引言

自我国开始大规模电力基础设施建设以来，大多数发电公司选择国内600MW燃煤机组技术成熟，生产数量逐渐增加，暴露出的问题也逐年增加，特别是近两年发电机损坏事故，省南部电网多台同型号600MW发电机出现故障[1-3]。这类发电机为QFSN6002型水氢冷汽轮发电机额定功率600MW额定电压2000V额定电流19245A定子槽数为42线棒截面尺寸×59.3mm、端部46.2mm×54.3mm（测量值）；主绝缘厚度设计值为5.4mm[4]。通过对近20台此类发电机的异常情况进行分析，发现异常情况集中在168h后1年和168h后重新运行时，主要包括：制造过程中发电机内残留的金属异物导致定子线棒绝缘磨损，导致定子接地；发电机定子线棒起晕电压低，运行一段时间后，线棒绝缘外层碳化；发电机定子冷却水出水温度异常；发电机定子铁心损坏；发电机定子绕组12点烧断，转子局部损坏。

11发电机内部遗留异物

(1)铁磁性颗粒颗粒颗粒

2005年2月9日，某电厂2号机组于19时07分U相连的机组跳闸接地电阻0.2MΩ。经检查分析，发电机在制造过程中将铁磁物质颗粒绑在发电机端部时。发电机运行时，铁磁颗粒在定子绕组端部漏磁场的作用下发热、振动和旋转，磨损了线杆的主绝缘和磨损，直到绝缘厚度变薄，绝缘强度变弱，无法承受运行电场的强度。击穿累计运行6749.9h。

（2）铁丝

安装前检查某电厂1号机组，发现汽轮机侧2号机组、3槽上线棒之间有留下的铁丝。经检查，认为这是在基础设施建设过程中不慎留下的。

(3)金属颗粒

电厂5号机组安装前，发电机汽轮机侧上层18槽(W相)与19槽(U相)隔相端逐渐开线位置第1位、在两个绑环之间，发现一个直径约5毫米的金属颗粒夹在绝缘绑带之间。

定子线棒起晕电压低

电厂2号机组并网运行1265小时，距槽口7000小时～定子线棒绝缘外层碳化发生在760mm的位置。通过检查，发现汽车动力两侧端绕组各有一个定子线棒绝缘过热烧损故障。这两个故障点在汽车动力两侧的几何位置相同，绝缘碳化位置为4、5号槽上线棒之间的水笼带断口附近(距汽励两侧端口约750mm)已绝缘碳化，其中5号线棒汽轮机侧主绝缘碳化严重，主绝缘碳化深度约3mm。

清理碳化线棒绝缘表面后，发现故障线棒绝缘碳化区只发生在主绝缘外绝缘内层，表明碳化过程是从外到内发展的故障起点，故障线棒绝缘外部定性为绝缘表面过热烧伤。

2.1检查情况

5号槽上线棒汽励两侧进行防电晕层试验。4号槽上线棒交流耐压试验，室内剩余线棒起晕试验，备用线棒电晕加热试验。电晕加热试验条件为模拟额定电压20kV加压1～2小时。发热情况为离直线500～760mm的部位比直线段温度高660mm～8℃。同时对发电机进行了整机起晕试验，发现定子额定电压为20kV的发电机起晕电压仅为11kV。同时，对正在安装的新机组进行了整机起晕电压试验。

2.2原因分析

经专家组多次讨论分析，认为故障的根本原因是:5号槽上层线棒汽励两端防电晕层在制造过程中形成缺陷，使故障处温升更高，4、5号槽上层线棒各相高电位线棒之间的电位差约为20kV，导致5号槽上层线棒故障处局部放电，碳化线棒表面绝缘材料。绝缘碳化加剧了局部放电的恶性循环，最终损坏了5号槽上层线棒故障的绝缘，影响了4号槽上层线棒对应的绝缘表面。

2.3处理情况

原因分析清楚后，本批发电机厂家与用户沟通，尽快安排已投入运行的发电机停机检查处理；更换部分或全部有放电痕迹的发电机后，根据起晕试验结果进行防晕处理；对于未投入运行的新机组，定子两侧端部绑带应去除毛刺，清洁尖角表面后，间隙应用1801漆加云母粉和玻璃丝填充，间隙应用1801漆涂刷，以达到起晕试验20kV内不允许出现起晕点的标准，22kV允许出现个别亮点。

定子冷却水出水温度异常

3.1相关规定

根据厂家规定，厂家未明确规定的，应按以下限额执行：当定子线棒层间最高与最低温度之间的温差达到8℃或定子线棒引水管出水温差达到8℃时，应报警并及时查明原因，此时可降低负荷。当定子线棒温差达到14℃或定子引水管出水温差达到12℃或任何定子槽内层间温度测量元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，确认温度测量元件正确后应立即停机。制造商规定，如果定子绕组上下线棒之间的出水温差达到12K或槽内层之间的高低温差达到14K，则必须立即降低负荷，以验证读数的真实性。如果读数是真的，当温差再次达到限值时，必须立即跳闸解列，否则会严重损坏定子绕组。

3.2故障情况

某年7月16日15时08分，某电厂2号机组进行了全套启动试验。在进行发电机出口短路试验时，发现定子线圈内冷水出口温差达到15℃，超过厂家说明书规定的12℃。当时厂家回复:“估计测温元件没有包好，受冷氢影响温度低，导致温差达到15℃。鉴于这种情况，2号机应该能够并网。9月4日至10日2号发电机168h试运行后，39号上层线棒出水温度为61℃6号上层线棒出水温度为9℃。9号下线棒出水温度61℃39号下线棒53℃温差为8℃，达到报警值。11月20日，机组负荷为600MW时线棒出水温差达到11℃接近跳闸值。12月5日至13日因线棒出水温度大申请临时检修。临时维护情况如下:解开汇水管侧出水温度高的线棒绝缘引水管，对线棒进行水流试验，然后用高压氮气反向(从线棒出水侧向进水侧)吹扫线棒，最后用水和氮气混合对线棒进行反向和正向吹扫，吹扫后的水流试验包扎受冷氢温度影响较大的出水温度测点。12月14日，2号机组刚启动时出水温差下降，但随着运行时间的延长，出水温差回升。在升载过程中，各层线棒的出水温差可达11℃。一年底，2号机大修后，几根空心线仍处于半堵状态，决定更换部分线棒，共更换47根线棒。

3.3原因分析

一年2月3日，4号槽温度升高，线棒温差达到10K。2月4日，反冲洗后，温度下降。7月5日，当定子电流为17500A时，线棒温度再次升高。最大温差为10K，高于相邻线棒。7K，4号槽下部出水温度高于以前。4K表明线棒内可能存在异物堵塞。