分析了一起125 MW双水内汽发电机线圈损坏的原因，介绍了处理经过，提出了反事故技术措施。 
关键词：发电机；线圈；损坏处理

1　705号发电机情况简介
    型号：　　　QFS－125－2；
    生产厂：　　上海电机厂；
    出厂编号：　125S090；
    投运日期：　1993年12月30日；
　　大修时间：　1995年5月，1997年7月。
2　事故简介
2．1　事故前系统运行方式
　　705号机组单机经220kV萍跑线、萍袁线并入系统，704、705号主变运行，0号高备变处于热备用；705号机带有功负荷为120 MW。
2．2　事故经过
　　1999年2月21日18：25，运行人员发现705号发电机本体处有烧焦味，汇报后，值长令汽机、电气运行人员对有关设备进行仔细检查，并加强监视。18：44发现该发电机静子线圈窥视孔靠近励磁机端冒烟，值长令打闸停机，时间为18：45。
    运行人员打开励侧窥视孔用灭火器喷射。事故前后静子线圈、出水、铁芯温度如表1所示。　　
　　


3　事故原因
　　事后，对发电机进行了全面检查试验，在抽出发电机转子后，发现励侧26号槽上层线圈端部主绝缘开裂，树脂熔化喷出，3号槽下层线圈端部主绝缘也有明显开裂（26号槽上层与3号槽下层线圈共一个水电接头）。
　　2月25日用内窥镜探测到总进水管不锈钢头子对应励侧36槽上线圈处有10×30mm异物堵塞，拆开定子线圈内冷水总进水阀，发现密封垫圈已破损，开孔取出异物后，正好与该密封垫破损部分吻合。分析认为：发电机静子线圈内冷水总进水法兰密封垫圈破损，进入发电机进水总汇水管后堵塞了26号上槽线圈和3号下槽线圈，引起线圈断水过热，停机后断冷却水时，该堵塞物下落到36号上层线圈处。 
4　处理 4．1　绝缘损坏情况
　　事故发生后，即吊开发电机两侧端盖，进行外观检查，发现两侧都有环氧树脂喷出，励侧更加明显，于是抽转子进一步检查，发现过热线圈均为励侧26号上和3号下，说明是该线圈水接头与进水总汇水管接口处堵塞断水所致，其余线棒未见过热痕迹，而且发电机未出现绝缘击穿，无任何电气参数异常。经内窥镜查出原因后，故障部位缩小在以上两根线棒上。由于下层线圈更换困难，我们将26槽上层线棒端部绝缘剥开后，对3号槽下层线棒进行了仔细检查，发现了明显的外绝缘开裂。为了消除事故隐患，经省电力公司、赣能股份有限公司、省电力试验研究所、上海电机厂、萍乡发电厂组成的专家组确定，将26槽上层和3槽下层线圈进行了更换。
4．2　线圈更换过程中工艺及其有关试验
4．2．1　拆旧线圈
　　要折出3号槽下层线棒，必须拆下26上、27上、28上、29上、30上、31上、32上、33上、34上、35上、36上、1上、2上、3上、共14根线棒。先将以上线棒水电接头鼻端处手包绝缘剥开，用火焊焊开水电接头、实空芯铜棒，折除有关线棒槽楔。在拆除旧线圈过程中，有两根上层线棒绝缘被拉伤，其中34上绝缘明显有碰伤，27上线棒做绝缘试验时击穿。还有一根线棒引水接头在拆的过程中被击压变形，后由上海师傅用火焊补好修复。
4．2．2　新线圈处理
　　将备品线棒放置在发电机平台做好的架子上，抹净表面，用压缩空气吹净空芯铜棒，用2500V兆欧表测绝缘电阻，均在5000 MΩ以上，交流耐压31．45kV，1分钟，电容电流在48mA以下；
　　对备品线圈机外进行1 MPa／8h水压试验，无渗漏。
4．2．3　拆除后旧线圈处理及试验
　　拆除上层线圈共14只，下层线圈1只，除26上、34上、3下为明显绝缘损坏外，其余线圈用压缩空气吹干净后，交流耐压26kV，有27上线圈击穿，其余10根线棒全部通过试验，且电容电流在35mA以下。
　　对留在机内与已取出线圈又有机械联系的下层线圈，在拆开两侧引水管后，将此12根线棒连接起来，吹干水后，测绝缘电阻350 MΩ（2500V兆欧表），耐交流24kV，总电容电流为410mA，合格。
4．2．4　下线棒过程中工艺及试验
　　先下3号槽下层线圈，下完后，做交流耐压27kV，电容电流为42 mA；接着下完所有上层线圈，上线圈全部通热水10分钟整形。
　　对恢复后的所有上层线棒（除两根连接有引出线的外），在打完槽楔后做交流26kV通过；
　　上下层线圈间，上层线圈槽楔绝缘全部更换。
4．2．5　线棒焊好接头后试验
    a　静子绕组直流电阻测试数据列于表2
　    b　水压试验
    加压至0．6 MPa，8小时无渗漏 
    c　流量试验
　　将两侧引水管全部拆除后，加水压0．1 MPa，时间15s，其试验数据如表3所示
4．2．6　线圈整形、固化
    完成线圈固定后，将线圈端部绝缘包好，按制造厂标准调好固化剂，绑好绦波绳，将端部固定。

　
　　为了对更换的静子线圈进行烘潮并加速环氧树脂的固化，须对绕组进行加热，我们采用通内冷水的方法，即利用锅炉蒸汽注入内冷水箱，加热内冷水，将内冷水泵开起来，内冷水由总进水阀进，总出水阀出，进行循环加热，控制进水温度在90±5℃。
　　线圈两侧在测点8、10、12钟点位置实测温度，控制在80±5℃内，经过32小时加热，用水冷电阻测试仪测量三相绕组对地绝缘电阻，稳定6小时，在1000 MΩ以上。
4．2．7　线圈修复后绝缘鉴定试验
4．2．7．1　定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量
    DL／T596－1996电力设备预防性试验规程有关的标准中规定：手包绝缘引线接头、汽机侧隔相接头，在100 MΩ电阻上的电压降为2000V以下；端部接头和过渡引线关联块，在100 MΩ电阻上的电压降为3000V以下。我厂采用表面电位法的正接线方式，即定子绕组通水（内冷水电导率为2μs／cm），三相绕组短接外加13．8kV直流电压（Un），用手持式高压电压表测量线棒各端部电位。试验数据列入表4。　　


　　
　　第一次测量数据中有汽侧26号、励侧29号、32号端部接头不合格。
　　处理过程：经重复测量和分部测量，汽侧26号接头B处电压为4500V，励侧29号接头A处电压为13700V，励侧32号接头A处电压为8600V。上海电机厂技术人员分别在汽侧26号接头C处、B处下方加包硅橡胶绝缘带，在励侧29、32号接头A处、C处加包硅橡胶绝缘带。经过处理后，汽侧26号接头电压为100V，励侧32号接头电压为20V。
　　通过上述试验，可以作出小结：705号发电机定子绕组端部手包绝缘试验数据全部在标准值以内，试验合格。
4．2．7．2　定子绕组局部放电试验
　　试验目的主要是检测发电机是否存在局部放电，测量放电起始电压和熄灭电压，测量放电强度即局部放电量。
    试验回路如附图所示
　　 

    图中：Cx—试品　Ck—耦合电容（2100pf）　Zm—NO．4检测阻抗
M—DST局放仪、SS－5702示波器　Uo×Co方波

    试验步骤：
    空载下，测量试验变压器的放电量；
    带上绕组后，对整个测量回路进行放电量校正；
    升压过程中读取放电起始电压；
    升压至8kV，稳定后进行局部放电量的测量；
    降压过程中读取放电熄灭电压；
    三相绕组分相进行。
    试验数据列于表5中　


　　通过试验，可作出如下结论：《发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则》（DL／T492－92）中的有关标准：测量整相绕组的局部放电量，在试验电压Un/√3下的最大局放量一般在10000PC以内。出现局放量偏大现象，应首先排除定子绕组表面脏污和潮湿现象。局放量达30000－40000PC时，应引起高度重视并注重历年变化。本次试验数据在正常值范围内，试验合格。
4．2．7．3　定子绕组交流耐压试验
　　三相分别加交流22kV，耐压1分钟通过，A、B、C相电容电流分别为725、725、715mA
4．3　进转子，扣端盖，发电机装配好并通合格冷却水（电导率为5μs／cm以下）后，进行了以下试验：
　　a　用ZC－37型水电阻测试仪测试绝缘电阻，结果列入表6 
   
5　反事故措施及建议
5．1　反事故措施
　　a　定子水系统密封圈更换为四氟乙烯材料，并经常加以检查，大修中一定要拆装，并注意密封圈大小与阀孔要相配。
　　b　加强对发电机组温度巡测仪的检查，确保各测点温度显示正确，能真实反映发电机的运行状况。
　　c　机组正常运行时，应加强对定子线圈、铁芯、进出水温度的监视，发现温度异常点，应视具体情况，缩短记录周期。
5．2　建议
　　a　本发电机为双水内冷机组，定子总进水阀装有滤网，但由于密封圈在滤网后面靠机体一侧，故密封圈破损后碎片不能滤除，可能直接进入机内，建议厂家加以改进。
　　b　本次事故的发生，是由于定子冷却水管被堵塞，但定子线圈的测温元件却不能及时反映出因突然性断水导致温度快速升高而造成的。建议厂家采用对突然发生的局部断水过热能起到预告作用的先进测量手段，使温度测量能准确而迅速，从而避免事故的发生。
6　结束语
　　此次发电机定子更换线圈的工作之所以能顺利进行，与上海电机厂师傅严把工艺关，本厂电修人员积极配合是分不开的；另外，由于加强了全过程的高电压技术监督，严把了试验关，保证了每一道工序的质量，缩短了时间。该发电机定子线圈更换后，投入运行一次并网成功，现已运行6个月，未出现异常，说明修理质量良好。 

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