水轮发电机定子绕组绝缘故障试验查找

付朝霞

(北京十三陵蓄能电厂，北京 102200)

某抽水蓄能机组于1996年投产，为三相、立轴、空冷、半伞、同步可逆式机组。机组发电额定容量222 MVA，电动额定容量218 MW，额定电压13.8 kV，额定电流9 288 A，三相三支路星接，中性点不接地运行。定子绕组为180槽双层叠绕棒形绕组，整数短节距，定子线棒为F级环氧粉云母少胶VPI绝缘体系，线棒安装采用弹性绕组安装系统(EWB)。该机组每年安排一次C级检修，并于2006年进行了首轮A级检修，A级检修吊检定子和转子。此次检修中发现定子线棒出槽口存在电腐蚀现象。

空冷黄绝缘抽水蓄能机组由于其特殊的运行方式，容易产生电腐蚀。尤其是出槽口处，由于电位梯度大，场强集中且不均匀，若线棒表面和槽壁失去电接触，在高电压作用下，就极易发生高能量的容性放电，产生电腐蚀。

在A修中，对出槽口处电腐蚀采用半导体硅胶在线棒与齿压板之间进行“搭桥”处理，保证线棒槽部分良好的地电位。

1 试验项目安排

在2012年进行的机组C级检修期间，发电机安排有一项非标项目，即局放耦合器的安装。

定子绕组的常规C修试验项目包括：定子绕组绝缘电阻、吸收比及极化指数，定子绕组分支及总体直流电阻，定子绕组直流耐压及泄漏电流，直流耐压为2.5 Un(34.5 kV)。所进行的试验项目其试验数据均符合相关规程规定，且与历史数据比较没有明显变化。

C修试验完成后，发电机进行局放耦合器安装。耦合器安装于三相各分支的汇流排上。将安装点的主绝缘打磨掉，露出铜导体与耦合器连接，安装完成后对绝缘进行重新包扎处理。

耦合器安装完成24 h后，安排的试验项目包括：定子绕组绝缘电阻及吸收比，定子绕组直流耐压及泄漏电流，定子绕组端部局部泄漏试验，定子绕组交流耐压试验。

绝缘电阻、直流耐压及泄漏电流、局部泄漏试验的结果均符合规程规定，且与耦合器安装前的试验结果相比无明显差别。然后进行定子绕组的交流耐压试验。

2 故障经过

交流耐压试验采用的是串联谐振耐压，耐压值为1.5 Un，即20.7 kV。耐压时被试相首尾短接，非被试相短接接地。

(1) A相试验时，当电压升至18 kV时，听到机坑内传出一声响亮的放电声，从声音判断，放电点在A相161—162槽附近。放电后失谐，仪器高压直接断开。

(2) B相试验时，正常升压至20.7 kV，耐压时间为1 min，试验过程未出现异常闪络或放电，试验通过。

(3) C相试验时，加压至17.6 kV，发生了与A相类似的放电现象，失谐，高压自动断开。观察C相的放电位置在141—143槽附近。

3 故障位置查找

A，C相放电现象相似，放电声音响亮，判断声音是从出槽口、绕组端部、汇流排等部位发出。

A相在耐压试验异常放电后，无论是目视检查还是绝缘测量，均未发现A相绕组存在明显异常。C相耐压试验异常放电后测量绝缘电阻，发现绝缘已经击穿，因此先从C相寻找故障点。

3.1 C相故障位置查找

C相出现放电现象后，用2 500 V摇表测量绝缘电阻，具体测量结果见表1。

表1 C相绝缘测量结果

甩开C相新装的3个耦合器，再摇C-地绝缘，电压升至500 V，绝缘值161 kΩ，排除耦合器的问题。从绝缘电阻测量结果初步判断，C相发生的是线棒绝缘对地击穿故障。

C相绕组在耐压试验时主绝缘已经击穿，但仍有100 kΩ的绝缘，属于中低阻接地，未完全死接地。因此，决定采用“大电容放电法”，即用5 000 V绝缘摇表充放电观察放电点，以确认故障点位置。

将AB相短接，用5 000 V绝缘摇表对AB相充电5 min，然后对C相放电，观察放电点。初步确认为143槽上层线棒槽口处放电。

3.2 A相故障位置查找

目视检查A相161、162槽附近相关位置，未发现异常放电痕迹。打开耦合器检查，一、二次接线均良好，未发现异常。检查周围位置，也未发现放电痕迹。

用2 500 V摇表测量A-BC-地的绝缘，绝缘电阻值为1.56 GΩ，绝缘电阻数值与试验前相比未发现有明显变化。

无论是目视检查还是绝缘测量，均未发现A相绕组有明显异常，因此决定对A相采用“加压观察法”查找。“加压观察法”是对故障相和地之间加压，观察定子绕组是否有放电声和火花或烟缕。

升压至8.5 kV时，机坑内162槽附近出现较严重放电声，并观察到162槽槽口处、线棒与齿压板之间出现电火花，但此时仪器未失谐，故手动降压。检查162槽上下层线棒层间，发现有类似烧灼痕迹。

为了加快A相绕组故障点绝缘的烧穿，向162槽内注半导体胶，与齿压板进行搭接，使162槽内线棒接地良好。

注胶后，再用2 500 V摇表测量A-BC-地的绝缘，绝缘电阻值为2.65 GΩ。

再次升压至5 kV，仪器失谐，高压断开，无放电声，观察162槽有烟缕冒出。

此时用2 500 V摇表测量A-地绝缘，电压仅升至153 V，绝缘值为37.4 kΩ，A-BC的绝缘电阻为1.98 GΩ。

根据以上试验结果，初步确定A相故障为162槽线棒绝缘对地击穿，但未明确故障位置在上层线棒还是下层线棒。

4 故障线棒确认

定子吊出后，首先进行的工作是检查确认143号槽及162号槽故障线棒为上层线棒还是下层线棒。

打开定子上下护板后，用中频焊机将C相143号、A相162号线棒上端部连接板解焊，将上下层线棒分开，再用2 500 V摇表分段测量绝缘电阻。具体测量结果如表2所示。

表2 故障位置线棒绝缘测量结果

从测量结果可以准确判断出：143号及162号槽均为上层线棒出现绝缘对地故障。

5 故障原因

故障线棒拆除后进行的检查发现，2根线棒的击穿部位非常相似，均位于线棒上端部出槽口附近，击穿部位有明显的电腐蚀侵蚀烧灼痕迹，外绝缘有磨损。

6 结论

(1) 直流耐压试验无法发现出槽口处的绝缘缺陷，而交流耐压试验较易发现槽口处的绝缘缺陷。

(2) “加压观察法”和“大电容放电法”查找定子绕组故障点，均适用于接地部位在出槽口及端部等可视部位的对地故障情况。

(3) 对于空冷黄绝缘机组，由于其定子出槽口处复杂的场强分布及易脏污等特点，易发生电腐蚀。长期的电腐蚀对主绝缘的侵蚀，会导致主绝缘缺失变薄，在耐压试验中易出现对地击穿故障。

大型水轮发电机定子绕组发生绝缘击穿时，如果处理不当，极易使故障扩大，从而增加修复难度，延长修复工期。因此，在试验查找故障过程中，应慎重选择试验方法，避免故障范围的扩大。