水輪機組診斷性試驗與狀態趨勢預測

蔣志松，李奇艷，羅周維，彭威龍

（1.湖南五凌電力工程有限公司，湖南 長沙 410000；2.湖南省水電智慧化工程技術研究中心，湖南 長沙 410004）

1 引言

水電機組的安全可靠運行關系到電廠、電網的安全性和經濟性[1]，而發電機則是整個水電廠中最重要的設備之一，因此極有必要對發電機的狀態進行掌握和診斷，尤其是發電機絕緣的診斷和預測。我們常說的故障診斷是事后診斷，是在設備出現異常或故障后進行診斷和原因分析，往往這時已造成無法挽回的損失，這種方法也與當前推行的狀態檢修理念背道而馳。

一般情況下，設備的故障多是漸變發生的，由量變逐步發展到質變，最后引發故障。因此，我們可以通過發電機的診斷性試驗以檢測發電機的絕緣情況及預測未來一段時間內發電機的狀態趨勢，提早發現故障征兆，及時進行相關處理和修復，可避免發電機發生重大事故，提高發電機運行的可靠性和安全性，保障電力系統安全運行。

2 水輪發電機的絕緣狀態診斷方法

水輪發電機的診斷性試驗主要圍繞發電機定子繞組的絕緣而展開。我們知道，絕緣結構是電氣設備的重要組成部分，它的作用是當電氣設備通電后，隔離導電部分與地，形成電壓差，絕緣結構上承受工作電壓。絕緣結構能否承受工作電壓以及可能產生的過電壓，其性能直接影響到電氣設備的運行安全和使用壽命。絕緣材料在長期運行后其性能會漸趨劣化，對發電機定子繞組進行診斷性試驗，可以發現絕緣結構是否存在缺陷及老化現象，通過評價定子繞組絕緣的狀態趨勢，可為現場檢修和改造提供重要技術支撐。

2.1 定子繞組的絕緣電阻阻

絕緣電阻測試是我們最常進行的試驗項目，現場使用最廣泛，它的原理是以絕緣電阻值來表示的穩態漏導電流。

當發電機的絕緣結構清潔、干燥、性能良好時，漏導電流很小，吸收電流則相對較大，測得的絕緣電阻值隨時間的延長而增大，吸收比、極化指數也較大，這時我們判斷繞組絕緣良好。當發電機的絕緣結構沾污、受潮、老化時，漏導電流增加很多，遠遠大于吸收電流初始值，這時所測發電機絕緣的吸收比、極化指數值就會明顯下降，我們認為繞組絕緣不良或有缺陷。測量絕緣電阻對于檢查發電機絕緣的臟污、整體受潮與貫穿性缺陷反映靈敏。大型發電機由于電容量較大，其絕緣的吸收過程相對較為慢，可能長達數分鐘甚至數十分鐘，故采用吸收比或極化指數更能準確的反映絕緣結構的受潮情況。在現場測試時，預防性試驗規程要求環氧粉云母絕緣的發電機每相定子繞組的吸收比不應小于1.6或極化指數應不小于2.0。

2.2 泄漏電流和直流耐壓

泄漏電流試驗也是施加直流電壓，基本原理和絕緣電阻測量一樣，只是施加的電壓高得多，直流耐壓試驗一般與泄漏電流試驗一同進行。由于泄漏電流和直流耐壓試驗電壓較高，它比絕緣電阻試驗能發現更多的問題，特別是定子繞組的端部缺陷問題。

直流泄漏電流大小通常與絕緣材料的種類、試驗時的現場溫度、絕緣結構的受潮、老化等情況有關。絕緣良好時，在規程要求的電壓范圍內，發電機絕緣的泄漏電流隨施加電壓的升高而增大，兩者之間表現為線性關系。如果發電機絕緣結構中存在集中性缺陷，當施加電壓達到一定數值后，絕緣的泄漏電流將迅速增加，泄漏電流與外施電壓表現為指數關系。發電機絕緣的缺陷越嚴重，泄漏電流非正常增加的電壓值就會越低，當外施電壓持續升高，所測泄漏電流會急劇增加，絕緣發熱，損耗增加，最終可能導致絕緣熱擊穿。一般來說，我們可以通過泄漏電流的表現來判斷定子繞組端部的絕緣故障種類。

檢修時，定子繞組的泄漏電流和直流耐壓試驗應在發電機停機后，還未清除污穢前的熱狀態下進行，這樣能夠較為真實的反映發電機運行時的絕緣狀態。

2.3 端部手包絕緣表面電位檢測

表面電位法是直流泄漏電流測試的一種有效的補充測試方法。即是對需要檢查的絕緣表面包上臨時的測量電極（0.01～0.02 mm的鋁箔紙），并串聯100 MΩ的接地電阻，在該電極和繞組導線之間施加額定電壓值的直流高壓，測量該電阻上的電壓降或泄漏電流值。該方法具有直流耐壓試驗不可替代的優點。

當發電機定子繞組端部手包絕緣存在的工藝缺陷時，采用整相加壓的泄漏電流和直流耐壓試驗數據很可能變化不大，三相繞組泄漏電流平衡且合格，但是手包絕緣接頭處仍存在嚴重的工藝缺陷。表面電位測試方法具有很強的針對性，專門測試端部絕緣情況，可有效的檢測出端部絕緣的局部缺陷。該試驗最初主要是針對汽輪發動機而制定，但目前該方法已在水輪發電機上得到推廣和運用，部分水電站已將其做為了大修項目，不只滿足于通過直流耐壓或目測檢測發現情況后再采用該方法定位或確定。

2.4 繞組介質損耗角正切及增量的檢測

介質損耗是在交流電場作用下絕緣材料的電能損耗。介質損耗包括了以下幾個方面：（1）電導損耗，由漏導電流引起的；（2）偶極性損耗，這是外電場作用下偶極子定向所引起；（3）附加損耗，是由介質結構不均勻引起的，如介質中含有水分、氧化鐵、氣體等[2]。

絕緣材料的介質損耗角與絕緣材料、溫度、濕度、試驗頻率和電場強度有關。當電場強度較低時，外施電壓對介質損耗角正切值無影響，這時的tanδ和初值tanδ0相當。隨著外施電壓達到某一臨界值，絕緣層內夾雜的氣體開始電離，tanδ開始急劇增大。當絕緣受潮時，漏導電流將增加；絕緣老化時，極化現象將加重，這些都將使tanδ和△tanδ增加。因此，在同一條件下測定tanδ和△tanδ，就可以掌握絕緣老化和受潮程度，并可作絕緣趨勢分析[3]。DL/T 492《發電機定子繞組環氧粉云母絕緣老化鑒定導則》中規定，當額定電壓下的tanδ≥6，同時，額定電壓下的tanδ與起始游離電壓下tanδ之差≥4時，表明發電機絕緣已老化。額定電壓下的tanδ與起始游離電壓下tanδ之差達到2.5%時，應加強監視。

2.5 離線局部放電測量

發電機在電、熱、機械應力等的作用下，絕緣材料會緩慢老化，這些因素的聯合作用會使繞組松動和絕緣分層，嚴重時甚至會在繞組端部產生導電的通道，最終導致定子繞組絕緣故障。局部放電現象是發電機定子繞組老化的重要特征。

當絕緣層內部或絕緣層與繞組銅線之間、絕緣層與鐵心槽部形成氣隙時，隨著電壓的升高，存在氣隙的部位將產生不同程度的放電現象，由于放電引起絕緣的腐蝕，隨著放電的集中使腐蝕孔加深，而其他部分的橋接又使劣化規模擴大，直至絕緣破壞。

發電機離線局部放電檢測通常采用脈沖電流法，所測量的是視在放電量。發電機局部放電的測量系統由試驗電壓施加裝置和局部放電檢測單元兩部分組成。試驗電壓施加裝置部分的原理與工頻交流耐壓試驗完全相同，僅區別于所施加電壓大小的不同。在局部放電檢測單元部分，局部放電信號通過耦合電容器、耦合裝置拾取，采用局部放電測量儀測量和記錄局部放電電荷量Qmax，其最高試驗電壓為額定相電壓。

不同制造廠的設計、生產條件和絕緣結構不同，不同類型的發電機的試驗結果采用絕對值進行直接比較不準確。一般認為，在額定相電壓下測得的局部放電量值小，同時局部放電起始電壓較高，我們認為該發電機的局部放電水平是可以接受的、正常的；當在額定相電壓下所測得的局部放電量較大，而局部放電起始電壓又較低時，則說明發電機的局部放電比較嚴重，需進一步查找主要放電部位和診斷其發生原因。

2.6 端部電暈檢測

發電機端部電暈的檢測是發現定子繞組端部絕緣缺陷的有效方法，有暗室目測法和紫外成像裝置檢測法，檢測結果和圖譜直觀，便于判斷。發電機的電暈現象是由于發電機內定子繞組絕緣表面的某些部位，由于電場分布不均勻，導致局部的場強過強，就會造成附近空氣電離，從而引起輝光放電等現象。發電機的電暈現象就是發電機局部的放電現象。雖然電暈現象發生時，發電機本身局部放電的強度并不高，但是這種現象發生會對絕緣體的材料產生相對影響，可以降低絕緣體材料的相關性能。發電機的電暈現象是造成發電機內定子線圈絕緣體損壞的主要原因之一。

3 發電機絕緣狀態評價與預測

以電氣量試驗因子作為權重量化取值的主要模塊，結合電力系統發電機試驗專家系統，建立發電機絕緣狀態水平指數層次分析模型，量化評估發電機當前的絕緣老化狀態。參照ICEMENERG統計的診斷絕緣狀態的評價標準，詳見表1。

表1 發電機絕緣狀態的分類

3.1 應用絕緣電阻系數來評價絕緣狀態

應用測量的絕緣電阻數據進行評價，計算出吸收比和極化指數作為評價參數。

表2中，極化指數表示針對B、C和H等級絕緣的限值，對A級絕緣的極化指數限值為1.5。

表2 應用絕緣電阻系數的評價標準

放電指數=I放電1min/（UC），其中I放電1min表示經過10 min的絕緣電阻試驗后，繞組對地放電1 min以后測量的放電電流，單位為nA；U表示試驗電壓，單位為V，C表示試驗繞組的相電容，單位為pf[4]。

表3 應用放電指數的評價標準

3.2 應用直流電壓與傳導電流的曲線關系評價絕緣狀態

試驗每階段2 kV的增量升高電壓，讀取15 s、30 s、60 s時的電流。

傳導電流由如下公式計算：

計算出傳導電流后需作出直流試驗電壓與傳導電流的變化關系曲線圖，電壓一直升高到曲線出現拐點，最高電壓不超過直流耐壓試驗電壓。

表4 應用直流電壓與傳導電流曲線關系的評價標準

3.3 應用介質損耗值tanδ評價絕緣狀態

△tanδ= tanδ0.8UN- tanδ0.2UN

函數tanδ=f（U）曲線斜率，即曲線上升部分漸近線與電壓軸之間的夾角[4]。

電離閾值電壓，即曲線tanδ=f（U）上的拐點[4]。

0.2UN和0.8UN之間的局部對地電容變化量，與0.2UN時的電容之比[4]。

表5 應用tanδ評價絕緣狀態的評價標準

3.4 應用離線局部放電測量評價絕緣狀態

在0.6UN的電壓下測量視在局部放電量可以對絕緣的狀態進行評價。

表6 應用在0.6 UN時視在放電量評價標準

3.5 綜合各項試驗的歷史數據進行狀態評判標準

收集電廠歷年極化指數、電容增量、交流電流、局部放電量等數值，根據前述發電機絕緣狀態評價與預測標準評判是否合格，統計不合格點數的和，掌握絕緣狀態與趨勢。

表7 綜合評價標準

4 總結

隨著我國水電建設高峰期已過，先投產的機組運行年限較長，對發電機絕緣老化的狀態診斷、預測非常必要。近年來的發電機絕緣診斷方法更加豐富多樣，如超聲波、動態力學分析法、神經網絡和支持向量機技術的剩余擊穿電壓預測等[6]。新方法的使用并沒有讓發電機絕緣狀態診斷出現質的突破。因此，建議多個參數進行測試與診斷，利用平時的發電機各級檢修進行多參數檢測，結合局部放電、端部振動、氣隙等在線監測數據，形成數據庫，建立變化趨勢分析，全面診斷水輪發電機狀態。