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水内冷汽轮发电机定子端部绕组绝缘故障检测手段探讨 |
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| 水内冷汽轮发电机定子端部绕组绝缘故障检测手段探讨 |
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作者：佚名 文章来源：技术论文 点击数： 更新时间：2008-10-13 8:56:20  |
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近年来，大型汽轮发电机常在无任何先兆的情况下发生事故，反映出目前的常规试验项目和试验周期存在一定的局限性，一些事故先兆信息不能及时捕捉到。因此，研究对发电机组有效、及时的测试手段是十分必要的。
1 事故实例
某电厂1台100 MW汽轮发电机大修并网运行仅4个月就突发了一起定子绕组短路事故。事故发生前该机带额定有功负荷正常运行，无功功率40MV·A、定子电流6．1 kA、定子电压10．1 kV、转子电压220 V、转子电流1 230 A。事故发生时“发电机纵差”、“发电机定子接地”、＃4发电机“负序过流”等保护动作，发电机与系统解列。发电机励侧端盖崩开，绕组绝缘着火冒烟，内冷水不断往外喷射，励侧定子端部绕组渐开线端头距绑环15 mm处A相和C相出口引线间对地弧光短路，造成2根线棒烧断，相邻槽线棒手包绝缘被电弧灼伤，线棒对端盖有闪络痕迹，线棒水电接头处绝缘烧毁。
对被烧断的引线进行解剖检查发现该线棒绝缘严重分层，其所采用的绝缘材料已脆化，铜棒表面铜锈较多。分析认为：该汽轮发电机是早期产品，由于制造工艺、质量、所用绝缘材料、运行条件等因素影响，存在定子端部绕组接头手包绝缘、引线接头等绝缘薄弱环节。另外，该发电机设计带基本负荷，由于近几年来频繁地参与调峰，致使定子铁芯和绕组的膨胀差在定子端部支撑系统中引起交变应力，从而导致定子绕组端部结构振动，定子绝缘磨损、腐蚀，定子绕组端部支撑结构、定子槽部磨损及定子端部部件有害变形，加上焊接头焊接质量不好（焊接处的疲劳强度低于铜线的疲劳强度），于是在焊接处产生微小裂纹，出现较小的漏水点，包上绝缘后很难发现；随着漏水点周围浸湿绝缘部位的增大，因潮湿引起定子绕组局部放电，局部放电很快导致绝缘老化和破坏，从而引起与其上下相邻的线棒发生相间短路，在水流、水汽及金属离子的作用下，致使槽端部水电接头处对地（端盖）放电。
2 定子端部绕组绝缘的检测
1983年以来，针对国产200 MW和300 MW氢冷汽轮发电机发生的定子端部相间短路事故，华北电力科学研究院与哈尔滨大电机研究所制定了发电机定子绕组端部手包绝缘状态测量方法及相应标准，其测量方法主要是“端部绕组表面电位测量法”和“端部绝缘泄漏电流法”。为了判定100 MW双水内冷机组定子端部手包绝缘状况是否良好，笔者曾用“端部绕组表面电位测量法”进行反复测试，但结果并不十分满意；加上由于端部手包绝缘的好坏通常不影响双水内冷发电机的安全运行（在讨论《电力设备预防性试验规程》的修订过程中，曾否定了该方法在双水内冷发电机上的推广应用）：因此，在检测100 MW机组端部绝缘状况时，仍沿用传统的“扎针法”进行判断，即用专用探针扎透定子端部绕组手包绝缘的最外层，然后用2 500 V摇表测试线棒对地绝缘电阻。利用“扎针法”曾经发现过多起事故隐患，为保证机组安全运行起到了积极的作用，但“扎针法”在不同程度上损伤了定子端部绕组绝缘；而且在查找微漏水缺陷时，存在较大的偶然性。
2．1 定子端部绕组绝缘测试的内容
按部颁《电气设备预防试验规程》中的要求，在大修时应对发电机定子绕组做直流及交流耐压试验。交流工频耐压试验主要侧重发现定子绕组槽部及槽口处的绝缘缺陷，而直流耐压试验则侧重发现端部绕组的缺陷。在进行直流耐压试验时，端部绝缘中由于不存在电容电流，故距槽口一定距离的端部绕组仍保留较高的电压，但距铁芯较远的接头处，由于端部绕组表面绝缘电阻的作用，施加到绝缘中的电压也要大大下降。因此直流耐压试验检测定子端部绕组绝缘状况的有效性需进一步探讨。
众所周之，正常运行时，定子端部电压主要是由绕组伸展部的表面电阻分担（由高阻区、中阻区、低阻区按阻值分压），由于定子绕组端部接头手包绝缘处离接地点很远，因此该处的电压水平很低。当绕组较清洁时，端部线棒距槽口30 mm处，其运行电压已降低到12％UN左右，显然，这一电压不足以将有缺陷的绝缘击穿。因此对端部手包绝缘基本上无绝缘强度要求（笔者在德国西门子KWU港口工厂检验邯峰发电厂＃1发电机时了解到，其制造的660MW汽轮发电机定子水电接头不包绝缘，金属联接部位裸露在空气中），即只要相间绝缘良好，一般不会发生事故。
相间绝缘的主要薄弱环节是绑扎端部的绝缘绳。正常运行时，线棒伸展部的表面电阻及端部的绝缘绳具有足够的绝缘强度，但是当发电机机内温度很高，甚至漏水时，那些在正常情况下绝缘完全合格的端部手包绝缘，也会遭到破坏（其密实性不如线棒的机包绝缘）。手包绝缘会被微小渗水慢慢浸湿，严重受潮，从而引发定子端部短路事故。虽然割断端部相间绝缘绑绳（由于绝缘绑绳在受潮后绝缘强度极差）能够减缓端部绝缘事故的发生，但不可能杜绝事故的发生。因此，发电机端部绝缘状况测试主要是检查定子端部水接头的微漏水，而不是检查手包绝缘的电气强度。当然，微漏水现象能够通过测定绝缘电气强度的大小做出初步判定。
2．2 定子绕组漏水的主要部位及原因
防止发电机端部的绝缘击穿事故，一方面要避免机内湿度过高，特别是要防止定子线棒表面结露（可以通过除湿和保证定子内冷水温度必须高于两端进风温度来加以防范）；另一方面，就是要防止端部接头的漏水。漏水故障一般表现为：定子线棒水接头股间封焊处漏水；定子上、下线棒并头套焊接处漏水；定子压圈冷却水管到引出处水接头漏水；定子塑料管偏长，与端盖碰撞摩破或塑料管之间特别是相间相互碰摩漏水。
造成漏水故障的原因一类是由于线棒端部焊接不良，造成漏水。较大的漏水点一般在水压试验中能够发现，而一些焊接砂眼等较小的漏水点在水压试验中不易被发现，当漏水点周围浸湿绝缘部位逐渐增大后，则可能造成击穿事故；另一类是端部振动等因素造成水管路疲劳裂纹而漏水，这类事故一般易发生在端部焊接点或绝缘引水管螺帽连接点，且发展速度较快，易造成绝缘击穿事故。
2．3 用气密试验检测微漏水
定子端部的漏水故障是多发性故障，以往大多在大修的水压试验中发现。但此时发现的漏水点一般已较严重，早期的微小渗水点，由于外面包着绝缘层，水压试验很难发现。
利用直流耐压试验和“扎针法”测试手包绝缘状况都有其局限性，为了能够查找出微漏水，可进行定子水回路气密试验。目前，国外对汽轮发电机水冷绕组密封性的检查已大多采用气密试验方法，它可充分利用气体检漏的精确度来检查漏点。由于气体的渗透能力比水强，因此采用气体检漏比水压检测更准确。
首先要保证发电机绕组内部没有剩水，如有剩水必须用经过滤的干燥压缩空气（或氮气）吹净并进行干燥处理。检验时充入干燥压缩空气（或氮气）至0．35 MPa检漏压力，在气密试验期间不允许向发电机绕组内部补充气体。
当压力达到0．1 MPa，在汽机侧入口处再充入压力为0．05 MPa的F12（氟里昂）气体，继续充入压缩空气（或氮气）。在检验其密封性能时，首先用丁烷灯进行粗检，即在励磁及端顶部排气阀门处放出少量气体，用丁烷灯在该处检测空气（或氮气）中是否充入足量的F12并已全部扩散（丁烷气在空气中燃烧呈现蓝色，而在F12中燃烧呈现绿色），以保证检漏的正确性。然后用专用的卤素检漏仪在发电机定子绕组端部各接头处、绝缘引水管、汇流管过渡引线以及出线套管等处外表面缓慢移动，逐只检漏。
试验从稳定2 h后开始记录，每隔1 h记录一次，待12 h后，计算24 h的泄漏压降，若24 h的漏气率小于0．2％起始试验压力，则证明绕组无漏点。同时应注意在检漏时尽可能多设测温点，试验结束与试验开始的环境温差应尽可能小。
3 几点建议
发电机端部绝缘状况测试主要是检查定子端部水接头的微漏水，因此应加强对水电接头焊接质量的密封性检测。气体检漏的试验方法精确度较高，建议各单位（包括水氢氢冷却的发电机）积极应用气密检测检查水接头严密性。
制造厂家在设计和制造汽轮发电机时，可考虑其定子水电接头不包外绝缘，使其金属联接裸露。
由于相电压较低，对定子绕组进行适当分区，且在分区的定子绕组两边加绝缘板并使绝缘板高出水电接头15～20 cm。
定子绕组漏水，不少是由于制造质量不良引起，影响焊接质量的因素为钎焊金属表面的清洁度、套装间隙和焊接温度的控制，再加上焊工的操作技巧和钎料、钎剂的质量。因此制造厂应加强管理，避免类似缺陷发生。
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