發電機定子繞組線棒絕緣擊穿故障分析

趙貴前

（國網新源北京十三陵蓄能電廠，北京 102200）

某廠4臺奧地利制造的發電機于1995年投產，額定容量為222 MVA，電動額定容量為218 MW，額定電壓為13.8 kV，額定電流為9 288 A。定子機座分2瓣，幾何外形為正八邊形,對邊尺寸為6 600 mm，高度3 450 mm，重178 t。定子機座內圈均勻分布有30根定位筋支撐方鋼，且與5層環板和下環相接，形成Φ5 364的定位筋配合面。定子鐵芯由0.5 mm厚的優質硅鋼片(型號V285Q-50 A)交錯疊壓而成，鐵芯高2 500 mm，內徑為4 300 mm。定子繞組為雙層疊繞整數短節距繞組，F級環氧粉云母少膠VPI線棒絕緣體系，圈式線圈，由60匝單玻璃絲包聚酯漆包扁銅線組成。定子總槽數180個，極距15 mm，節距12 mm，每相并聯支路數3個。

1 發電機定子繞組線棒絕緣擊穿情況

1.1 發生過程

2012年，2號發電機安裝了局部放電在線傳感器后進行定子繞組交流耐壓試驗。試驗前，絕緣電阻、吸收比及極化指數，定子繞組分支及總體直流電阻，定子繞組直流耐壓及泄漏電流，定子鐵芯壓緊螺栓絕緣電阻測量等項目均合格。定子繞組交流耐壓試驗采用的是串聯諧振耐壓，耐壓值為20.7 kV(1.5 Un)。首先進行A相耐壓，電壓值升到18 kV時，聽到較響的放電聲，且放電后失諧，儀器高壓側直接斷開。檢查相關位置，未發現異常放電痕跡，打開耦合器底板檢查二次線，接線良好，用2 500 V搖表測量A-BC-地的絕緣，絕緣電阻值為1.56 GΩ。B相正常升壓到20.7 kV，保持1 min，通過。C相耐壓試驗時，加壓到17.6 kV，發生了與A相類似的放電現象，儀器失諧，高壓側自動斷開；同樣用2 500 V搖表測C-BA-地的絕緣電阻，電壓升到500 V時，絕緣電阻值為118 kΩ。分別測量C-地，電壓升到400～500 V，絕緣值為100 kΩ；測量C-B，電壓升至2 500 V，絕緣值為1.67 GΩ；測量C-A，電壓升至2 500 V，絕緣值為1.05 GΩ。將C相的3個耦合器全部甩開，再用搖表測C-地絕緣，電壓升至500 V，絕緣值為161 kΩ。從絕緣電阻測量結果可以初步判斷，C相對地主絕緣發生擊穿。

1.2 故障位置確認

首先將A，B相短接，再用5 000 V絕緣搖表對AB相充電5 min，對C相放電，觀察放電點。經過2次試驗，確認為143號槽上層線棒槽口處發生了放電。經檢查，143號槽上層線棒為C相，下層線棒為A相。

A相第1次升壓后出現放電，但是未發現放電燒灼痕跡，測量絕緣電阻也未發現異常。后采取升壓燒故障點的方法，確定故障位置為162號槽。162號槽上下層線棒均為A相。

1.3 準確位置查找

將定子吊出機坑，確認143號槽及162號槽的故障線棒是上層線棒還是下層線棒。將C相143號、A相162號線棒上端部焊開，將上下層線棒分開，用2 500 V搖表分段測量絕緣電阻。從測量結果得出：143號及162號槽均為上層線棒出現絕緣故障。2根故障線棒拔出后，檢查發現2根線棒擊穿部位非常相似，均在線棒上端部出槽口附近，具體擊穿點均位于線棒絕緣繞制的倒角處。

2 原因分析

2.1 線棒狀態檢查分析

故障位置均為上層線棒出槽口里側線棒一側倒角處，線棒所處均為高電位，故障位置有絕緣腐蝕缺損。

根據這幾個特征，在定子繞組中又找出3根線棒(41號、81號和53號槽線棒)，將其端部焊開后分別進行試驗，耐壓值為22.5 kV。其中一根在升壓至20.05 kV時放電，對該線棒第2次升壓，升壓至4.5 kV時放電擊穿，擊穿位置相同。

將故障線棒拔出，從故障點剖開，檢查線棒內部絕緣狀況。

(1) 故障點處的內絕緣(143號)存在部分主絕緣分層現象，但是同一剖面的其他位置的主絕緣用肉眼看不出明顯的分層，絕緣整體性尚可。

(2) 同一剖面上線棒的主絕緣厚度不一致，在場強相對集中的線棒倒角處絕緣厚度相對較薄。

(3) 擊穿部位：從防暈內屏蔽金屬條開始直線延伸到倒角，穿透。防暈內屏蔽金屬條同一直線相交以外的絕緣層在擊穿倒角處幾乎蝕損殆盡，而沒有發生擊穿的倒角沿防暈內屏蔽金屬條一線相交處以外的絕緣基本沒有發生蝕損。

DL/T492-2009《發電機環氧云母定子繞組絕緣老化鑒定導則》規定，對“運行年久(一般運行時間在20年以上)”或“運行或預防性試驗中多次發生絕緣擊穿或必要時”應進行絕緣老化鑒定試驗。考慮到發電機已運行近20年，又在預防性試驗中出現了絕緣擊穿，因此對這臺發電機定子上層剩余線棒進行抽檢。按上述3個故障外在特征，通過窺鏡對存在電腐蝕缺損跡象的線棒進行觀察，最終確定對1號、61號、84號上層線棒進行檢查。將這3根線棒上下端頭分別焊開，使得線棒獨立出來，在槽內進行絕緣老化鑒定試驗。絕緣老化鑒定試驗包括：①介質損失角試驗；②電容增加率試驗；③局部放電量試驗；④介電強度試驗。同時，另外選一根新線棒做同樣的試驗作為參考標準。試驗結果表明，3根線棒基本合格，且外觀和解剖檢查沒有發現絕緣嚴重分層發空、固化不良、失去整體性、局部放電嚴重(絕緣內部)和股間絕緣破壞等老化現象，也就是說該線棒絕緣老化程度輕微。

2.2 絕緣擊穿原因分析

2.2.1 電暈放電導致線棒主絕緣受損

大量的運行經驗表明，發電機事故通常是由定子絕緣損壞引起，且多由局部放電或電暈導致，因它們對絕緣材料有強烈的腐蝕作用，使半導體層耗失，主絕緣損傷，并不斷被啃蝕。該廠發電機最初技術規范要求，單根線棒起暈電壓為20.7 kV，組裝整體起暈電壓為15.18 kV，但實際情況遠遠沒有達到要求。從目前(已運行16年)的試驗結果看，整機起暈電壓大約為3 kV，單根起暈電壓大約為6 kV。通過紫外攝像試驗檢查，在單相額定電壓為8 kV時，電暈放電非常嚴重，除了線棒直線段外，幾乎每一根上層線棒出槽口處都有不同程度的電暈放電，大多數上層線棒還有不同程度的絕緣缺損，部位都在上端部、層間位置，距離出槽口約3 cm處。該處是機械模壓段與熱縮模壓段的結合部位，屬低阻與高阻的過渡部位。故障線棒擊穿點均位于線棒絕緣缺損部位的倒角處。所以，該廠線棒在防暈結構(包括安裝工藝)的設計和制造上并不完善。

對上述線棒狀態的檢查分析表明，該廠發電機線棒絕緣老化并不明顯，線棒端部絕緣良好并無間隙性缺陷，定子繞組絕緣按電壓分布，所以能夠通過直流耐壓試驗。但交流耐壓作用于線棒絕緣內部的電壓分布及擊穿性，能更好地反映電機的工作狀態。當線棒出槽口倒角處絕緣損失后厚度不足以抵抗介電強度和應力強度時，線棒內屏蔽金屬條位置是線棒絕緣層中間最容易開裂而形成的放電通道，這樣內外夾擊，會使主絕緣擊穿。143號槽線棒絕緣最差，不僅是因為線棒擊穿點倒角的絕緣蝕損最嚴重，而且因為其沿內屏蔽金屬條一線的絕緣具有分層現象，這是其他故障線棒所沒有的。所以，143號槽線棒一次耐壓在17.6 kV時就被擊穿了，而其他線棒首次耐壓并沒有擊穿，只是發生了電暈放電，線棒絕緣表面擊穿，然后再次或多次耐壓沖擊后才使得主絕緣擊穿。

2.2.2 制造工藝差，線棒絕緣厚度不均，倒角處絕緣厚度薄弱

查看廠家圖紙，線棒直線段主絕緣設計厚度為3 mm，端部主絕緣設計厚度為4 mm，倒角處厚度與其他部位一致。現場將線棒剖開后，發現線棒倒角部位絕緣最薄。實際測量端部絕緣厚度，橫剖面長邊部位絕緣厚度為4 mm，短邊部位為3 mm，倒角部位僅為2.5 mm。由于加工工藝等原因，線棒倒角處絕緣厚度并未達到設計要求，加上長期的電暈腐蝕，使線棒倒角處絕緣厚度更小，如擊穿的4根線棒倒角處絕緣厚度只有1.25 mm。在機組運行中，線棒倒角處的場強相對更高，而此處的絕緣卻最薄弱，因而容易被擊穿。

可見，由于廠家設計的絕緣裕度不夠，防暈設計不理想，導致了電暈的發生。初期，電暈引起的電腐蝕導致電化學反應，分解材料中的有機物，而后電暈逐步發展為火花放電，使主絕緣產生缺損及絕緣性能下降。廠家在線棒加工制作過程中，主絕緣未達到設計厚度，且絕緣厚度不均勻，在倒角處場強最集中的部位絕緣薄弱。加之故障線棒運行中工作電壓較高，出槽口部位既是電磁環境最惡劣的地方，也是機械加工的過渡區域，機械特性最為薄弱。設計、制造、運行環境等多種因素疊加在一起，最終導致線棒存在薄弱區域，使線棒整體絕緣水平降低。

4 預防措施

(1) 對于運行中發生電機定子線棒出槽口電暈的處理，目前現場只采用重新補涂半導體漆的方法。該方法只要工藝得當，補涂完整，就能夠起到減弱電暈的作用。

(2) 減少線棒不可逆傷害累積，維持發電機定子繞組絕緣正常使用壽命。針對現有絕緣狀況，重新研究制定發電機電氣預防性試驗方案，《規程》中規定，檢驗發電機繞組匝間和相間絕緣的感應耐壓試驗電壓值為1.3 Un，運行20年以上的發電機預防性試驗交流耐壓值為(1.3～1.5)Un。

(3) 加強發電機運行狀態檢測，規范在線局部放電監測裝置管理，確實發揮其作用，將線棒槽電暈放電和出槽口電暈放電這種類型的局部放電納入在線監測范圍。

(4) 按照DL/T492-2009《發電機環氧云母定子繞組絕緣老化鑒定導則》盡快安排對其他3臺機組運行線棒進行老化鑒定試驗，對發電機定子繞組絕緣進行整體的分析評估，研究制定合理的技術改造或大修方案，防止因電暈問題導致發電機定子絕緣事故。

(5) 編制應急預案，不僅在組織上、備件材料上要有準備，更要對現有運行控制及繼電保護作全面檢查，保證自動控制和繼電保護動作及時準確，做到設備可控、能控、在控。