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1、!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!"!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!第!!!!!!!!!!!!三!汽分!!!!!!!!!!!篇!!!!轮析!!!!!!!!!!!!发处!!!!!!!!!!!!!!!电理!!!!!!!!!!!!!!!机技!!!!!!!!!!!!!!!故术!!!!!!!!!!!!!!!障!!!!!!!!!!!!!!!诊!!!!!!!!!!!!断!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
2、!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!第三篇汽轮发电机故障诊断分析处理技术—.’,—第一章定子绕组故障诊断分析处理第一节定子绕组绝缘故障根据全国发电机事故统计资料，自!"#$%!"&$年的!!年间，共有’#(台容量为)*+及以上的发电机发生事故，其中定子绕组绝缘故障（包括事故）占有的比重较大，达事故总台次的,,-。事故主要原因是：第一，环氧粉云母绝缘定子线棒因端部成型不规整，线棒间出现严重的松、碰及空的现象，导致绝缘磨损短路；第二，部分运行年久的沥青云母绝缘严重分层、脱壳及局部放电老化，电气强度急剧下降，造成运行中绝缘击穿；第三，部分双水
3、内冷的发电机定子聚四氟乙烯引水管因交叉绑扎相碰，在运行中振动摩擦，造成漏水或绝缘击穿。上述绝缘故障大部分发生在容量为!((*+及以下的中小容量发电机上。随着电网的发展，投入运行的.((*+及以上的大机组愈来愈多，因故障带来的经济损失也更为严重。下面叙述的近十几年来几起典型的.((*+发电机事故，除暴露出大量的设计和制造工艺的问题外，也出现了引起运行单位密切注意的新问题，例如，氢冷发电机氢气湿度控制标准及测试方法、机组普遍存在的轴封系统漏汽及密封瓦漏油所导致的机内湿度增高和定子绕组绝缘下降的问题，运行中定子端部绕组（包括引线）出现的!((/0固有频率振动造成的铜线疲
4、劳断裂以及转子护环残余应力过高、不均，造成配合公盈变大与应力腐蚀等问题。下面将重点阐述近若干年发生在国产.((*+汽轮发电机上的一些定子相间短路典型事故及其原因分析。一、定子绕组短路事故!"&,%!"".年，国产12134.((4.型以及12354.((4.型.((*+汽轮发电机共!’台先后发生过!"次定子绕组短路事故，其中有.台发电机在相同位置重复发生过两次原因相同的短路事故。现将部分事故简况分述如下。—+))—第三篇汽轮发电机故障诊断分析处理技术（一）!电厂"号发电机定子相间短路事故#$%"年#月%日，!电厂"号发电机于运行中励磁机侧端部&、’两相引线处发生相
5、间短路。事故修复后仅运行(")*，于同年(月+日在同一位置上又发生了相间短路。定子绕组烧坏部位如图#,#所示。图#,#定子绕组烧坏部位短路故障点位于&相)-号下层线棒与’相#$号上层线棒拐弯处的引线间。引线之间相距约++.+/00。该部位为线棒模压绝缘与手包绝缘的搭接区，手包绝缘股线间的填充物（云母带）极不严实，个别空心导线之间的间隙达#-00以上，如图#,+所示。图#,+导线错位及云母带填充不严图第一次短路事故发生前，发电机带有功负荷#%-12，无功负荷/+1345，定子电流"---&，氢压-6+%(174，内冷水压为-6-%(174。事故后检查发现，&相)-号
6、线棒股线全部烧断，’相#$号线棒烧断+-股，励磁机侧8相9号和"号槽上层线棒水接头烧断，+、)、(、/号及%号槽上层线棒水接头烧伤成孔洞。此外，距水接头#)-00对应的内端盖上也有电弧烧伤痕迹。第二次短路事故发生在并网后#0:;，当时带有功负荷仅912，无功负荷为第三篇汽轮发电机故障诊断分析处理技术—*-"—!"#$%&，定子电流为"’’(，氢压’)*!#+%，内冷水压为’)’,#+%，氢温较低。经检查，又是(相-’号线棒铜线烧断*.股，/相!,号线棒烧断*’股。（二）0电厂!号发电机短路事故该发电机系!,1"年生产，!,12年!*月投入运行，于!,13年!’月*
7、日在运行中发生定子绕组相间短路。当时发电机带有功负荷!"’#4，无功负荷.’#$%&定子电流为"’’’(，氢压’)*,#+%，内冷水压’)*#+%。短路部位在汽机侧5相,号槽线棒与(相!’号槽线棒端鼻部接头绝缘盒处。,号线棒空心导线烧断!’股，!’号线棒烧断*"股。此外，非短路的/相*"号槽线棒对内端盖放电，端盖上呈现明显的电弧灼伤现象；5相*’号线棒绝缘盒局部脱落，并露出未烧坏的铜线。,、!’号线棒之间承受着’),-（即!36!1）倍额定电压。该机于!,1,年"月3日定子绕组再次发生短路事故。事故后检查发现励侧端部!1号槽上层线棒与*.号槽下层线捧之间有一长度!
8、*’77的
