马迹塘电厂1#机组绝缘问题分析及处理

马迹塘电厂1#机组绝缘问题分析及处理
雷晓斌;侯光仁
【摘要】文章通过对马迹塘水电站电厂1#机组检修时历次预防性试验数据的分析,准确判断出机组定子绕组存在的绝缘缺陷及其原因,并采取针对性的处理措施,恢复
了机组绝缘,确保了机组的安全稳定运行.
【期刊名称】《湖南水利水电》
【年(卷),期】2013(000)004
【总页数】4页(P60-62,65)
【关键词】机组;预防性试验;绝缘;处理
【作者】雷晓斌;侯光仁
【作者单位】湖南五凌电力有限公司马迹塘水电厂益阳市 413405;湖南五凌电力
有限公司马迹塘水电厂益阳市 413405
【正文语种】中文
1 电厂基本情况简介
马迹塘水电站位于湖南省桃江县马迹塘镇资水干流上，上游距柘溪电站86 km，
下游距桃江县城43 km，207国道从大坝坝顶通过。

枢纽由溢流坝（桥坝结合）、船闸、厂房、开关站与副坝等建筑物组成。

坝轴线总长1 312 m，最大坝高26.8 m，于1976年动工兴建，1983年6、7、8月3台机相继投产发电，是我国第一座低水头贯流式机组水电厂。

3台贯流式水轮发电机组均从奥地利引进，单机容量
为18.5MW，总装机容量为55.5MW，设计年发电量2.76亿kW·h，多年实际平均发电量为2.3亿kW·h左右。

发电机参数：型号SV 588/80-195，额定容量19 500 kVA，额定定子电压10.5 kV，额定定子电流1 072 A，额定励磁电压317 V，额定励磁电流640 A，磁极对数40对，定子绝缘为F级。

2 目前机组绝缘存在的主要问题
马迹塘电厂的发电机组在设计时没有考虑碳粉收集、处理的问题，因此，运行30年来，碳粉的收集处理一直是困扰机组安全稳定运行的关键问题，再加上2000年3月份发生过水淹机组的事件，以及运行过程中的油雾影响，机组的绝缘近几年出现了明显的下降趋势。

2.1 机组定子绝缘存在的主要问题
（1）因为机组采取的是密闭循环风冷方式，再加上未安装碳粉收集装置，运行30年后，机组定子绕组受碳粉污染严重。

（2）2000年3月份水淹机组后，定子绕组表面受到油水混合物的污染，恢复运行时处理不彻底，端部绕组防电晕油漆出现局部脱落现象，辅助绝缘下降。

（3）机组运行时间过长，已达到30年的设计寿命，机组绝缘老化严重。

2.2 机组转子绝缘存在的主要问题
（1）磁极表面受碳粉污染严重，绝缘出现明显的反复现象。

（2）滑环之间因碳粉的堆积出现过短路现象。

（3）自投产发电以来，机组已运行30年，转子滑环部分的引线、套管和连接排垫块、滑环垫板等处的绝缘都有不同程度的老化。

3 预防性试验数据分析
3.1 绝缘电阻数据对比分析
2012年10月26日，电厂按照年度检修计划开始进行1#机组A修工作，按照预
试规定，在A修前对机组定子绝缘电阻进行了测量，发现绕组三相对地绝缘电阻均出现了较为明显的下降，且C相对地绝缘电阻要明显高于A、B相对地值。

针对此现象，电厂对2009年以来的试验数据进行了分析，并根据分析结果采取了处理措施，效果较为理想。

2009年电厂安排对1#机组进行了B修，测量了分相绝缘电阻，并进行了直流耐压试验，因2010年、2011年均只安排了C修，故均只测量了发电机整体绕组的对地绝缘电阻。

对试验数据分析发现2010年测量的发电机整体绕组对地绝缘比2009年有较为明显的下降，2011年的测量值比2010年稍有提高，但相对2009年的绝缘数据仍有下降，而2012年A修前测试数据较2011年又有明显下降（具体数值见表1）。

表1 2009～2012年马迹塘电厂1G定子绝缘电阻值MΩ时间2009年11月（B 修前）2009年12月（B修后）2010年8月（C修后）2011年4月（C修后）2012年10月（A修前）2012年12月（A修后）机温/℃20 22 35 20 27 18 15"30 30 30 30 30 30 10 192 123 125 258 689 705 697测试部位A-BC+E B-AC+E C-AB+E A-BC+E B-AC+E C-AB+E ABC-E ABC-E A-BC+E B-AC+E C-AB+E A-BC+E B-AC+E C-AB+E 1'140 140 140 140 140 140 35 625 146 148 512 1 920 1 840 2 100 10'12 000 12 000 11 000 13 000 12 000 12 000 1 200 2 700 152 159 775 6 560 6 360 11 200极化指数85.71 85.71 78.57 92.86 85.71 85.71 34.29 4.32 1.04 1.07 1.51 3.41 3.45 5.33吸收比4.67 4.67 4.67 4.67 4.67 4.67 3.50 3.26 1.19 1.18 1.98 2.78 2.61 3.01
（1）2009年试验结果表明，1#机组绝缘数据在检修前后基本一致，未出现明显变化。

三相对地绝缘电阻均达到了11GΩ以上，吸收比、极化指数分别达到了4.67、78.57以上，满足规范要求。

（2）从2010年试验数据看，10分钟绝缘电阻值较2009年下降明显，从11 GΩ
下降到了1.2 GΩ，吸收比、极化指数分别为3.5、34.29，但仍然满足规范要求。

（3）从2011年试验数据分析，10 min绝缘电阻值较2010年上升了1.5 GΩ，达到了2.7 GΩ，吸收比、极化指数分别为3.26、4.32，满足规范要求。

从数据上看机组整体对地绝缘较2010年有所恢复，其原因为2010年9月26～28日对机组部分端部绕组进行了清洗，绝缘强度得到了部分恢复，但跟2009年比，仍有较大差距。

（4）从本次机组A修试验数据看，A修开始时测试的数据，10分钟绝缘电阻值
A、B、C相分别只有152 MΩ、159 MΩ、775 MΩ，吸收比、极化指数分别在
1.18～1.98、1.04～1.51之间，但绕组整体对地绝缘达到了2 GΩ左右。

A修过程中采取绝缘处理措施后，10 min绝缘电阻值A、B、C相分别达到了 6 560
MΩ、6 360 MΩ、11 200 MΩ，吸收比、极化指数分别在2.61～3.01、3.41～5.33之间，全部满足规范要求。

（5）本次机组检修前，转子回路绝缘只有2MΩ。

3.2 直流耐压试验数据对比分析
（1）2009年B修前后直流耐压试验在15 kV、5 min时，三相泄漏电流均只有（2～3）μA，说明绝缘比较理想。

（2）2010年C修后的直流耐压试验表明，在15 kV、5 min时的绕组整体泄漏电流为14 μA，说明机组绕组绝缘已经下降，但试验结果尚满足要求。

（3）2011年C修后的直流耐压试验表明，在15 kV、5 min时的绕组整体泄漏电流下降为6 μA，说明机组绕组绝缘相比2010年有所回升，但其原因是在上次C修后对转子磁极和部分定子绕组端部进行了清洗。

（4）本次A修前发现绝缘变化较大后，为了验证分析，也进行了泄漏电流测量，在10kV、1min时即达到了（13～48）μA。

在采取绝缘处理措施后，A、B、C 三相在15 kV、5 min时的泄漏电流分别为17 μA、24 μA、3 μA，远小于规范规
定的70 μA 注意值。

表2为2009～2012年马迹塘电厂1G定子直流耐压与泄漏电流值。

表2 2009～2012年马迹塘电厂1G定子直流耐压与泄漏电流值μA时间2009年11月（B修前）2009年12月（B修后）2010年8月（C修后）2011年4月（C修后）2012年12月（A修后）机温/℃20 22 35 20 50 5 kV 1'2 2 2 2 2 1 1 2 2 2 2 2测试部位A-BC+E B-AC+E C-AB+E A-BC+E B-AC+E C-AB+E ABC-E ABC-E A-BC+E B-AC+E C-AB+E 10 kV 1'6 6 6 4 3 2 1 8 8 6 8 4 1'6 6 6 6 7 6 2 8 12 21 28 7 3'4 4 4 4 5 4 1 8 8 1 9 26 5 2'5 5 5 5 6 5 2 4 10 20 27 6 4'3 3 3 3 4 3 1 6 7 1 8 25 4 5'3 3 3 2 3 2 1 4 6 1 7 24 3 15 kV
从上述试验数据分析可以看出，机组绕组绝缘电阻、泄漏电流的数据反映的问题比较吻合的，说明试验数据比较可靠。

同时，也说明1#机组定子绝缘已经呈现出加速下降的趋势，（2011年的绝缘回升原因为2010年C修后因机组短轴漏油污染了磁极，安排对转子磁极进行了清洗，并对定子部分端部绕组进行了清洗），虽然经清洗后，整体绝缘有较大的回升，但三相对地绝缘仍不平衡，说明A、B相之间的主体绝缘存在一定的隐性缺陷，再加上因辅助绝缘降低，导致了A、B相相间绝缘下降。

4 本次机组A修中采取的主要处理措施
4.1 转子回路的处理
（1）用铲刀或刮刀将A、B两极滑环两侧垂直面的原绝缘漆层清除干净直到露出金属部分，同时清除两极滑环之间、滑环与大轴之间环氧树脂垫板上的绝缘漆层。

（2）在确认滑环垂直面需处理部分绝缘漆层已被清除干净后，用由粗到细的砂布对滑环各金属面进行打磨。

完成打磨后，使用酒精和丙酮分别对滑环部分进行至少两次清洗。

（3）采用喷涂法对滑环、硬引线和垫块已处理部分喷涂H1348绝缘漆，不能进
行喷涂的地方，则采用手工涂刷。

（4）采用ES-D01电机专用清洗剂对转子磁极进行全面的清洗。

4.2 定子绕组的处理
本次1#机组A修，针对定子绕组存在的绝缘问题，电厂经分析研究后，分两阶段采取了相应的处理措施。

4.2.1 第一阶段采取的措施
（1）安排对机组端部绕组进行了全面的检查，未发现垫块或接头盒开裂、槽衬纸窜出现象。

（2）安排对1#机组定子绕组端部及中性点、绕组出线汇流排与电缆接头部位进
行了全面的卫生清扫（压缩空气吹扫与白布擦拭）。

（3）对机组进行了短路干燥，绕组温度最大上升到了75℃左右。

4.2.2 效果不佳的原因
经采取以上措施后，再次对机组进行绝缘摇测，发现绝缘有所上升，但效果不理想，分析主要原因如下：
（1）因机组自投运以来，一直没有安装碳粉收集装置，且未对端部绕组进行全面的清理，再加上在2000年3月份发生过水淹事故，绕组表面附着的油污与碳粉混合体，利用压缩空气吹扫无法彻底清除。

（2）因定子端部空间狭小，端部绕组的2个垫块无法利用压缩空气吹扫和白布擦拭的方法彻底清除表面污染。

4.2.3 第二阶段的处理
针对以上处理措施实施后，效果不理想的现象，电厂立即采取了第二阶段的处理：（1）在机组风洞内搭设脚手架，拆除上下游侧全部挡风板，使定子端部绕组全部暴露出来。

（2）采用ES-D01电机专用清洗剂对定子端部绕组进行全面的清洗。

（3）清洗完成后，开启机组冷却风机加快清洗剂的挥发，在检查绝缘有较大的恢复趋势后，开启机组至空载状态，加快机组绝缘的恢复速度。

5 效果评估
通过在1#机组A修中采取以上处理措施后，机组转子回路的总绝缘从检修前的2 MΩ上升到了360 MΩ，定子绕组的绝缘也从检修前的150 MΩ左右上升到了6 600 MΩ左右，吸收比、极化指数也满足了规范要求，说明处理的措施是可行的，效果十分明显。

6 结语
发电机组的设计寿命一般为30年，但如果出现过长时间的过负荷运行，或因为冷却系统的原因导致机组运行温度过高的话，均会严重影响发电机组的寿命。

马迹塘电厂的机组虽然从未发生过过负荷运行的现象，实际运行温度也不高，但因为2000年3月份发生水淹机组事件后，恢复运行时对绕组处理不彻底，且机组本身已运行了29年，机组整体绝缘已呈现加速下降趋势。

因此，如何采取更彻底的处理措施，是关系到机组安全稳定运行的重大课题。