞組的絕緣電阻較A、B兩相絕緣電阻偏低且吸收比不合格，具體數據見表1。從表1中可看出，A、B兩相絕緣電阻與C相絕緣電阻的差值分別為249.4%、208.4%，均超過文獻[5]中“定子各相絕緣電阻的差值不大于最小值100%”的規定。

由于三相定子繞組絕緣電阻均滿足規程的要求，說明發電機三相定子繞組主絕緣良好，定子繞組主絕緣受損、老化及受潮導致整體絕緣性能下降的可能性不大；而C相定子繞組絕緣電阻偏低，導致三相不平衡，故該缺陷產生的原因可能性有：①發電機定子繞組端部臟污；②發電機定子繞組局部絕緣受潮[6]；③發電機定子繞組純水回路發生滲漏。

表1 定子繞組絕緣電阻表

2.2 處理過程

2.2.1 發電機升溫處理

經檢查，該發電機線棒端部油污較重，首先用專用洗滌劑清洗該發電機定子線棒上下端部，然后開啟風洞內基坑加熱器升高發電機內部溫度，蒸發繞組內部水分，以提高繞組的絕緣性能。一段時間后測量定子繞組絕緣電阻，發現C相絕緣電阻值仍然偏低，數據見表2。對比分析表2和表1中的數據，經過發電機升溫處理后，三相繞組絕緣電阻值均未增大，C相絕緣電阻仍偏低，A、B兩相絕緣電阻與C相絕緣電阻的的差值仍然超過標準要求，說明該發電機定子繞組絕緣電阻三相不平衡并非是由定子繞組絕緣臟污及局部受潮引起的。

表2 定子繞組絕緣電阻表(發電機升溫處理后)

2.2.2 發電機內部專項檢查

在發電機升溫處理未見效果后，進行了多次發電機內部專項檢查，最終發現236槽上層線棒與下層線棒的U形純水連接軟管處有輕微滲水，如圖3所示。為消除該缺陷，對漏水U形管進行了處理：①拆下漏水U型管，更換新的U形絕緣引水管；②啟動純水系統，新U形純水連接軟管處無漏水；③測量定子繞組絕緣電阻，C相絕緣電阻恢復；④回裝新絕緣盒，并用浸環氧膠的玻璃絲帶塞滿固定。三相定子繞組絕緣電阻值見表3所示，由表3可知，將滲水U型管更換后，測量C相絕緣時有明顯的吸收過程，且三相絕緣電阻的不平衡率滿足標準要求，表明該U型管滲漏是造成三相絕緣電阻不平衡的最終原因。

圖3 新U型管更換圖

表3 定子繞組絕緣電阻表(新U型管更換后)

3 原因分析

絕緣電阻是表征電介質和絕緣結構之間的絕緣狀態的最基本綜合特性參數[7]，由于電氣設備大多采用組合絕緣和層式結構，在直流作用下均有明顯的吸收現象[8]，使外電路中有一個隨時間衰減的吸收電流，若發電機定子繞組受潮、臟污或有貫穿性缺陷時，吸收現象不明顯，絕緣電阻在很短的時間內穩定。

該發電機定子絕緣機構主要有云母帶瀝青浸膠絕緣和云母帶環氧熱固性絕緣。其絕緣結構屬夾層復合絕緣，等值電路圖如圖4。

圖4 復合絕緣介質等值電路圖

發電機定子施加直流電壓時，支路C1中通過的電流IC1叫做幾何電容電流，它是由絕緣介質中彈性極化過程形成的，IC1衰減很快，其衰減過程可以由式(2)表示。從式(2)中可知，隨時間按指數曲線而衰減，它與發電機線棒的幾何尺寸、絕緣厚度、試驗電壓有關。支路R1包括體積電阻和表面電阻，通過的電流Ig叫泄露電流，Ig是恒定不變的，它受絕緣材料的性質、溫度、濕度、線棒表面臟污程度和內部局部缺陷有關。R-C支路流過的電流Ia叫吸收電流，它緩慢衰減，其隨時間衰減的曲線接近雙曲線，可以用式(3)表示。吸收電流和絕緣結構、絕緣性能、所加電壓大小有關，線棒受潮或臟污后，相當于在R-C支路并聯一個很小的R′-C′支路，故并聯后的R-C減小，吸收過程會縮短很快。該發電機主絕緣是含有云母、玻璃絲帶、環氧等材料的復合夾層絕緣，所以正常情況下發電機定子繞組的吸收現象是很顯著的；若線棒受潮或臟污時，吸收過程會大大縮短，總電流會迅速穩定，絕緣電阻在很短的時間內穩定。

(2)

式中：U為試驗電壓；RS為試驗電源內阻。

(3)

式中，T-RC支路的時間常數。

該發電機三相定子繞組絕緣電阻均滿足規程的要求，但是C相定子繞組絕緣電阻偏低且吸收比不合格，且在經過發電機端部清洗及升溫處理后C相絕緣也未上升，表明發電機定子繞組并未局部受潮；而C相定子繞組絕緣吸收過程不明顯，說明該缺陷可能是純水回路輕微漏水引起的。該發電機236槽上層線棒與下層線棒的U形純水連接軟管處存在持續輕微漏水現象，且由于此U形管置于絕緣盒中，當發電機溫度升高時，U形純水連接軟管處水分不易揮發，所以在直流作用下吸收電流迅速衰減，絕緣電阻很快穩定。更換新的U形管后，C相定子繞組絕緣電阻恢復且有明顯的吸收過程。

4 結 語

1)為了避免水支路的影響，一般采用低壓屏蔽法測量水內冷發電機定子繞組的絕緣電阻。當發電機水阻較低時，需增加儀器的容量來滿足現場需求；實際測量過程中，匯水管對地絕緣偏低會造成試驗回路屏蔽不良，導致測量值偏低，為了保證測量精度，實際測量中需加強匯水管對地絕緣。

2)當線棒受潮、臟污或存在內部缺陷，測量定子絕緣電阻時，絕緣電阻增長很慢，且沒有吸收顯著的吸收現象。因此，大型水內冷發電機通過測量定子繞組絕緣電阻能發現發電機繞組絕緣受潮、端部臟污等絕緣缺陷，同時通過試驗手段能將缺陷暴露出來，并及時維護、處理，避免設備運行過程中發生重大事故，保證設備的安全、穩定運行。

3)大型水內冷發電機定子繞組三相絕緣電阻不平衡的故障很少見，但當故障出現時要基于理論分析，及時準確的找到故障點，以將缺陷、故障消除在初始狀態。