闵静怡

上海吴泾发电有限责任公司

发电机定子绕组直流耐压试验浅析

闵静怡

上海吴泾发电有限责任公司

发电机是电力系统的主要构成部分，文章主要介绍了发电机直流耐压试验的原理、方法、试验结果判断分析及实际工作中部分情况分析。

发电机；直流耐压试验；方法；分析

Abstract: Power generation is main part of electric power system. The article introduces principle, method and test results analysis of power generator DC withstand voltage test and part conditions analysis based on practical work.

Key words: Power Generator, DC Withstand Voltage Test,Method, Analysis

发电机是电力系统的主要构成部分，它的可靠运行，直接影响发供电的质量。发电机在制造过程中，绝缘可能受到损伤，在运行过程中，由于受到振动、发热、电晕、化学腐蚀以及各种机械力作用，各个部件逐步老化，可能出现绝缘缺陷，为及时发现设备绝缘缺陷，《电力设备预防性试验规程》规定发电机绝缘预防性试验包括①定子绕组的绝缘电阻和吸收比。②定子绕组的直流耐压及泄漏电流的测量。故此，发电机直流耐压试验作为一种发现发电机受潮、劣化及端部缺陷的有利方法，在生产现场得到大量运用。本文将具体讲述发电机直流耐压试验的方法、各种外部因素对试验过程的影响及在实际工作中具体事例的分析。

1 直流泄漏及直流耐压试验的原理及作用

直流泄漏的测量，在原理上和兆欧计测量绝缘电阻的性质相同。只是直流泄漏试验时在设备上施加的电压较高，对于良好的绝缘，其漏导电流与外加电压的关系曲线如图1所示。

图1 绝缘的伏安特性

从上图可知，在预防性试验中，测量泄漏电流时施加的电压大都在A点以下，故对于良好的绝缘，其伏安特性近似为直线，而在绝缘有缺陷或受潮现象存在时，漏导电流将急剧增长，其伏安特性就不是直线了，因此可以通过测量泄漏电流来分析绝缘是否有缺陷或受潮。对于发电机来说，由于直流泄漏及直流耐压试验时，直流电压的分布是按表面绝缘电阻分压的，端部承受了较高的电压，故直流试验比交流耐压更有效地发现发电机的端部缺陷。同时，由于直流试验有着击穿时对绝缘的损伤程度较小，所需的试验设备容量也小的优点，它们已成为发电机绝缘试验工作中普遍而具有成效的方法。

图2 对空冷、氢冷绕组和水冷绕组水路干燥或吹干时的直流泄漏试验接线示意图

2 发电机直流泄漏及直流耐压试验的方法

2.1 空冷、氢冷绕组和水冷绕组水回路干燥或吹干时的试验接线图（图2）

由于试验仪器的日益升级，目前一般使用直流发生器进行，微安表接于高压端，要求输出电压高于试验电压，输出电流大于绕组的泄漏电流，通常在0.5 mA以上，电压脉动因数小于3%。在保证精度的前提下，可使用直流发生器自带的电压表（1.5级）和微安表（0.5级）。

2.2 水内冷通水状态下试验接线图（图3低压屏蔽法）

按试验规程要求，水内冷发电机直流泄漏试验在试验条件允许的情况下，应在接近发电机运行状态的情况下进行，以便检查发电机的绝缘情况。由于试验仪器的容量问题，过去，往往采用发电机汇水管内水吹干做试验，但是发电机水回路结构比较复杂，难以将汇水管内水吹干，引起发电机绕组对地绝缘不高，造成很难说明泄漏偏大是因为发电机本身绝缘问题还是由于汇水管的影响。而且，吹水过程占用大量的时间,影响了工期进程。因此，在情况允许的条件下，建议采用通水情况下进行试验。

图3是低压屏蔽法测量通水绕组泄漏电流的试验接线图。

（1）对水冷绕组通水测量的仪器要求：

1）试验变压器：高压侧额定电压通常高于试验电压1.2倍以上，容量通常为20 kVA；

2）调压器：容量通常与试验变压器匹配；

3）高压整流硅堆：额定整流电流通常大于1A，额定峰值电压高于试验电压1.2倍以上；

图3 低压屏蔽法测量通水绕组泄漏电流的试验接线示意图

4）约1 μ F稳压电容C1；

5）0.5～5 μ F滤波电容C2；

6）约10 mH的滤波电感L;

7）空气开关；

8）过电压保护球隙；

9）限流保护电阻：通常选用水电阻，其值为0.1 ～ 1 Ω /V；

10）球隙保护电阻：通常选用水电阻，其值为 0.1 ～ 1 Ω /V；

11）直流电压测量设备：可选用合适量程的高压静电电压表，或合适变比的分压器和合适量程的低压电压表，要求整体测量精度1.5级以上；

12）1块0.5级微安表；

13）1块1级毫安表。

（2）测试方法

1）根据相关规程和发电机的额定电压确定试验电压，并根据试验电压和发电机容量选择合适电压等级的电源设备、测量仪表和保护电阻。

2）尽量在停机后清除污秽前热状态下进行，交接或处于备用时可在冷态下进行。

3）对水内冷发电机汇水管直接接地者，应在不通水和汇水管吹净条件下进行试验，试验方法（包括设备、接线图、步骤等）与空冷和氢冷发电机相同。

4）对水内冷发电机汇水管有绝缘者，应采用低压屏蔽法接线。

（3）试验步骤

1）转子绕组在滑环处接地，发电机出口电流互感器二次绕组短路接地，埋置检温元件在接线端子处电气连接后接地，对绕组进行充分放电。

2）按接线图准备试验，保证所有试验设备、仪表仪器接线正确、指示正确。

3）记录绕组温度、环境温度和湿度。

4）如低压屏蔽法测量水冷绕组的泄漏电流，在空载条件下，按试验电压的1.05～1.1倍调整保护铜球间隙。

5）确认一切正常后开始试验，先空载分段加压至试验电压以检查试验设备绝缘是否良好、接线是否正确。

6）将直流电源输出加在被试相或分支绕组上，从零开始升压，试验电压按0.5 Un分阶段升高，每阶段停留1 min，并记录每段电压开始和1 min时微安表的电流值。

7）该相或分支试验完毕，将电压降为零，切断电源，必须等到10 kV以下充分放电后再改变接线对另一绕组进行试验或进行其他操作（特别是非水内冷发电机）。

（4）安全措施

1）为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏并有专人监护，发电机出线侧和中性点侧应派专人把守防止无关人员误人。试验时试验人员与看守人员通信要通畅，没有试验人员的命令看守人员不能乱动。负责升压的人要随时注意周围的情况，一旦发现异常应立刻断开电源停止试验，查明原因并排除后方可继续试验。

2）试验设备的布置应紧凑、连接线短，宜用屏蔽导线，接地线应牢固可靠。

3）注意对试验完毕的绕组必须充分放电。

4）试验过程中，如发现泄漏电流随时间急剧增长，或有绝缘烧焦气味，或冒烟，或发生响声等异常现象时，应立即降低电压断开电源停止试验，将绕组接地放电后再进行检查。

（5）试验结果判断依据

1）在规定的试验电压下，各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%，最大泄漏电流在20 μ A下者，相间与历次试验结果比较，不应有显著的变化。

2）泄漏电流不随时间的延长而增大。

3）任一级试验电压稳定时，泄漏电流的指示不应有剧烈摆动。

4）试验过程中应无异常放电现象。

（6）注意事项

1）对水内冷绕组，泄漏电流测量值受内冷水水质的影响，因此试验时冷却水质应透明、纯净、无机械杂质，电导率在20℃时要求：对开启式水系统不大于5 μ S/cm，对独立的密闭循环水为1.5 μ S/cm。

2）对氢冷发电机应在充氢后氢气纯度为96%以上或排氢后含氢量在3%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验。

（7）电导率及汇水管绝缘对试验结果的影响

低压屏蔽法是将试验电压加在绕组和汇水管之间，绕组对地的泄漏电流通过地，再经过微安表后回到汇水管，使绕组对汇水管电流与绕组对地电流分开，分别进行检测，其泄漏电流测量值受内冷水水质及水的导电率影响很大，这直接影响到试验仪器的容量配置和测量精度。表1为吴泾电厂机11发电机（型号：QFSN-300-2；生产厂家：上海电机厂）历年试验情况分析整理结果。

由表1可知，汇水管的绝缘电阻值及定子水的水质对定子绕组本身的泄漏值没有影响，仅对泄漏总电流也就是试验仪器的容量产生影响，这就要求在试验中力求提高汇水管绝缘及降低定子水导电率，根据吴泾电厂历年工作经验，基本要求汇水管绝缘大于20 K Ω，定子水导电率小于1.2 us/cm.

3 直流泄漏及直流耐压试验结果分析

3.1 直流泄漏及直流耐压试验分析判断

进行泄漏试验时，如不注意充放电的时间，将给试验结果带来很大的误差。一般发电机的容量较大，充放电的时间很长，甚至几个小时，这在现场是有困难的。因此以较短的同一升压速度分段加压，停留时间以一分钟为准，读取微安数，试验前预先放电 5 min（要大于充电时间），这样分相测量比较、历次比较、同型机组比较，才有价值。对其分析判断如下。

（1）泄漏电流随时间的增长而升高，说明高阻性缺陷和绝缘分层、松弛或潮气侵入绝缘内部。

（2）若电压升高到某一阶段泄漏电流的指示出现剧烈摆动，表明绝缘有断裂性缺陷。大部分在槽口或端部绝缘离地近处，或出线套管有裂纹等。

（3）各相泄漏电流相差过大（超过 30%），但充电现象还正常，说明其缺陷部位远离铁心，在端部或套管脏污。

图4 发电机定子绕组的典型泄漏电流曲线

表1 机11发电机直流耐压试验情况分析

（4）同一相，相邻阶段泄漏电流随电压升高不成比例上升，超过 20%，表明绝缘受潮或脏污。

（5）无充电现象，或充电现象不明显，泄漏电流增大，这种现象大多是受潮、严重性脏污及明显贯穿性缺陷。

3.2 案例分析

吴泾电厂机1、机2为上海电机厂早期600 MW机组，在试验中多次发生绝缘击穿，发电机定子绕组的典型泄漏电流曲线如图4所示。

实际试验情况，验证了该曲线表示的各种情况。

在发电机直流试验时，有时泄漏增大为绝缘击穿的前兆，而有时是绝缘受潮引起，在机1、机2发电机试验中，就出现过这两种不同的情况。在进行机2发电机预试中，发电机A相在直流泄漏试验时，电压升到40 kV时发现泄漏电流直线增大，分析可能为发电机线棒击穿，经发电机抽转子故障查询，在发电机10号线棒槽口处发现击穿；而同样在机1发电机预试工作中， 发电机吹水准备进行直流耐压试验，期间发电机绝缘一直上不来，通水加热后重新试验，发电机定子B相直流试验做到第四点时（40kV）直流泄漏开始向上攀升，电压降下来测绝缘，绝缘有大辐度下降，开始以为系吹水原因造成，所以继续吹水再做试验，经多次反复吹水试验，发现B相绝缘始终在1 200～1 800兆欧间，而A、C两相绝缘已攀升至4 000兆欧，泄漏电流攀升点也由原来的40 kV降到20 kV左右，按此分析可能B相绝缘有击穿趋势。但是，通过对发电机结构及水回路等分析研究，认为B相结构造成吹水难度大，还是吹水问题，后再通水加热至70℃烘燥到6日吹水试验，三相绝缘皆上升至3000兆欧左右，泄漏值在40 kV时最大为10 u Ω，试验合格。因此，在试验时不仅仅要根据试验数据、同时要结合现场设备的实际情况分析原因，以便更好的判断设备状态，要及时发现问题，也要避免增加不必要的工作。

直流耐压试验施加的高电压相较绝缘电阻测量更易发现绝缘缺陷。在一次对发电机进行吹水状态热态试验时，当时A相绝缘为2 000 /10 000 M Ω，B相绝缘为600 / 1 000 M Ω，C相绝缘为1 000 / 2 000 M Ω,考虑到吹水对绝缘的影响，对发电机进行直流试验，情况如表2所示。

表2 在不同状态下发电机直流试验情况

从试验数据可以看出，A相的绝缘当时是最好的，但是在电压较高的情况下瞬时击穿，证明了直流耐压试验施加的高电压更好的考验了设备的绝缘状态，而B相泄漏增大，原因还是由于为发电机结构造成吹水不良引起。为了避免水回路的影响，对水内冷发电机应尽量提高汇水管对地绝缘，采用低压屏蔽法进行试验，以便于试验结果的分析判断。

后对发电机解体检查，发现A相线棒端部处击穿，在拆除A相故障线棒,清理剩余线圈后进行试验，结果见表3。

表3 发电机直流耐压试验与交流实验结果

4 结论

由于直流泄漏和直流耐压试验时，作用于绕组绝缘的电压是按电阻分压的，在端部绝缘上的压降较大，故能有效地发现端部缺陷，从电源吸取的电流很小，所需的试验变压器容量就大大缩小。直流耐压时，绝缘介质损耗较交流小，故对绝缘的积累效应小。可以利用泄漏电流与电压的关系曲线，分析绝缘有无受潮或其他缺陷。直流试验在比较高的温度下能更有效的发现缺陷。

Study on DC Withstand Voltage Test of Power Generator Stator Winding

Min Jingyi
Shanghai Wujing Power Generation Co,,Ltd

10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2017.09.011