某发电厂300MW汽轮发电机定子接地故障的分析与处理.docx
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某发电厂300MW汽轮发电机定子接地故障的分析与处理
安阳发电厂300MW汽轮发电机
定子接地故障的分析与处理
大唐安阳发电厂程永红卢海申宋效新李宇奇陈庆国高万民王虹瑾郭杰（安阳455004）
[摘要]针对安阳发电厂一台300MW发电机发生的定子线圈接地故障，详细介绍了故障现象，用逐步逼近法进行故障点查找及故障损坏和处理情况，并给出了故障处理过程中的一些重要试验数据。
进行了故障原因分析，得出定子线圈端部及槽部紧固件的松动是造成此次定子接地故障的根本原因。
最后提出加强设备监造；加强机组检修期间定子绕组端部松动和磨损情况的检查；大修期间抽出转子后，加强定子槽楔检查；以及控制氢气湿度，防止密封油进入机内等反事故措施。
[关键词]发电机定子线圈接地故障
AnalysisandTreatmentonStatorGroundFaultofa300MWGeneratorinAnyangPowerPlant
DatangAnyangPowerPlantChengYonghongLuHaishenSongXiaoxinLiYuqiChenQingguoGaoWanminWangHongjinGuoJie（Anyang455004）
Abstract:
Inviewofstatorwindings’groundfaultofa300MWgeneratorofAYpowerplant,thispapergivesarecommendationabouttheconditionofthefaulttogetherwithitstreatmentandgivessomeimportantdata.Thispaperemphaticallycarriesoutanalysisesofthecauseofthefault.Intheend,somecountermeasureshavebeensuggested.
Keywords:
generatorstatorwindingsgroundfault
1故障概况
安阳发电厂9号发电机系东方电机厂生产的水氢氢冷300MW汽轮发电机，投运于1998年2月，于2004年2月27日发生定子线圈接地故障，经过故障分析与处理，于2004年3月13日，恢复并网运行。
1.1发电机参数
型号QFSN-300-2-20接线法2-Y
额定功率300MW工作氢压0.3Mpa
视在功率353KVA最高氢压0.35Mpa
定子电压20KV定子绕组进水压力0.2Mpa
定子电流10.19KA定子绕组额定水量45m3/h
功率因数0.85额定励磁电流2203A
额定频率50HZ技术条件Q228
额定转速3000r/min出品编号95-12-8A-14
绝缘等级F出品日期1995年6月
故障前运行方式
故障前，安阳发电厂双母线运行，该厂9号发电机经9号主变压器运行于220KV室内变电站下母，220KV上、下母经安220开关相连。
其接线方式如图1所示。
1.3故障前主要参数
有功功率258MW；无功功率35MVAR；发电机定子电压19.35KV；发电机定子电流7.73KA；发电机氢压0.28MPa；露点温度-9℃；定子内冷水压力0.26MPa；内冷水电导率0.5μs/cm。
1.4故障及检查过程
1.4.1故障过程及现象
2004年2月27日1点32分，安阳发电厂9号发电机事故喇叭响，闪光报警器报警，“发电机定子接地、整流柜跳闸、主汽门关闭等”光字牌亮，安229开关、励磁调节器输出开关Q4、发电机灭磁开关Q7、整流柜交流侧开关KQK1、KQK2跳闸，厂变6211、厂变6212开关跳闸，厂备6011、厂备6012开关联动成功。
发电机跳闸瞬间系统无冲击现象。
9号发电机故障录波图显示，发电机出口PT开口三角形电压为80V，中心点消弧线圈二次电压65V（额定为92V），初步判断为发电机接地故障。
1.4.2检查过程
为了避免产生错误判断，并尽量缩短机组并入电网的时间，通过观察、试验等方法，逐步逼近查找故障点，查找步骤如下：
1.9号发电机定子接地保护动作跳闸后，就地检查发变组系统未见明显故障点。
2.对发变组一次系统（包括发电机、出口PT、主变、高厂变及出口避雷器）整体测绝缘电阻为0.01MΩ（此时RH=80KΩ、RS=80KΩ），说明发变组存在接地点。
3.将发电机中性点、主变低压侧、高厂变高压侧及出口避雷器处引线拆开后，测发电机（带封闭母线）绝缘电阻为A相：
535/405MΩ；B相：
820/700MΩ；C相：
0.02/0.02MΩ。
排除主变、高压厂变等设备接地的可能，确定接地点在发电机侧C相。
4.发电机C相拆除引出线后的绝缘电阻为0.02MΩ，封闭母线C相的绝缘电阻：
3500MΩ/2500V兆欧表；A、B相未拆引出线时，两相的绝缘电阻为A相：
1399MΩ；B相：
1404MΩ，排除了封闭母线段接地的可能性，确定接地点在发电机C相引线和中性点之间。
5.对发电机C相出线套管及绝缘板充分清洗后，测绝缘电阻为A相：
1215MΩ；B相：
1167MΩ，C：
0.02MΩ，排除发电机C相出线套管脏污引起接地的可能，判断确定为发电机本体内部C相定子接地故障。
6.发电机氢气置换后，打开两端人孔门进入检查，未发现明显故障点。
对C相端部引线及各夹板、绑绳等处进行充分清理后，不见绝缘回升，说明接地不是由于端部引线磨损、脏污引起。
7.用直流冲击法查找故障点，直流加压10KV～15KV，从人孔门处观察，定子汽端有放电声和火光，确定故障点在汽端端部。
8.打开发电机汽侧上端盖及内护板，继续查找故障点，直流加压13KV，发现放电点在汽端2点钟位置，C相第9槽上层线棒出槽口外约6cm处,确定了大致部位。
因故障点距出槽口较近，无法靠近，必须抽出发电机转子才能进行进一步的确认和处理。
1.5损坏情况
1.5.1抽出发电机转子后，检查发现9号槽汽侧固定端口槽楔的两根绑线已断，此槽楔严重松动，9号槽上层线棒侧面在端口槽楔绑线对应处的主绝缘被磨损出两道沟，宽度和深度分别约为5mm、3mm，9号槽下层线棒侧面同一位置处磨出约2mm深的两道沟。
1.5.2对抬出的9号槽上层线棒主绝缘被磨损的两道沟摇测绝缘，绝缘良好，说明该处尚未接地，本次接地故障真正的接地点不在这两条沟；对抬下的故障线棒进一步仔细检查，发现此根上层线棒在汽侧直线部分和渐开线部分交界处的R处绝缘被铲伤，呈多层薄片状，深度约3mm，剥除多层薄片状绝缘以后，铜线裸露，可以清楚的看到约8mm2大小的铜导体，此处才是本次故障真正的接地点，它通过半导体粉、油污等物质对定子铁芯放电造成发电机接地，此结论与观察到的放电现象相吻合。
故障处理情况
2.1对除9号槽上层线棒外的其余线棒进行了试验，没有发现问题，证实了这次接地故障确实是由C相9号槽上层线棒绝缘损坏引起的；
2.2根据线棒的损坏情况并结合现场实际，发电厂与制造厂、省电力试验研究所专业人员商讨，并征得主管集团公司的同意，决定更换9号槽上层线棒，对9号槽下层线棒的绝缘磨损部位进行局部处理。
2.3备用线棒电气试验、流量试验、水压试验合格后，在厂家的直接参与下，严格按照上层线棒更换步骤更换了9号槽上层线棒。
并按厂家要求，确定了水压试验及相关材料的施工工艺、施工时间、固化时间等。
更换线棒的过程中，严格按电力行业标准《电力设备预防性试验规程》（DL/T596－1996）进行试验，主要包括：
故障线棒拆除后，留在槽中线棒的绝缘电阻及交流、直流耐压试验；9号槽上层新线棒下入槽中，槽楔打好，水电连接前，交流耐压试验；水电路连接好后，测发电机直流电阻；新线棒焊好，绝缘包好后绝缘分相试验；新线棒端部泄漏试验；发电机全部回装后交、直流耐压试验。
有关数据如下：
2.3.1发电机定子故障线棒拆除后，留在槽中线棒的绝缘电阻及交流、直流耐压试验，如表1。
交流试验电压为0.8（2.0Un＋3.0）（34.4KV）；
直流试验电压为2.0Un（40KV）
2.3.2第9槽上层新线棒下入槽中，槽楔打好，水电连接前，交流耐压试验
试验电压0.75（2.5Un+1.0）（38.25KV）；1分钟通过
表1
项目
相别
绝缘电阻（MΩ）
2Un直流泄漏及耐压（μΑ）
交流
耐压
（mA）
耐压前
耐压后
RH=100KRS=2000K
60s/15s
60s/15s
0.5
1
1.5
2
A
1609/482
1667/780
μΑ
13
15
23
28
2100
mΑ
3.1
6.4
9.9
13.6
B
1541/829
1569/562
μΑ
16
18
21
29
2150
mΑ
3.5
6.1
9.8
13.1
C
1571/461
1517/763
μΑ
14
16
21
34
2050
mΑ
2.8
5.9
8.9
11.8
温度
18℃
湿度
60%
试验日期
2004/3/6
结果分析
合格
2.3.3水电路连接好后，发电机直流电阻（mΩ），如表2
表2
相别
T=19.15℃（实测值）
20℃值
顺序
与出厂比
与上次比
A
2.014mΩ
2.021
3
↓1.4%
↓1.10%
B
2.018mΩ
2.025
2
↓0.69%
↓1.71%
C
2.032mΩ
2.039
1
↓1.22%
↓1.95%
ΔΩ%
0.89%（出厂0.883%）
使用仪器
3393直流电阻仪
结果
分析
A、B相大小与上次测量顺序颠倒，与交接时一致，互差与上次比均超出1%，可能是温度误差造成，C相换一根线棒、与以前无法比较，相间互差合格。
2.3.4新线棒焊好，绝缘包好后绝缘分相试验，数据如表3
交流试验电压：
0.75（2.0Un+3.0）（32.25KV）
表3新线棒焊好、包好绝缘分相试验
项目
相别
绝缘电阻（MΩ）
交流耐压（mA）
耐压前
耐压后
RH=30KΩRS=1000KΩ
60s/15s
60s/15s
A
5288/3489
6715/6000
2050
B
6479/5685
7065/6790
2000
C
7366/6060
8000/7000
2050
温度
22℃
湿度
65%
试验日期
2004/3/9
结果分析
合格
2.3.5新线棒端部泄漏试验，如表4（加直流电压20KV）
表4
测试部位
uA
励端9槽
3
汽端9槽
1
结果分析
合格
2.2.6发电机全部回装后交、直流耐压试验，如表5
交流试验电压为1.5Un（30KV）；直流试验电压为2.5Un（50KV）
表5
项目
相别
绝缘电阻（MΩ）
2.5Un直流泄漏及耐压（μΑ）
1.5Un交流耐压（mA）
耐压前
耐压后
RH=70KΩRS=1500KΩ
60s/
15s
60s/
15s
0.5
1
1.5
2
2.5
A
500/
1254
1201/1223
μΑ
11
17
20
25
30
1875
mΑ
7.2
14.6
22.1
29.4
37.2
B
265/
1224
1172/1211
μΑ
11
14
19
29
43
1875
mΑ
7.1
15.6
23
31.7
39.8
C
552/
1225
1172/1207
μΑ
10
15
18
26
34
1900
mΑ
7.6
15.5
23.8
32.2
40.3
温度
22℃
湿度
40%
试验日期
2004/3/11
结果分析
合格
3故障原因分析
3.1是什么原因造成此处绝缘损伤呢？
从故障点的情况分析出，主绝缘是由于受到了机械作用导致损伤，而不是电损伤或化学腐蚀，笔者的认识是，槽楔松动特别是端口槽楔松动，造成该线棒固定差，运行中由于电动力的作用，线棒端部振动增大，把此处绑绳蹦断，在上下层线棒之间，有两层适形材料，在两层适形材料中间有一层垫条，这一层垫条在振动的作用下，挣脱两层适形材料的附着力，向槽口方向移动，磨断了端头绝缘块与线棒的绑绳，继续向前移动，大约行程200mm，受到汽侧线棒下面渐开线开始部位R处绝缘的阻挡，在长期的作用力下，9号槽线棒下侧出槽口R处绝缘层完全磨损，铜线裸露,这是造成接地故障的直接原因。
3.2而造成定子线圈接地故障的根本原因是定子槽部、端部各紧固件的松动，投运后的大小修的检查中，多次发现定子各处紧固件现象。
1）前面已经叙述过，9号槽的端口槽楔已完全松动，绑线蹦断，另外此次故障抢修时用敲击法检查，发现本台发电机多根槽楔松动，#20槽线棒汽端端口槽楔轻微松动，用手即能晃动。
2）2000年5月发电机大修时，发现励端6点钟位置有两条端部支架螺丝松动进行了紧固。
3）2003年1月发电机小修时，发现汽端7点钟位置一条铁芯压圈螺母（M115）完全松动，用手即可旋动，另外还有两条螺母锁片处有发黑痕迹，证明存在松动迹象。
上述这些部件的松动是造成此次接地故障的根本原因，其它单位同型号机组也多次出现由于部件松动造成故障的情况。
4预防措施
为了从这台发电机接地故障中吸取教训，防止同类故障的发生，可从以下几个方面采取预防措施：
1.制造企业要力争提高设备质量，作为使用单位要加强设备监造，设备监造是控制设备制造质量的关键环节，从材料选用、零部件加工到整体组合试验，都要在现场监控，发现问题立即会同制造厂解决，不把设备制造缺陷带到生产运行中。
2.加强机组检修期间发电机定子绕组端部的松动和磨损情况的外观检查，以及相应的振动特性试验工作。
每次大、小修都应仔细检查发电机定子绕组端部的紧固情况，仔细查找有无绝缘磨损的痕迹，尤其是发现有黄粉或黑泥时，应当借助内窥镜等工具进行仔细检查，以便及时发现问题，消除隐患。
根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中11.1的规定“200MW及以上的发电机在大修时应做端部振型模态试验，发现问题采取针对性的措施”，以免由于由于松动使其固有频率和模态落入双倍频的范围，从而导致发电机端部线棒发生共振，加重松动和磨损程度。
3.发电机大修时，抽出转子后应对定子槽楔逐槽逐段进行仔细检查，检查有无变色、分层及损坏情况，用小锤敲击判断有无松动。
严格按照检修导则的要求采取相应的措施，不得降低标准（在边端3段槽楔中，任何一段松动都应退出重新打紧；在槽中间部位的槽楔中，若有三段连续松动，应将其退出重新打紧；在每一整槽中，非连续松动的槽楔总数超过10段时，应将全部槽楔退出重新打紧），特别重视端口槽楔的检查，端口槽楔出现松动，必须进行处理。
4.水氢氢冷发电机要严格控制发电机内氢气湿度，并采取措施防止密封油进入机内，对防止发电机定子端部绝缘故障很有效。
参考文献
1.国家电力公司发输电运营部.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》辅导教材.北京：
中国电力出版社，2001
2.郗常骥.汽轮发电机故障实例与分析.北京：
中国电力出版社，2002
3.尤儒臣.鹤壁火力发电厂2号发电机相间短路接地事故的原因分析.河南电力，1997，
（2）
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