吕夫斯基
范文一：水冷发电机端部手包绝缘故障检查对策
水冷发电机端部手包绝缘故障检查与对策
【摘 要】发电机不论其机组大小，定子绕组一般都会采用水冷处理，而转子绕组采用水冷或风冷处理。水冷处理是将做成空心状态的统组铜线圈，通过纯水进入钢管内部，带走热量，处理后的冷水则回到水箱， 由泵打入冷却器进行冷却，然后再次循环进入发电机组内，进行循环冷处理。但是伴随着发电机组高参数、大容量的增多，发电机组大量采用水冷处理方式。而冷水作为发电机组冷却的重要处理介质，必须要满足不腐蚀与不结垢的双重效应，并且需要具有良好的绝缘性能，其对水质的控制显得非常重要，同时也要做好水冷发电机端部手包绝缘的保护措施。
【关键词】水冷发电机;手包绝缘;泄露;故障分析
前言
发电机是电力系统中的重要电力设备。它的安全运行影响着整个电力系统的可靠供电，而发电机定子、转子的绝缘性能是发电机能够安全运行的保证，因此对发电机定子、转子绝缘状况的安全性评价，对发电机定子、转子绝缘发生故障的原因进行分析，并采取有针对性的预防措施，意义重大。
水轮发电机在运行中由于电压、热、化学、机械振动以及其他因素的影响。绝缘材料会发生一些变化，其绝缘性能会出现劣化。甚至失去绝缘性能造成事故。
一、设备现状
我国在大型设备制造方面已实行监理制度，但由于现有设备制造
监理环节相关法规还不健全，设备制造监理工程师相关设备方面的专业能力不足，以及设备制造工作人员在设备制造过程中的工艺缺陷、用材缺陷、设计缺陷、现场条件的限制等方面的因素，都有可能造成发电机端部绝缘存在质量问题，这种质量瑕疵，有的在设备交接试验时能够通过试验查出，有的不能立即表现出来，在运行过程中会进一步发展，最终导致绝缘故障。
二、目前的规程规定及常见的检测手段介绍、评价
现有规程制度对发电机端部绝缘部分的规定存在不足，gb 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.0.21条规定:定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析应符合下列规定:
1 对200mw及以上汽轮发电机进行;
2 发电机冷态下定子绕组端部自振频率及振型:如存在椭圆型振型且自振频率在94,115hz范围内为不合格;
3 当制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行试验。
3.0.22条规定 定子绕组端部现包绝缘施加直流电压测量，应符合下列规定:
1 现场进行发电机端部引线组装的，应在绝缘包扎材料干燥后，施加直流电压测量;
2 定子绕组施加直流电压为发电机额定电压un;
3 所测表面直流电位应不大于制造厂的规定值。
dl/t 596—1996《电力设备预防性试验规程》规定“汽轮发电机
定子绕组引线的自振频率不得介于基频或倍频的?10%范围内”、“定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头泄漏电流不大于20μa，端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块泄漏电流不大于30μa”，本条试验周期规定为“1)投产后 2)第一次大修时 3)必要时”，本条说明为”1)本项试验适用于200mw及以上的国产水氢氢汽轮发电机 2)可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷 3)尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验”。显然，以上规定遗漏了现在还在运行的200mw以下的双水内冷机组，如果该部分发电机组手包绝缘不做试验检查，必将造成大量事故。
三、本公司设备情况介绍
本公司#11发电机为北京汽轮电机有限责任公司2003年5月生产的qfs-100-2型三相交流两极同期汽轮发电机，2004年1月投运。本型发电机为水水空冷却方式，即发电机定子线圈、转子线圈采用水内冷，水路为闭式循环系统，由复波伞板式冷水器冷却循环水;定子铁芯和其他构件采用密闭循环空气冷却，机内有螺旋桨式风扇，机外有配套的空气冷却器。定子线圈连接为双“y-y”形，每根线棒由空心和实心扁导线组成。定子线棒采用水内冷，每根线棒由空心铜线和聚酯双玻离丝包实心铜线经换位编织而成。定子线圈的冷却水经汽轮机端进水管进入，汽轮机端出水。线圈之间的电联接是通过两个线棒端头的实心铜线用银焊对接来实现的。定子引线为单根空心矩形铜管，它与引线线圈用接头联通，水从汽轮机端进
水管进入引线线圈，流经引线后注入汽端汇流管。发电机有六个出线，布置在励磁端端罩的下部。
四、本公司发现的设备情况及原因分析
(1)2004年6月25日机组运行中发现#11发电机励磁机侧定子线圈有水珠状物体，怀疑端部出现渗水现象。通过定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量发现:励侧#6、汽侧#8、#45槽手包绝缘泄漏电流远远超过规定值，达到1ma左右。故障原因:励侧#6槽端部水电接头漏水，汽侧故障手包绝缘为工艺原因造成的质量隐患已经进一步发展。(2)2008年6月28日发电机在启机升压过程中，发生端部绝缘事故，汽机侧定子端部#19槽上层#44槽下层、#20槽上层#45槽下层、#21槽线上层#46槽下层线棒之间连接的水电接头(三个)烧坏，相邻线圈绝缘层烧伤，受损的水电接头相邻一个支架铜件部分受损，定子出水温度元件91、92、93点引线烧断，#20线棒出水软管与出水总管之间连接断裂。故障原因:发电机在定速运行后，汽端20号线棒出水软管与出水总管之间连接处突然发生断裂，内冷水大量泄漏至发电机中，降低了发电机手包绝缘的绝缘强度。(3)2010年7月14日机组大修，耐压试验正常，端部手包绝缘施加直流电压测量发现:a山首泄漏电流>2000μa、c山尾泄漏电流>2000μa，励侧端部#42手包绝缘泄漏电流340μa、励侧端部#46手包绝缘泄漏电流315μa。故障原因:工艺原因造成的质量隐患已经进一步发展。(4)2011年12月5日，#11发电机运行过程中，汽机调门突然关闭，几分钟后解列，巡视检查发现励侧端部
3点钟至4点钟部位部分线圈绝缘异常:有流化过热、变黑痕迹。通过直流耐压试验无异常，端部手包绝缘施加直流电压测量发现:励侧#2、#4、#16、#27、#38、#39、#40、#41、#42、#43、#44、#45、#46、#47、#48、#49槽手包绝缘泄漏电流超标。故障原因:?机组制造工艺上存在缺陷:有个别水电连接管头密封不严，有渗水现象，导致该部位绝缘在电场作用下逐渐劣化，当发展到一定程度时，绝缘出现击穿;由于工艺原因，在部分手包绝缘中存在气隙，产生局部放电损坏绝缘;?机组设计上存在缺陷:励侧端部线圈无绝缘盒加固(大型机组使用)，使该部位电气连接头在机组运行过程中，因电磁力振动，可能使手包绝缘受损拉伤，导致绝缘损坏。(5)2012年11月7日机组停机试验检查，端部手包绝缘施加直流电压测量发现:汽侧#15、#38、#43、#44槽手包绝缘泄漏电流超标。故障原因:剥开绝缘发现#15线圈端部内层绝缘已经部分碳化，分析认为由于该部位线圈无过热痕迹，温度无异常显示，绝缘属于强电场导致的电晕损伤;#44线圈端部有渗水痕迹(见图1)，5公斤水压试验发现有明显渗漏，属于空心铜管质量隐患，#38和#43属于手包绝缘安装制作过程中工艺原因造成的质量隐患已经进一步发展。
五、原因分析
以上手包绝缘故障，常规的交直流耐压试验能够正常通过，无明显异常，必须经过局部的试验检查，才能发现故障。剖析原因，主要是:?水电接头或空心铜管发生渗漏水，导致局部绝缘受潮，在
电场作用下，逐步劣化损坏。此类缺陷试验中表现为泄漏电流随电压升高而增大。?制作手包绝缘时，如果工艺不到位，容易在绝缘中遗留下气泡，该气泡在条件具备时，便产生局部放电损伤绝缘。此类缺陷，由于绝缘层的损伤未形成通道，在试验过程中往往表现为闪络性缺陷，即在未达到某一电压前，泄漏电流正常，发生闪络后，电流突然增大。?现场调制绝缘材料用的稀释剂可以是丙酮或工业酒精，用工业酒精存在以下问题:如果含水量偏高时，手包绝缘材料将不易彻底干燥，如果在绝缘外面用发热源烘烤，将造成外层绝缘材料先干，里层材料的水分不能散出，从而造成泄漏电流偏大，在运行中将留下隐患。此类缺陷试验中表现为泄漏电流随电压升高而增大。?端部电磁力损坏。发电机在运行时，定子绕组上要承受100hz的交变电磁力，由此产生100hz的绕组振动。如果该部位绕组的固有频率在100hz附近，就会形成共振，该振动力与电流的平方成正比，故容量越大的发电机，交变电磁力越大。由于定子绕组端部类似悬臂梁结构，难于像线棒在槽中那样牢固固定，因此较易受到电磁力的破坏。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损坏或产生裂纹。此类缺陷试验检查时，也表现为闪络性缺陷。
六、对策措施
国产大型发电机组定子绕组多采用水内冷方式，水冷造成工艺上
的难度加大。在发电机定子故障中，定子绕组端部绝缘引起的事故占很大比例。发电机线圈端部绝缘缺陷如未能及时发现而任其发展就会酿成大事故。因此必须加强设备生产过程中的管理:?由于设备监造的不严格及设备在实际安装后与出厂时的差异，发电机在出厂时已做了端部振动模态试验的，安装后的交接试验也应该做该项试验，确保设备现场组装好后振模试验合格;200mw以下的汽轮发电机组也应该做该项试验，严格对“存在椭圆型振型且自振频率在94,115hz范围内”的线圈端部进行处理;该类缺陷如果已经发展，则通过端部手包绝缘施加直流电压测量泄漏电流可以发现故障，在表面有磨损时也可以观察到磨损产生的绝缘粉末。?发电机内冷水系统的水质化学监督和水质指标跟踪分析是保证发电机长期安全稳定运行的关键环节，应当严格控制水的酸碱度、含氧量等指标，随着对发电机技术的深入研究，发电机内冷却水质ph值应控制在8.0,9.0才是最佳范围，含铜量应当小于20μg/l。该类检测数据长期超标将造成铜管腐蚀、水路结垢非常严重的事故隐患，腐蚀将造成渗漏，结垢将使线圈冷却水路流量变小甚至堵塞，导致线圈过热损坏绝缘造成事故，而采用反冲洗、酸洗的方法去除水垢效果不好，酸洗方法现场操作难度大，操作不当将会造成腐蚀。故不能对数据超标问题掉以轻心。
?在运行中当油污参杂水分严重时，发电机的绝缘水平将会逐渐下降，严重时不同相引线间就开始放电，直至相间短路造成严重故障。对于水电接头绝缘来说，当涤玻绳被渗漏的水分、油污浸湿时，
还可能通过涤玻绳搭桥爬电，使两相短路，甚至处于同一相的线圈，也会造成爬电烧损涤玻绳的情况(见图2)。因此应当加强发电机轴承漏油情况的治理及控制冷却气体的湿度，减少运行环境中油污与水汽对端部绝缘造成危害。根除油污污染定子端部绕组应是在运行中必须采取的主要措施。?利用电位外移试验方法加强对端部绝缘的监测。预试规程对发电机的该试验项目未作周期性试验规定。当定子绕组端部存在局部缺陷时，直流耐压和交流耐压都无法准确地发现缺陷。发电机交流耐压试验侧重于对定子线圈槽部绝缘的考验，直流耐压试验侧重于线棒端部绝缘的考验，这两种方法都不能有效的发现端部手包绝缘的缺陷。为了准确及时的发现定子绕组的手包绝缘缺陷，应当定期进行定子绕组端部的电位外移试验，该项试验能有效地发现定子线棒端部手包绝缘的缺陷。此试验可以采用定子线圈加压的方式，也可以采用定子线圈接地的方式，既可以测量的外移电位为参考，也可以测量的泄漏电流为参考。由于水路的影响，定子线圈加压时需要试验设备的容量较大，而定子线圈接地可由毫安级直流发生器实现，试验方便，为了准确测量泄漏电流，可在定子线圈接地回路中串接100mω电阻。
七、结语
发电机冷却水系统是一个看起来虽然小，但却相当重要的系统。因此，必须学会如何控制冷却水的电导率、ph值等含量。由于发电机的导线材质是铜，所以研究开发铜缓蚀剂是解决发电机冷却水水质的一个重要方面。同时也要注意绝缘材料的制作和选择，以及发
电机端部电磁的保护。所以我们得根据实际的要求、依照水质的标
准，想出切实有效的处理方法，不断吸收新技术、新思维，妥善处
理，从而使发电机正常安全的运行。
范文二：水冷发电机端部手包绝缘故障检查与对策
水冷发电机端部手包绝缘故障检查与对策
【摘要】发电机不论其机组大小，定子绕组一般都会采用水冷处理，而转子绕组采用水冷或风冷处理。水冷处理是将做成空心状态的统组铜线圈，通过纯水进入钢管内部，带走热量，处理后的冷水则回到水箱， 由泵打入冷却器进行冷却，然后再次循环进入发电机组内，进行循环冷处理。但是伴随着发电机组高参数、大容量的增多，发电机组大量采用水冷处理方式。而冷水作为发电机组冷却的重要处理介质，必须要满足不腐蚀与不结垢的双重效应，并且需要具有良好的绝缘性能，其对水质的控制显得非常重要，同时也要做好水冷发电机端部手包绝缘的保护措施。
【关键词】水冷发电机；手包绝缘；泄露；故障分析
前言
发电机是电力系统中的重要电力设备。它的安全运行影响着整个电力系统的可靠供电，而发电机定子、转子的绝缘性能是发电机能够安全运行的保证，因此对发电机定子、转子绝缘状况的安全性评价，对发电机定子、转子绝缘发生故障的原因进行分析，并采取有针对性的预防措施，意义重大。
水轮发电机在运行中由于电压、热、化学、机械振动以及其他因素的影响。绝缘材料会发生一些变化，其绝缘性能会出现劣化。甚至失去绝缘性能造成事故。
一、设备现状
我国在大型设备制造方面已实行监理制度，但由于现有设备制造监理环节相关法规还不健全，设备制造监理工程师相关设备方面的专业能力不足，以及设备制造工作人员在设备制造过程中的工艺缺陷、用材缺陷、设计缺陷、现场条件的限制等方面的因素，都有可能造成发电机端部绝缘存在质量问题，这种质量瑕疵，有的在设备交接试验时能够通过试验查出，有的不能立即表现出来，在运行过程中会进一步发展，最终导致绝缘故障。
二、目前的规程规定及常见的检测手段介绍、评价
现有规程制度对发电机端部绝缘部分的规定存在不足，GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.0.21条规定：定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析应符合下列规定：
1 对200MW 及以上汽轮发电机进行；
2 发电机冷态下定子绕组端部自振频率及振型：如存在椭圆型振型且自振频率在94～115Hz 范围内为不合格；
范文三：水冷发电机端部手包绝缘故障检查与对策
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【摘 要】发电机不论其机组大小，定子绕组一般都会采用水冷处理，而转子绕组采用水冷或风冷处理。水冷处理是将做成空心状态的统组铜线圈，通过纯水进入钢管内部，带走热量，处理后的冷水则回到水箱， 由泵打入冷却器进行冷却，然后再次循环进入发电机组内，进行循环冷处理。但是伴随着发电机组高参数、大容量的增多，发电机组大量采用水冷处理方式。而冷水作为发电机组冷却的重要处理介质，必须要满足不腐蚀与不结垢的双重效应，并且需要具有良好的绝缘性能，其对水质的控制显得非常重要，同时也要做好水冷发电机端部手包绝缘的保护措施。
【关键词】水冷发电机;手包绝缘;泄露;故障分析
发电机是电力系统中的重要电力设备。它的安全运行影响着整个电力系统的可靠供电，而发电机定子、转子的绝缘性能是发电机能够安全运行的保证，因此对发电机定子、转子绝缘状况的安全性评价，对发电机定子、转子绝缘发生故障的原因进行分析，并采取有针对性的预防措施，意义重大。
水轮发电机在运行中由于电压、热、化学、机械振动以及其他因素的影响。绝缘材料会发生一些变化，其绝缘性能会出现劣化。甚至失去绝缘性能造成事故。
一、设备现状
我国在大型设备制造方面已实行监理制度，但由于现有设备制造监理环节相关法规还不健全，设备制造监理工程师相关设备方面的专业能力不足，以及设备制造工作人员在设备制
造过程中的工艺缺陷、用材缺陷、设计缺陷、现场条件的限制等方面的因素，都有可能造成发电机端部绝缘存在质量问题，这种质量瑕疵，有的在设备交接试验时能够通过试验查出，有的不能立即表现出来，在运行过程中会进一步发展，最终导致绝缘故障。
二、目前的规程规定及常见的检测手段介绍、评价
现有规程制度对发电机端部绝缘部分的规定存在不足，GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.0.21条规定:定子绕组端部固有振动频率测试及模态分析应符合下列规定:
1 对200MW及以上汽轮发电机进行;
2 发电机冷态下定子绕组端部自振频率及振型:如存在椭圆型振型且自振频率在94,115Hz范围内为不合格;
3 当制造厂已进行过试验，且有出厂试验报告时，可不进行试验。
3.0.22条规定 定子绕组端部现包绝缘施加直流电压测量，应符合下列规定:
1 现场进行发电机端部引线组装的，应在绝缘包扎材料干燥后，施加直流电压测量;
2 定子绕组施加直流电压为发电机额定电压Un;
3 所测表面直流电位应不大于制造厂的规定值。
DL/T 596—1996《电力设备预防性试验规程》规定“汽轮发电机定子绕组引线的自振频率不得介于基频或倍频的?10%范围内”、“定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，手包绝缘引线接头，汽机侧隔相接头泄漏电流不大于20μA，端部接头(包括引水管锥体绝缘)和过渡引线并联块泄漏电流不大于30μA”，本条试验周期规定为“1)投产后 2)第一次大修时 3)必要时”，本条说明为“1)本项试验适用于200MW及以上的国产水氢氢汽轮发电机 2)可在通水条件下进行试验，以发现定子接头漏水缺陷 3)尽量在投产前进行，若未进行则投产后应尽快安排试验”。显然，以上规定遗
漏了现在还在运行的200MW以下的双水内冷机组，如果该部分发电机组手包绝缘不做试验检查，必将造成大量事故。
三、本公司设备情况介绍
本公司#11发电机为北京汽轮电机有限责任公司2003年5月生产的QFS-100-2型三相交流两极同期汽轮发电机，2004年1月投运。本型发电机为水水空冷却方式，即发电机定子线圈、转子线圈采用水内冷，水路为闭式循环系统，由复波伞板式冷水器冷却循环水;定子铁芯和其他构件采用密闭循环空气冷却，机内有螺旋桨式风扇，机外有配套的空气冷却器。定子线圈连接为双“Y-Y”形，每根线棒由空心和实心扁导线组成。定子线棒采用水内冷，每根线棒由空心铜线和聚酯双玻离丝包实心铜线经换位编织而成。定子线圈的冷却水经汽轮机端进水管进入，汽轮机端出水。线圈之间的电联接是通过两个线棒端头的实心铜线用银焊对接来实现的。定子引线为单根空心矩形铜管，它与引线线圈用接头联通，水从汽轮机端进水管进入引线线圈，流经引线后注入汽端汇流管。发电机有六个出线，布置在励磁端端罩的下部。
四、本公司发现的设备情况及原因分析
(1)2004年6月25日机组运行中发现#11发电机励磁机侧定子线圈有水珠状物体，怀疑端部出现渗水现象。通过定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量发现:励侧#6、汽侧#8、#45槽手包绝缘泄漏电流远远超过规定值，达到1mA左右。故障原因:励侧#6槽端部水电接头漏水，汽侧故障手包绝缘为工艺原因造成的质量隐患已经进一步发展。(2)2008年6月28日发电机在启机升压过程中，发生端部绝缘事故，汽机侧定子端部#19槽上层#44槽下层、#20槽上层#45槽下层、#21槽线上层#46槽下层线棒之间连接的水电接头(三个)烧坏，相邻线圈绝缘层烧伤，受损的水电接头相邻一个支架铜件部分受损，定子出水温度元件91、92、93点引线烧断，#20线棒出水软管与出水总管之间连接断裂。故障原因:发电机在定速运行后，汽端20号线棒出水软管与出水总管之
间连接处突然发生断裂，内冷水大量泄漏至发电机中，降低了发电机手包绝缘的绝缘强度。(3)2010年7月14日机组大修，耐压试验正常，端部手包绝缘施加直流电压测量发现:A山首泄漏电流>2000μA、C山尾泄漏电流>2000μA，励侧端部#42手包绝缘泄漏电流340μA、励侧端部#46手包绝缘泄漏电流315μA。故障原因:工艺原因造成的质量隐患已经进一步发展。(4)2011年12月5日，#11发电机运行过程中，汽机调门突然关闭，几分钟后解列，巡视检查发现励侧端部3点钟至4点钟部位部分线圈绝缘异常:有流化过热、变黑痕迹。通过直流耐压试验无异常，端部手包绝缘施加直流电压测量发现:励侧#2、#4、#16、#27、#38、#39、#40、#41、#42、#43、#44、#45、#46、#47、#48、#49槽手包绝缘泄漏电流超标。故障原因:?机组制造工艺上存在缺陷:有个别水电连接管头密封不严，有渗水现象，导致该部位绝缘在电场作用下逐渐劣化，当发展到一定程度时，绝缘出现击穿;由于工艺原因，在部分手包绝缘中存在气隙，产生局部放电损坏绝缘;?机组设计上存在缺陷:励侧端部线圈无绝缘盒加固(大型机组使用)，使该部位电气连接头在机组运行过程中，因电磁力振动，可能使手包绝缘受损拉伤，导致绝缘损坏。(5)2012年11月7日机组停机试验检查，端部手包绝缘施加直流电压测量发现:汽侧#15、#38、#43、#44槽手包绝缘泄漏电流超标。故障原因:剥开绝缘发现#15线圈端部内层绝缘已经部分碳化，分析认为由于该部位线圈无过热痕迹，温度无异常显示，绝缘属于强电场导致的电晕损伤;#44线圈端部有渗水痕迹(见图1)，5公斤水压试验发现有明显渗漏，属于空心铜管质量隐患，#38和#43属于手包绝缘安装制作过程中工艺原因造成的质量隐患已经进一步发展。 五、原因分析
以上手包绝缘故障，常规的交直流耐压试验能够正常通过，无明显异常，必须经过局部的试验检查，才能发现故障。剖析原因，主要是:?水电接头或空心铜管发生渗漏水，导致局部绝缘受潮，在电场作用下，逐步劣化损坏。此类缺陷试验
中表现为泄漏电流随电压升高而增大。?制作手包绝缘时，如果工艺不到位，容易在绝缘中遗留下气泡，该气泡在条件具备时，便产生局部放电损伤绝缘。此类缺陷，由于绝缘层的损伤未形成通道，在试验过程中往往表现为闪络性缺陷，即在未达到某一电压前，泄漏电流正常，发生闪络后，电流突然增大。?现场调制绝缘材料用的稀释剂可以是丙酮或工业酒精，用工业酒精存在以下问题:如果含水量偏高时，手包绝缘材料将不易彻底干燥，如果在绝缘外面用发热源烘烤，将造成外层绝缘材料先干，里层材料的水分不能散出，从而造成泄漏电流偏大，在运行中将留下隐患。此类缺陷试验中表现为泄漏电流随电压升高而增大。?端部电磁力损坏。发电机在运行时，定子绕组上要承受100Hz的交变电磁力，由此产生100Hz的绕组振动。如果该部位绕组的固有频率在100Hz附近，就会形成共振，该振动力与电流的平方成正比，故容量越大的发电机，交变电磁力越大。由于定子绕组端部类似悬臂梁结构，难于像线棒在槽中那样牢固固定，因此较易受到电磁力的破坏。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损坏或产生裂纹。此类缺陷试验检查时，也表现为闪络性缺陷。
六、对策措施
国产大型发电机组定子绕组多采用水内冷方式，水冷造成工艺上的难度加大。在发电机定子故障中，定子绕组端部绝缘引起的事故占很大比例。发电机线圈端部绝缘缺陷如未能及时发现而任其发展就会酿成大事故。因此必须加强设备生产过程中的管理:?由于设备监造的不严格及设备在实际安装后与出厂时的差异，发电机在出厂时已做了端部振动模态试验的，安装后的交接试验也应该做该项试验，确保设备现场组装好后振模试验合格;200MW以下的汽轮发电机组也应该做该项试验，严格对“存在椭圆型振型且自振频率在94,115Hz范围
内”的线圈端部进行处理;该类缺陷如果已经发展，则通过端部手包绝缘施加直流电压测量泄漏电流可以发现故障，在表面有磨损时也可以观察到磨损产生的绝缘粉末。?发电机内冷水系统的水质化学监督和水质指标跟踪分析是保证发电机长期安全稳定运行的关键环节，应当严格控制水的酸碱度、含氧量等指标，随着对发电机技术的深入研究，发电机内冷却水质pH值应控制在8.0,9.0才是最佳范围，含铜量应当小于20μg/L。该类检测数据长期超标将造成铜管腐蚀、水路结垢非常严重的事故隐患，腐蚀将造成渗漏，结垢将使线圈冷却水路流量变小甚至堵塞，导致线圈过热损坏绝缘造成事故，而采用反冲洗、酸洗的方法去除水垢效果不好，酸洗方法现场操作难度大，操作不当将会造成腐蚀。故不能对数据超标问题掉以轻心。
?在运行中当油污参杂水分严重时，发电机的绝缘水平将会逐渐下降，严重时不同相引线间就开始放电，直至相间短路造成严重故障。对于水电接头绝缘来说，当涤玻绳被渗漏的水分、油污浸湿时，还可能通过涤玻绳搭桥爬电，使两相短路，甚至处于同一相的线圈，也会造成爬电烧损涤玻绳的情况(见图2)。因此应当加强发电机轴承漏油情况的治理及控制冷却气体的湿度，减少运行环境中油污与水汽对端部绝缘造成危害。根除油污污染定子端部绕组应是在运行中必须采取的主要措施。?利用电位外移试验方法加强对端部绝缘的监测。预试规程对发电机的该试验项目未作周期性试验规定。当定子绕组端部存在局部缺陷时，直流耐压和交流耐压都无法准确地发现缺陷。发电机交流耐压试验侧重于对定子线圈槽部绝缘的考验，直流耐压试验侧重于线棒端部绝缘的考验，这两种方法都不能有效的发现端部手包绝缘的缺陷。为了准确及时的发现定子绕组的手包绝缘缺陷，应当定期进行定子绕组端部的电位外移试验，该项试验能有效地发现定子线棒端部手包绝缘的缺陷。此试验可以采用定子线圈加压的方式，也可以采用定子线圈接地的方式，既可以测量的外移电位为参考，也可以测量的
泄漏电流为参考。由于水路的影响，定子线圈加压时需要试验设备的容量较大，而定子线圈接地可由毫安级直流发生器实现，试验方便，为了准确测量泄漏电流，可在定子线圈接地回路中串接100MΩ电阻。
七、结语
发电机冷却水系统是一个看起来虽然小，但却相当重要的系统。因此，必须学会如何控制冷却水的电导率、PH值等含量。由于发电机的导线材质是铜，所以研究开发铜缓蚀剂是解决发电机冷却水水质的一个重要方面。同时也要注意绝缘材料的制作和选择，以及发电机端部电磁的保护。所以我们得根据实际的要求、依照水质的标准，想出切实有效的处理方法，不断吸收新技术、新思维，妥善处理，从而使发电机正常安全的运行。
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范文四：发电机绝缘要求
2.2.3.2发电机启动前对绝缘的要求：
1发电机启动前绝缘电阻由维护人员进行测试。
2测量发电机绝缘满足的条件：冷却水导电度约为0.2μs/cm；氢气压力在额定值；拉开发电机中性点接地刀。
3发电机定子线圈绝缘标准：使用5000V专用摇表在水温20℃时的对地绝缘电阻值应不小于0.5MΩ；当低于0.5 MΩ必须查明原因；当绝缘低于0.4 MΩ发电机不得启动。
4发电机转子绝缘的标准：在外回路断开的情况下使用500V摇表在20℃时的绝缘值不得低于100MΩ；30℃时不得低于50 MΩ；极化指数IP应大于2为合格（IP=10分钟绝缘值/1分钟绝缘值），低于上述值时应查明原因，否则不予启动。
发电机励端轴承的绝缘：
使用500V摇表测量，供油系统停运时绝缘不低于4kΩ，机组运行期间不低于100Ω，如果绝缘低于此值，应查明原因并采取措施消除。
发电机启动前对绝缘的要求： 1.发电机启动前绝缘电阻由维护人员进行测试。
2.测量发电机绝缘满足的条件：冷却水导电度约为0.2μs/cm；氢气压力在额定值；拉开发电机中性点接地刀。
3.发电机定子线圈绝缘标准：使用5000V专用摇表在水温20℃时的对地绝缘电阻值应不小于0.5MΩ；当低于0.5 MΩ必须查明原因；当绝缘低于0.4 MΩ发电机不得启动。
4.发电机转子绝缘的标准：在外回路断开的情况下使用500V摇表在20℃时的绝缘值不得低于100MΩ；30℃时不得低于50 MΩ；极化指数IP应大于2为合格（IP=10分钟绝缘值/1分钟绝缘值），低于上述值时应查明原因，否则不予启动。
5.发电机励端轴承的绝缘：使用500V摇表测量，供油系统停运时绝缘不低于4kΩ，机组运行期间不低于100Ω，如果绝缘低于此值，应查明原因并采取措施消除。
发电机启动前对绝缘的要求： 1.发电机启动前绝缘电阻由维护人员进行测试。
2.测量发电机绝缘满足的条件：冷却水导电度约为0.2μs/cm；氢气压力在额定值；拉开发电机中性点接地刀。
3.发电机定子线圈绝缘标准：使用5000V专用摇表在水温20℃时的对地绝缘电阻值应不小于0.5MΩ；当低于0.5 MΩ必须查明原因；当绝缘低于0.4 MΩ发电机不得启动。
4.发电机转子绝缘的标准：在外回路断开的情况下使用500V摇表在20℃时的绝缘值不得低于100MΩ；30℃时不得低于50 MΩ；极化指数IP应大于2为合格（IP=10分钟绝缘值/1分钟绝缘值），低于上述值时应查明原因，否则不予启动。
5.发电机励端轴承的绝缘：使用500V摇表测量，供油系统停运时绝缘不低于4kΩ，机组运行期间不低于100Ω，如果绝缘低于此值，应查明原因并采取措施消除。
范文五：发电机测绝缘
发电机定子绝缘测量的条件如下：
1）检查发电机出口主开关2701已断开，发电机解列，定子、转子无电压电流
2）检查灭磁开关FMK已断开
3）检查高厂变出口601A、B拉开
4）将发电机中性点接地刀闸20010拉开
5）将发电机出口ＹＨ小车拉出，并取出其二次侧保险（YH一次侧接地）
发电机定子绝缘测量的接线方式：
5）测量地点选择在发电机中性点开关处（水摇表“线路”接口处）
6）将水摇表“机座”接口与汇水管接地刀闸对地电阻为0处相连，发电机汇水管出线连接在水摇表“汇水管”接口上，水摇表“线路”接口与发电机中性点的发电机侧相连，水摇表接通220V交流电源测量，按下测量开关，记录R15，R60的电阻值及R60/R15的值并记录
7）通常按规程规定发电机的定子绕组绝缘的吸收比R60/R15≥1.3，与上次比较不应低于上次的1/3～1/5
1.1.1 发电机绝缘电阻测定
1.1.1.1 发电机在起动前或停机后，应测量发电机及励磁回路各部分绝缘电阻值，并记入绝缘记录簿。若发变组回路无工作，且停机时间不超过72小时，起动前可不测绝缘电阻，但停机后必须测量，以便与上一次阻值相比较，若阻值出现异常，应立即汇报领导，检查处理。
1.1.1.2 发电机定子绝缘电阻在不通水的情况下，由维护人员测量。
1.1.1.3 在定子通水情况下，应用水冷发电机绝缘电阻仪测量。测量前应检查发电机中性点刀闸及出口PT拉开，汽轮发电机组在静止或盘车状态，断开汇水管接地小刀闸，用万用表测量汇水管与绕组间的阻值应≥100KΩ，汇水管对地的阻值应≥30KΩ，并记录测量时的环境温度。测绝缘结束后应合上汇水管接地小刀闸。
1.1.1.4 发电机定子绕组的绝缘电阻值最小不得低于1MΩ。但在相同的绕组温度和氢气湿度下，不应降低到前次测量值的1/3～1/5。
1.1.1.5 发电机转子绕组绝缘电阻应用500V摇表测量，在发电机转子接地检测碳刷安装处的发电机转子处，测量发电机转子绝缘。测量前应检查发电机转子接地检测装置的测试电压送出1K3开关断开，汽轮发电机组在静止或盘车状态，在1分钟25℃时应＞10MΩ。
1.1.1.6 发电机内所有测温元件对地绝缘电阻用250V摇表测量，应＞1MΩ，由维护人员测量。
1.1.1.7 主、副励磁机定子绕组的绝缘电阻用500V摇表测量，测量前应检查主励磁机接地检测装置，
接地检测加至励磁机磁场的电压开关2K3断开，汽轮发电机组在静止或盘车状态，其值不应低于1MΩ；励磁回路绝缘电阻用500V摇表测量，全部绝缘电阻值不应低于0.5MΩ。
1.1.1.8 发电机、励磁机轴承绝缘在机组大、小修后用500V摇表测量，应不低于0.5MΩ。
1.1.1.9 AVR装置绝缘电阻由维护人员测量。
1.1.1.10 发电机、励磁机各部绝缘电阻不合格时，是否允许运行应由公司生产领导决定。
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