关于定子相间短路的分析

一、防止定子绕组端部松动引起相间短路。
      检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上的发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格(振型为椭圆、固有频率在94—115Hz之间)的发电机，应进行端部结构改造。”
      发电机在运行时，绕组上要承受100Hz(2倍工频)的交变电磁力，由此产生100Hz的绕组振动。由于该交变电磁力与电流的平方成正比，故在容量越大的发电机中，绕组承受的激振力就越大。由于定子绕组端部结构类似悬臂梁，难于像槽中线棒那样牢固固定，因此，较易于受到电磁力的破坏。通常，设计合理、工艺可靠的端部紧固结构可以保证发电机在正常振动范围内长期安全运行，但是，设计和制造质量不良的发电机，有可能在运行一段时间后发生端部紧固结构的松动，进而使线棒绝缘磨损，若不及时处理，最终将发展成灾难性的相间短路事故。定子绕组端部松动引起的线棒绝缘磨损而造成的相间短路事故，具有突发性和难于简单修复的特点，损失往往极为严重，所以应引起有关方面的特别重视。
      例如：1998年9月，盘山电厂1号500MW水氢氢型汽轮发电机，因定子水内冷系统中氢气泄漏量激增而停机，抽发电机转子进行检查，发现发电机定子励磁机侧端部大量绑块已松动、脱落、磨小，两个下层线棒多处主绝缘(5．2mm厚)磨损露铜，其中一根线棒磨损最严重处空芯铜导线已磨漏。进一步检查所有线棒，共发现有12处支架松动，22块绑块松动，8根线棒绝缘磨损。由于故障发现得比较及时，幸未发生相间短路事故。但是由于定子线棒绝缘损坏比较严重，被迫在现场更换了发电机定子的全部线棒，并更新了定子绕组端部的紧固系统，为此共停机118天，经济损失也非常严重。
      又如：石横电厂6号发电机于1994年11月29日发生了定子相间短路事故，使线棒严重烧损，更换了24根新线棒，修复后于1995年1月26日并网发电。运行不到一个月，于1995年2月22日又第二次发生定子相间短路，定子线棒烧损十分严重，被迫全部更换。两次事故的主要原因是由于定子绕组端部固定不良，特别是鼻端整体性差，振动过大，导致上、下层线棒电连接导线疲劳断裂，引起拉弧烧损。另外，通风管振动使绝缘磨损引起环流，通风管裸露，更加重了事故。
      又如：在澳大利亚的新南威尔士电站4台500MW发电机，1971～1973年投入运行，有3台在运行到1981年时，在8个月内相继由于发电机端部整体性差发生相间短路事故。故障点的软联接片部位出现了不同程度的疲劳损坏。
      防止在役发电机定子线棒因松动造成绝缘磨损的主要措施是，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。每次大修、小修都应当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，尤其是发现有环氧泥时，应当借助内窥镜等工具进行检查。若发现定子绕组端部结构有松动现象，除应重新紧固外，还应仔细进行振动模态试验，确认固有频率已达到规定值(避开94—115Hz)，根据测试结果确定检修效果。
      实践表明，出厂时端部结构模态试验频率测试合格的发电机，在运行一段时间后，发电机端部因振动可能逐渐发生松动，发电机端部线棒的固有频率和模态也就随之改变，并有可能落入双倍频的范围，从而导致发电机端部线棒发生共振，

其更加重了松动和磨损的程度。因此，定期检查端部结构和进行模态试验是必要的。另外，虽然有时发现发电机的端部结构达不到要求(固有频率避不开94—115Hz)，但是由于端部结构一时也无法轻易改变，进行模态试验至少可以使人们对发电机的质量心中有数，做到有目的地监视运行，从而避免发生灾难性的相间短路事故。对端部振动特性存在先天缺陷的发电机，如存在100Hz左右的椭圆振型，建议加装发电机定子绕组端部振动在线监测装置，以便实现早期的故障报警。目前，陡河电厂在一台定子绕组端部振型不合格的发电机上已安装了定子绕组端部振动在线监测装置，并取得较好效果。
      发电机定子绕组端部振动特性相关的试验标准有两个：一是《大型汽轮发电机定子端部绕组模态试验分析和固有频率测量方法及评定》(JBlT 8990—1999)，其主要针对发电机的出厂试验。二是《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定》  (DL／T 735—2000)，其主要针对发电机的检修。两者均规定发电机定子绕组端部的线棒固有频率和模态应避开94—115Hz。
二、防止定子绕组相间短路。
      11．2．1  加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》(DIJT596—1996)，对定子绕组端部手包绝缘加直流电压测量，不合格的应及时消缺。”
     发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处是发电机机械强度和电气强度先天性比较薄弱的部位，事故统计表明，其也是发电机定子绕组相间短路事故多发部位。因此，应加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。
     我国的发电机运行和检修经验表明，发电机定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，可以有效地发现上述部位的绝缘缺陷情况。
三、 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。
     发电机内部氢气湿度过高的主要危害为：一是可能造成发电机定子绕组相间短路事故。湿度过高的环境下，发电机定子绕组线棒绝缘性能下降，易于发生表面爬电、闪络，以致拉弧放电，造成短路事故。二是发电机转子护环应力腐蚀。理论和实践表明，发电机内部氢气湿度过高是采用50Mnl8Cr4Wn材料的发电机转子护环发生应力腐蚀裂纹的主要诱因。
     例如：2000年3月，大同二厂在5号机组大修中，发现该机组200MW水氢氢型汽轮发电机转子护环有严重裂纹。发电机转子汽侧护环外表面沿周向散布有7条轴向裂纹(有的肉眼已清晰可见)，长度在13—28mm之间，深度在5—8mm之间，其内表面沿周向散布有26条裂纹，长度在10—12mm之间，深度在3—5mm之间，同时发现发电机转子护环外表面有裂纹处所对应的内壁也有裂纹。发电机转子励侧护环外表面完好，其内表面有13条裂纹。由于是在检修中发现发电机转子护环有裂纹，从而未发生发电机转子护环崩毁事故。但因发电机转子护环存在严重裂纹，被迫全部更换。发电机转子护环产生裂纹的原因是由于在本次大修前，氢气干燥器(冷冻式)因故退出运行，造成发电机机内氢气湿度严重超标，实测机内露点温度经常在20~C以上，而转子护环采用不抗应力腐蚀的材料50Mnl8Cr4WN，最

终导致在发电机转子护环热套部位产生应力腐蚀裂纹。又由于该发电机密封油系统存在不时向发电机内部漏油的问题，并且发电机汽侧漏油较为严重，因油中含水量大，故汽侧氢气湿度可能更高一些，从而使发电机转子汽侧护环应力腐蚀裂纹比励侧护环严重。在6年前，类似情况也发生在该厂另外一台同型号的发电机上。
    据有关统计资料，1987年以来，华北电网42台发电机转子护环进行了超声波检查和覆膜金相检查，发现有应力腐蚀的护环占25．7％，因应力腐蚀裂纹而更换的护环占16．6％，护环应力腐蚀问题已严重地威胁着发电机的安全运行。
    目前，降低氢气湿度的主要措施有如下几点。
    (1)严格执行有关标准。《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》(DL／T651—1998)规定了发电机内的氢气湿度在—25t—O~C露点温度；当发电机停机备用时，若发电机内温度低于10℃，则氢气湿度不得高于露点温度—5℃。氢气湿度不高于露点温度—5℃(0℃)可有效地防止绝缘性能下降和护环应力腐蚀，不低于—25℃的规定是为了防止因过于干燥使绝缘开裂。如果制造厂规定的湿度高于本标准，则应按厂家标准执行。
    例如：俄罗斯列宁格勒《电力》电机制造联合公司500MW机组运行规程的规定如下。
    发电机正常运行应保持氢气相对湿度不大于15％。在湿度增高至20％时应查明升高的原因并采取措施排除；必要时，可向发电机送人部分新的干燥氢气，而它的相对湿度应不大于10％。当发电机中氢气达到20％时应每四小时测量一次湿度。
    允许发电机在湿度大于20％，但不超过30％条件下运行；但这种情况一年不超过3次，每次不超过3昼夜。
    (2)防止向发电机内漏油。国产发电机漏油现象比较普遍，主要是由于氢压波动时，密封油系统的差压阀和平衡阀跟踪、调整不好。某些新技术的采用可以明显改善漏油情况。此外，根据《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》(DIJT 705—1999)，应采用密封油净化措施控制油中含水量在50ms／dm3以下，也是为了避免因发电机进油使发电机内部氢气湿度骤然升高的有效措施。
    (3)保持发电机氢气干燥器运行良好。经验证明，不论何种型式的干燥器，只要运行状态良好，一般总是可以保持发电机内的氢气湿度低于露点温度0℃。考虑到停机时干燥器一般不工作，可能造成发电机湿度超标，特别是频繁启停的调峰发电机存在停机备用时湿度升高问题，建议选购带有自循环风机的氢气干燥系统。吸附式干燥器具有故障率低、除湿效果好的优点，宜优先选用。
    此外，为避免发电机转子护环应力腐蚀，推荐发电机转子护环采用抗应力腐蚀的18Mnl8Cr材料。