寶興水電站2F機組定子設(shè)備絕緣故障檢查、分析及處理

唐昔冰，高詩華，張智文，朱永強

(四川華能寶興河水電有限責(zé)任公司，四川雅安 625000)

寶興水電站2F機組定子設(shè)備絕緣故障檢查、分析及處理

唐昔冰，高詩華，張智文，朱永強

(四川華能寶興河水電有限責(zé)任公司，四川雅安 625000)

介紹了在寶興水電站機組檢修過程中，2F發(fā)電機定子繞組直流耐壓試驗時出現(xiàn)絕緣故障被擊穿后擊穿點的查找和故障原因分析，以及發(fā)電機的修復(fù)處理過程，更換了2F發(fā)電機定子線棒。

發(fā)電機；直流耐壓；試驗；定子繞組；擊穿；綁扎;修復(fù)

1 工程概況

寶興水電站位于四川省寶興縣寶興河主源東河上，是寶興河流域梯級開發(fā)自上而下的第3個梯級電站。電站東離成都公路里程220 km，南距雅安公路里程75 km。寶興水電站為長隧洞引水式電站，電站裝設(shè)3臺65 MW混流式水輪發(fā)電機組，總裝機容量為195 MW，水頭范圍為304～345 m。主接線采用“1機1變”接線方式，其中1號發(fā)電機組為單元接線，2、3號發(fā)電機組為聯(lián)合單元接線。3臺主變?nèi)萘烤鶠?5 MVA。機組出口電壓為13.8 kV,由主變升壓至220 kV后經(jīng)1回220 kV寶黃線并入系統(tǒng)。寶興水電站主接線見圖1。

2 事件背景

2.1 發(fā)電機事故過程

2009年11月11日 17時36分，寶興水電站 2B主變1號保護屏差動保護動作，2B、3B主變2號保護屏差動保護動作,事故發(fā)生后經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)2F機組出口隔離刀閘(型號GN22-18/4000A)G21 A相觸頭定位彈簧燒斷。原因是A相動靜觸頭間存在間隙，導(dǎo)致回路電阻增大，在機組額定電流下引起A相觸頭定位彈簧燒斷，產(chǎn)生飛弧，導(dǎo)致2B主變差動保護動作。

2.1.1 發(fā)電機事故過程中的電氣參數(shù)的分析

通過對故障波形的分析，2F機組在事故過程中,首先發(fā)生A相接地，進而發(fā)展為三相短路。A相接地歷時540 ms,B相峰值電壓最大為19.48 kV,換算至線電壓為23.86 kV,為額定電壓的1.73倍。三相短路歷時70 ms,其中A相電流有效值為19.56 kA(為額定電流的6.47倍), B相電流有效值為18.57 kA(為額定電流的6.15倍), C相電流有效值為18.01 kA(為額定電流的5.96倍)。

差動速斷保護定值為6Ie。2B主變A套差動速斷保護定值I=6Ie，2B、3B主變B套差動速斷保護定值I=6Ie。

變壓器高壓側(cè)額定電流Ie=75×106/(1.732×220)=196.83 A；

圖1 寶興水電站主接線圖

高壓側(cè)電流互感器變比為300/1A，因此其二次側(cè)電流為0.66 A；

變壓器低壓側(cè)額定電流Ie=75×106/(1.732×13.8)=3 137.87 A；

低壓側(cè)電流互感器變比為4 000/1 A，因此其二次側(cè)電流為0.79 A；

選取主變低壓側(cè)為基準(zhǔn)側(cè)。

2.1.2 發(fā)電機出口短路事故對發(fā)電機絕緣的影響分析

此次發(fā)電機短路事故應(yīng)屬于正常短路事故。分為2個階段：第1階段為定子一點接地，在B、C相產(chǎn)生的過電壓倍數(shù)較低，僅為1.73倍額定電壓，且時間僅為540 ms;第2階段為三相短路，其短路時間也僅僅只有70 ms, A相最大，B相次之，C相最小，短路電流最大為6.47倍額定電流，且三相電流較為對稱。

按照GB/T7894-2009《水輪發(fā)電機基本技術(shù)條件》規(guī)定，水輪發(fā)電機各部分結(jié)構(gòu)強度應(yīng)能承受在額定轉(zhuǎn)速及空載電壓等于105%額定電壓下，歷時3 s的三相突然短路試驗而不產(chǎn)生有害變形或損害。同時還應(yīng)能承受在額定容量、額定功率因數(shù)和105%額定電壓及穩(wěn)定勵磁條件下運行時，歷時20 s的短路故障而無有害變形或損壞。線圈的端部和連接線均應(yīng)牢靠地支撐和固定，以防止發(fā)電機在可能遭受嚴(yán)重的短路而引起的作用力時產(chǎn)生變形和振動。而此次發(fā)生短路事故的總時間不超過1 s，因此，在正常情況下不應(yīng)造成發(fā)電機絕緣明顯損傷。從現(xiàn)場檢查情況可以看出，發(fā)電機定子線棒端部表面和鐵芯部位無異?，F(xiàn)象。

2.2 2F機組檢修

2010年4月10日安排對寶興水電站2F機組進行檢修，在做定子繞組泄漏電流和直流耐壓熱機試驗過程中，直流電壓施加至14.5 kV時，A相117槽上層線棒主絕緣在下端部槽口處被擊穿。隨后按照直流耐壓2.0Un(27.6 kV)和交流耐壓1.3Un(17.94 kV)標(biāo)準(zhǔn)，截止5月22日共排查出17根故障線棒，擊穿部位均在下端部直線部位距槽口1～4 cm處，其中A相上層普通線棒15根，B相下層普通線棒1根，C相上層長線棒1根。

17 根線棒直流高壓試驗擊穿，按上下層線棒分類：17 根中16根為上層線棒；按相分類：17 根中15根為A 相線棒；按區(qū)分布在低至高電壓區(qū)域，集中分布在4 個區(qū)域(其中2 個區(qū)域靠近合縫面)，其它5 根單獨分布在定子圓周各處。擊穿電壓從13.5 kV 到34 kV/DC、 16 kV到23.6 kV/AC，絕緣電阻和吸收比良好，擊穿位置均在鐵心下端。

3 絕緣故障檢查

3.1 擊穿點的查找

(1) 發(fā)電機定子接地故障分金屬性接地和非金屬性接地2種，使用2 500 V兆歐表測量A、B、C三相絕緣電阻，B、C絕緣正常，A相絕緣為0.27 MΩ，由此推斷A相絕緣損壞。因為定子的接地電阻大于繞組電阻，屬于非金屬接地。在對定子線棒全面檢查發(fā)現(xiàn)117號線棒有放電現(xiàn)象。

(2) 寶興水電站在第1根線棒擊穿后，現(xiàn)場無法直接確定擊穿點在那根線棒。2F機組定子繞組槽數(shù)為234, 每相并聯(lián)支路數(shù)2,P=12，接法： 2Y。 定子繞組分布見圖2。分別對線棒的三相A、B、C的相別測直流電阻，見表1。

圖2 定子繞組分布展開圖

表1 三相A、B、C的直流電阻值表 /mΩ

(3) 用直流壓降法：對A相繞組通直流電(所加直流電壓235 mV)，測量A相繞組兩端對地電壓。

式中:L1、L2分別為繞組故障點D距引出線頭B、Y的長度;L為該繞組的總長度。

用直流壓降法進行測試計算擊穿點：分別對A相支路1U1-1U2和2U1-2U2加直流電壓235 mV，在2U1-2U2支路測得2U1=115 mV，以及相別2U1-2U2電阻的數(shù)據(jù)，根據(jù)直流壓降法公式初步確定擊穿點D位置(見圖3)，估計在116槽線圈繞組左右。再采用探針對130-116槽引出線進行測試，用萬用表對130-116槽引出線測線棒地電壓，電壓越低說明離接地點越近，縮小故障點范圍，最終判斷在 117槽上層電壓最小。經(jīng)過現(xiàn)場詳細(xì)檢查發(fā)現(xiàn)2F機組定子A相117號槽上層定子線棒槽口處端部有放電痕跡，確定117號槽上層定子線棒下端部槽口處絕緣受損，見圖4。

圖3 故障點示意圖

圖4 117號槽上層線棒下端部擊穿點圖

4 原因分析

4.1 線棒絕緣擊穿原因評估

在2F機組檢修過程中，吊出轉(zhuǎn)子后，分析發(fā)現(xiàn)造成2F機組定子線棒絕緣擊穿的可能原因有以下15種并作出評估。

(1) (100 Hz或其他頻率)過度的機械振動：低；

(2) 隔離開關(guān)短路，過電流：中等；

(3) 過電壓：低；

(4) 下線操作質(zhì)量：高；

(5) 絕緣材料問題：低；

(6) 打槽楔時對線棒損傷：低；

補救措施：如果確定有縮頸現(xiàn)象發(fā)生，則應(yīng)當(dāng)用削尖的工字鋼作為沖錘沿孔壁進行刷孔，并應(yīng)根據(jù)鋼絲繩的上提長度計算卡錘點，耐心對此位置進行反復(fù)刷孔操作。

(7) 槽側(cè)墊條過短：低；

(8) 連接時對線棒的變形損傷：低；

(9) 外物損傷：低；

(10) 化學(xué)污染：低；

(11) 局部過熱：低；

(12) 連接處不良的銀銅焊：低；

(13) 不適當(dāng)?shù)姆罆?梯度材料：低；

(15) 不充分的端部挷軋和支撐設(shè)計：高。

4.2 線棒絕緣擊穿原因論證

為了進一步查找定子線棒絕緣擊穿原因，進行了故障線棒絕緣擊穿強度試驗、介損試驗、局部放電試驗、解剖檢查以及備品線棒介損試驗，試驗結(jié)果見表2、3。試驗表明：故障線棒直線部分的局部放電和介損均較大，分段局部放電均較大, 表明發(fā)電機絕緣可能存在普遍分層缺陷，在運行中因局部放電而損傷絕緣。在定子線棒出槽口由于電場相對集中，受力作用該部位絕緣容易出現(xiàn)薄弱點，特別是下端端部較長，下端出槽口更容易出現(xiàn)薄弱部位。發(fā)電機線棒絕緣雖然在出廠時通過了91 kV交流耐壓試驗的考驗，但在運行中因局部放電而使絕緣裂化，絕緣強度有下降趨勢。損傷部位在運行中因運行電位較低而未引起線棒絕緣擊穿，在耐壓試驗時因該部位絕緣承受電壓較高而擊穿。

表2 故障線棒非故障直線部位介損試驗結(jié)果表

表3 定子舊線棒直線部分絕緣局部放電試驗結(jié)果表

4.3 定子線棒擊穿部位解剖檢查

對A 相117號上層故障線棒下端部擊穿部位進行了解剖檢查(見圖5)，發(fā)現(xiàn)擊穿點在上窄面棱角處。在防暈層高低阻搭接部位未發(fā)現(xiàn)爬電痕跡。在銅線層間和排間未發(fā)現(xiàn)過熱痕跡。

對A 相115號上層故障線棒下端部擊穿部位進行了解剖檢查(見圖6)，發(fā)現(xiàn)擊穿點在上窄面棱角處。從絕緣內(nèi)面靠銅線處在放電點部位存在1～2 cm左右裂紋，與云母的纏繞方向基本一致，沿裂紋有線狀放電痕跡。在絕緣裂紋處輕輕用力就分成兩半，在裂紋處存在分層現(xiàn)象。

圖5 117號上層A相故障線棒下端部擊穿部位解剖圖

圖6 115號上層A相故障線棒下端部擊穿部位解剖圖

發(fā)電機定子上層漸開線部位綁扎3道，下層漸開線部分通過2道端箍綁扎，上層之間、下層之間綁線在層間位置未固化，綁扎繩也未進行均勻浸漬室溫固化絕緣膠。發(fā)電機定子上下層線棒端部之間無撐墊塊,存在松動的可能。由于定子上下層線棒端部之間無支撐墊塊，上層線棒容易受到向外的徑向電磁力作用，在正常運行中該部位絕緣不容易受損，在發(fā)生短路事故時容易受損，加之下端部漸開線部位較上端部長，下端部更容易受損。此次短路事故在運行中可能對發(fā)電機絕緣存在一定的影響，但不是造成發(fā)電機絕緣損傷的直接原因。

綜上所述，發(fā)電機定子絕緣擊穿的原因是由于定子端部的固定結(jié)構(gòu)及工藝存在不足，機組不能滿足應(yīng)能承受出口短路電動力的要求，造成定子線棒主絕緣損傷。

5 處理措施

2F機組定子更換全部定子線棒。在下線時的工藝要求：上、下層間墊條需伸出鐵芯，槽內(nèi)側(cè)面墊條需填充完整。所有綁扎線棒的綁扎繩要求均勻浸漬室溫固化絕緣膠，綁扎牢固后再在其表面涂刷室溫固化絕緣膠。2F機組定子線棒共計468根全部進行了更換。上、下層線棒槽電位測試合格，耐壓通過。定子整體按照3Un=41.4 kV進行直流泄漏試驗、按照2Un+3=30.6 kV進行交流耐壓試驗。A、B、C三相按以上標(biāo)準(zhǔn)試驗均通過，2F機組定子絕緣故障修復(fù)檢修定子線棒全部更換完成。

6 結(jié) 論

更換后的2F機組定子線棒在進過了4 a多的運行中,2F發(fā)電機機組運行穩(wěn)定、可靠，證明更換后的定子線棒絕緣運行良好。

在水電站機組運行過程中，不管是機組內(nèi)部，還是外部只要對機組線棒造成影響，一定要進行機組線棒直流耐壓實驗，從而消除設(shè)備運行帶來的安全隱患，使設(shè)備安全、可靠的運行。

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Inspection, Analysis and Handling of Stator Insulation Failure of Unit 2, Baoxing Hydropower Station

TANG Xi-bing, GAO Shi-hua, ZHANG Zhi-wen, ZHU Yong-qiang

(Sichuan Baoxing River Hydropower Co., Ltd, Ya'an, Sichuan 625000, China)

It describes the search of the puncturing point and the analysis of the failure cause of the insulation after being punctured when DC voltage withstand test is carried out on the stator winding of Unit 2 during the unit maintenance and repair of Baoxing Hydropower Station. The generator repair and handling process are described. The stator coil bar of 2F generator is replaced.

generator; DC voltage withstand; test; stator winding; puncture; tie; repair

1006—2610(2015)02—0067—04

2015-01-18

唐昔冰(1971- ),男,四川省阿壩州茂縣人,工程師，主要從事電站檢修、運行工作.

TM312

A

10.3969/j.issn.1006-2610.2015.02.017