(广东省水利电力勘测设计研究院 510610)
【摘要】：对海南琼中抽水蓄能电站#3机组定子绕组直流泄漏试验过程中C相泄漏值过大的原因及处理过程做详细分析，为其他电站定子绕组直流泄漏不平衡问题提供参考。
【关键词】：定子绕组、直流泄漏、手包绝缘、支撑间距、螺杆绝缘
1、发电机定子基本参数
海南抽水蓄能电站位于海南省琼中县黎母山镇，总装机3X200MW，三台立轴半伞式空冷同步可逆式发电电动机，发电机型号为：SFD200/220-16/6550。
发电机定子绕组基本参数为：
额定容量：发电工况为222.2/200 MVA/MW，额定电流为9297 A，功率因数为0.9（滞后）；电动工况为 229/220 MVA/MW，额定电流为9581 A，功率因数为0.975（滞后）；
额定电压： 13.8±7.5% kV， 额定频率： 50HZ；
定子铁芯内径： 5500mm， 定子铁芯外径： 6500mm， 定子铁芯高度： 2210mm，定子槽数： 288；
定子绕组温升： ≤75K， 定子铁芯温升： ≤75K；
额定转速： 375r/min， 飞逸转速： 544r/min，飞轮力矩：5300t.㎡；
定子绕组电容： 0.843uF（单相）， 定子绕组直流电阻： 0.00158Ω（在115℃时），绝缘等级：F/F。
2、定子绕组安装工艺
海蓄电站定子组装均在安装间内临时搭建的恒温、恒湿、防尘棚内进行，铁芯组装并通过铁损试验后，进行绕组安装；定子绕组采用单匝双层、三相4支路并联的Y形连接方式，每极每相槽数为6槽。线棒直线段用涂有弹性复合硅胶（树脂与固化剂配比为9:1）的半导体绑扎带卷包后嵌入槽内，上下层线棒之间用涂有半导体复合材料漆的层间垫条隔开，线棒端部采用浸过环氧树脂的无碱玻璃纤维丝带绑扎垫块（垫块采用浸过环氧树脂的毛毡包裹）固定。绕组接头采用铜-银（中频铜焊机）焊接工艺，端部采用填充有树脂胶（A、B组份的配比为2.5:1）的绝缘盒安装工艺。主引出线及中性点引出线采用成型的全绝缘铜环，现场配割安装，接头采用铜-银焊接工艺；接头需1/2半叠绕包扎绝缘带10层，最后1/2半叠绕包扎玻璃丝带1层，边包边刷EP139胶，待EP139固化后涂LL16防晕漆。铜环采用绝缘块支撑，通过螺杆固定在定子机座上，定子整体耐压试验完成后喷漆，整个定子绝缘为F级绝缘，即完成定子组装工序。
3、试验过程：
海蓄电站#3机组定子绕组于2017年9月15日组装完成，17日进行整体直流泄漏试验，试验前对#3定子整体加热烘干（F级绝缘加温不得超过80℃）。
直流泄漏试验目的：检验定子绕组在装配完成后的绝缘及泄漏情况，主要考验绝缘的耐电强度，直流泄漏试验对发现绝缘缺陷更高效性，能灵敏地反应夹层绝缘的内部受潮及局部松散断裂等，较交流耐压更有效的发现绕组端部缺陷及间隙性缺陷。
直流泄漏试验原理：直流泄漏试验原理与测量绝缘电阻的原理基本相同，但直流泄漏试验的电压较高，且可以任意调节。试验中可对应电压各点读出对应的泄漏电流值，依据数据可描绘出泄漏电流和电压的关系曲线，可判断绕组绝缘受潮或脏污状况；依据泄漏电流随时间的变化可判断出绕组高阻部分绝缘、手包绝缘及绝缘分层状况；依据泄漏电流在某一阶段摆动情况可判断端部绝缘是否有断裂性缺陷。
直流泄漏试验接线图：
直流泄漏试验过程及标准：根据《水轮发电机组安装技术规范GB T8564-2003》规定：耐压试验前定子绕组的绝缘电阻应满足要求：同等温度下应符合厂家出厂要求，各相绝缘电阻不平衡系数不应大于2，吸收比不应小于1.6，极化指数不应小于2.0。直流泄漏试验电压为3.0倍额定线电压，试验电压按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，读取泄漏电流值。试验过程中泄漏电流不随时间延长而增大，且在规定试验电压下各相泄漏电流的差别不应大于最小值的50%。
4、试验结果分析及处理措施：
4.1 9月17日第一次试验结果分析及处理措施：
表1——绝缘电阻测量结果：
绝缘电阻值、吸收比及极化指数满足要求，可以进行直流耐压试验。
表2——直流泄漏电流测试结果： 单位μA
直流泄漏电流测试结果：第一次试验过程中，A、B相加至试验电压后，无明显放电现象，泄漏值不随时间延长而增大。C相在电压加至30kV时直流泄漏值超标，汇流排放电现象严重，试验暂停；对试验过程中放电部位检查发现：汇流排表面脏污较多、绝缘块上有半导体漆，汇流排绝缘块间间隙较大（部分部位大于10mm），分析以上可能为产生放电的原因。要求用酒精清理汇流排表面脏污，清理绝缘块上的半导体漆，绝缘块间间隙过大的地方用浸过环氧树脂的毛毡填充。
绝缘电阻值、吸收比、极化指数满足要求，可以进行直流耐压试验。
直流泄漏电流测试结果：试验过程中：C相在加压至38kV时中性点出口处有很明显放电现象，暂停试验。检查放电部位发现：汇流排拐角处与绝缘块无间距，分析原因可能为绝缘块的螺杆（无绝缘处理）对汇流排放电。现场对放电部位的螺杆拆除后再次加压。
第二次加压至41.3kV时发电机出口处及最底层汇流排有明显放电现象，泄漏值上升明显，暂停试验。检查发现放电部位多存在于汇流排现场焊接接头位置，测量6处接头手包绝缘厚度（数值详见表4），其厚度小于原铜环包扎厚度（53.60mm）；解开放电较明显部位的手包绝缘带，内部EP139胶有未固化现象。
表4汇流排手包绝缘厚度测量 单位：mm
综合两次试验分析：
1、本台机组共存在8处汇流排拐角与绝缘块间距过小现象，且绝缘块螺杆未做绝缘处理，经厂家、业主、监理、设计商定：拆除全部螺杆再次进行加压对比，确定直流泄漏不通过的原因是否为汇流排对螺杆放电造成的。
2、由于#3定子现场安装过程中存在材料供货间断，汇流排焊接与包扎没有连续施工，绝缘包扎前汇流排焊接部位清理不到位；现场做配比试验（更换电子秤后配比，做包扎样品，2h后解开内部固化）确定：环氧胶配比不精确是造成未固化的主要原因；施工的随意性导致包扎厚度不满足绝缘要求，以上问题都可能造成C相泄漏值较大。要求检查测量所有手包绝缘厚度，对不满足要求的部位拆除重新包扎，环氧胶配比过程应多方见证。
4.3 10月4日第三次试验结果分析及处理措施：
本次试验主要确定螺杆绝缘对直流泄漏试验的影响；试验前拆除全部螺杆，且绝缘电阻合格。
试验过程中三相泄漏电流不随时间延长而增大，无放电、异响声响。经分析螺杆未做绝缘处理是影响直流泄漏试验的原因之一，经多方讨论决定采取以下处理措施：
1、对全部螺杆进行绝缘处理：为满足螺杆正常使用安装，对螺杆进行1mm车丝加工（加工要求详见下图），用浸有环氧胶的绝缘带进行包扎。
2、对8处绝缘块进行移位处理：位移要求汇流排与绝缘块间距满足不同相安全距离要求，经厂家、业主及监理同意：位移6个，拆除2个。
4.4 10月19日第四次试验结果分析及处理措施：
表5——绝缘电阻测量结果：
绝缘电阻值、吸收比、极化指数满足要求，可以进行直流耐压试验。
表6——直流泄漏电流测试结果： 单位μA
结论：C相在41.4kV时泄漏值不稳定，且随时间延长电流值增大；
三相泄漏值对比：41.4kV时各相泄漏电流差别值大于最小值的50%；C相试验过程中第一层汇流排对绝缘块基座放电，试验不合格。
原因分析及处理：
1、第一层汇流排放电位置仍是手包绝缘部位，要求对C相手包绝缘部位全部拆除、重新包扎，各方现场见证。
2、对汇流排支撑基座放电部位进行绝缘处理：用浸有环氧胶的玻璃丝带包扎，并填充树脂胶。
4.5 10月24日第五次试验结果
表7——绝缘电阻测量结果：
结论：三相直流泄漏值满足规范要求，试验合格。
4.6 小结
通过五次试验结果分析，海蓄电站#3机组定子绕组直流泄漏试验不通过的主要原因可确定为：
1、汇流排手包绝缘工艺不满足要求：环氧胶未固化、绝缘带包扎层数是影响绝缘的主要因素之一；建议机组运行检修增加“定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量”试验，满足DLT 1612-2016规范规定。
2、汇流排与绝缘块间距过小也是影响试验的主要因素之一；其绝缘块安装位置应满足设计要求。
3、汇流排绝缘块的螺杆绝缘也对直流泄漏试验有一定影响，建议机组在第一次检修时对#1、#2机组定子绕组螺杆做同样绝缘处理。
5、结束语
通过对海蓄电站#3机组定子绕组直流泄漏试验的分析，要求在机组安装过程中应加强汇流排手包绝缘的施工工艺控制，绝缘块与汇流排间距必须应满足设计要求，同时需考虑螺杆的绝缘问题。
参考文献：
1、《水轮发电机组安装技术规范》GBT8564—2003；
2、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2016；
3、《发电机定子绕组手包绝缘施加直流电压测量方法及评定导则》 DLT 1612-2016；
4、《国家电气设备安全技术规范》GB 19517-2009；
5、《高压电气设备试验方法》 ， 张葆昌 ， 水利电力出版社 ， 1983 。
论文作者:王浩
论文发表刊物:《电力设备》2018年第30期
论文发表时间:2019/4/11
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