发电机的试验方法与故障分析

1．发电机的绝缘故障分析与试验方法

1．1 绝缘老化原因与现象

绝缘结构是各类电气设备的重要组成部分,其作用是隔离带电导体与地、以及导体之间的不同电位。电气设备通电后，绝缘结构上就承受了工作电压，绝缘结构性能优劣直接影响到电气设备的安全性、可靠性和使用寿命。对于任何一台电机来说，定、转子绕组，以及铁心叠片之间的电气绝缘对电机的使用安全、可靠性及寿命有重大影响。

电机在长期运行后绝缘性能渐趋劣化，绝缘结构的老化是各种劣化的综合表征。造成电机绝缘结构老化的因素很多，统称为老化因子。电机绝缘的主要老化因子有：热因子、电因子、机械因子和环境因子。在这些因子综合作用下，绝缘结构产生了各种老化现象。据统计表明，服役期限20年以上的电机，绝缘故障发生几率显著上升，许多绝缘故障与老化一起发生。

各种老化因子对绝缘性能的影响表现如表所示：

劣化因子 热 表现形式 连续 劣化征象 挥发、枯缩、化学变质、机械强度降低、散热性能变差 冷热循环 电压 运行电压 冲击电压 机械力 振动 冲击 弯曲 环境 吸湿 结露 浸水 导电物质污损 油、药品污损 浸蚀和化学变质 离层、龟裂、变形 局部放电腐蚀、表面漏电灼痕 树枝状放电 磨损 离层、龟裂 离层、龟裂 泄漏电流增大、形成表面漏电通道和炭化灼痕 （1）热老化： 绝缘材料在运行中，因长期受热会产生各种物理和化学变化（如挥发、裂解、起层、龟裂等），导致材料变质而劣化。热老化速度和绝缘温度密切相关，温度越高，老化越快。此外，电机由于反复运转和停机，负载变化使绝缘结构反复受到热循环作用，线圈绝缘也会反复机械变形而疲劳损坏。

（2）电老化：电老化是由绝缘结构上电场分布产生的，主要表现为局部放电、漏电和电腐蚀。产生局部放电的原因是在电机内部的电场并非均匀分布。在绝缘层内存在空隙、线圈与铁心之间存在空隙，均会产生电场集中，引起局部放电。局部放电能在绝缘层内产生十分微细的树枝状放电途径，并造成放电

区域的绝缘腐蚀，不断的放电将使腐蚀孔加深，与其他间隙的桥接使劣化规模扩大，最终导致绝缘的破坏。漏电劣化则是在有电位差的绝缘表面形成的炭化电路（漏电途径），而使绝缘丧失其功能。当绝缘结构表面污染或附有异物时，在有电位差的部分产生泄漏电流而发热，使一部分绝缘材料分解形成碳化物。电腐蚀最常见的例子是电晕，通常发生在高压绕组端部或线圈出槽口的地方，这也是局部电场集中引起的。

（3）机械老化：机械老化主要表现为绝缘结构的疲劳、裂纹、散弛、磨损等，它是由起动时电磁力和热应力、运行终的振动、热循环等原因产生。电机起动时，电磁力在线圈内产生很大的应力，在弯曲和挤压应力反复作用下，线圈绝缘层往往产生疲劳甚至断裂。热老化引起的绝缘收缩和绝缘层蠕变将导致绝缘松动，造成线圈端部和槽内部分的绝缘磨损。由于起动、停机以及负载变化的热循环，导致绝缘与导线之间剥离而形成空隙，这些空隙又导致局部放电的增加和散热困难。机械作用对绝缘的影响，最容易看到与发生的是线棒连接处的端部绝缘盒裂纹。

（4）环境老化： 环境老化主要表现为灰尘、油污、盐分和其他腐蚀性物质对绝缘的污染和侵蚀，以及绝缘吸湿或表面凝露。它们会导致绝缘电阻的降低和介质损耗的增加，随着电机老化程度的增加，绝缘对于环境的敏感程度将更加明显，这时环境因子将对电机绝缘老化起催化剂作用。

各种老化因子，即热、电、机械和环境影响着任何种类电机的寿命。但每个因子所起作用的重要性又因电机种类、运行方式和负载性质而有所区别。通常，小型电机的绝缘主要由温度和环境产生劣化，电和机械应力相对来说不太重要；特大型电机一般采用棒形绕组，受到的是电应力或机械力的作用，可能二者兼有，温度和环境是次要的老化因素。

1．2 发电机绝缘检测和诊断

当前电机的绝缘诊断主要还是用离线方式，通过传统电气检测和试验方法查找缺陷，对电机绝缘性能进行综合评价。

电机绝缘结构在运行中由于热、电、机械、环境等的综合应力作用下，逐渐老化，绝缘的电气性能和机械性能逐渐降低，最后因降低至所必需的极限值而损坏。因此，在电机服役期内，通过预防性试验或其他试验方法对发电机绝缘进行诊断，确定绝缘结构是否存在缺陷，是否能承受工作电压和可能产生的过电压，是否存在老化现象。针对电机定、转子绕组不同的绝缘故障，其测试方法也各不相同。

1．2．1 定子绕组绝缘检查试验方法与故障分析

1．2．1．1 外观检查

停机后，在进行其它试验前，应对电机线圈和其他绝缘结构进行仔细的观察检查，仔细检查有无端部绕组及支撑件的位移迹象、槽衬及槽绝缘的滑移、绝缘损伤磨损、局部过热和电腐蚀的痕迹等现象。采用内窥镜对电机的隐蔽部分进行观察我认为是一种比较好的方法。

1．2．1．2 直流电试验

绝缘结构直流电试验项目包括：绝缘电阻测定、极化指数测定和直流耐压和泄漏试验、线圈端部表面电位外移法等。直流电试验的目的是检验绝缘是否存在吸潮和局部缺陷。直流电试验通常不会对绝缘造成危害，在发现绝缘有吸潮或局部损坏时，应进行干燥和处理后再重新试验，直至符合要求。

（１）绝缘电阻和极化指数的测定

绝缘电阻测量是我们在现场中最常进行的绝缘试验，在现场的应用很广。它实际上是以绝缘电阻值来表示的稳态漏导电流。当绝缘结构良好时，由于稳

态漏导电流很小，绝缘电阻值高，绝缘可靠；当绝缘结构由于水气侵入、表面粘污和绝缘老化时，其表面和内部的漏导电流增加，绝缘电阻就降低；当绝缘损坏、绕组接地时，这时绝缘电阻为零。绝缘电阻对于贯穿绝缘贯穿性的缺陷、整体受潮与脏污反映比较明显。绝缘电阻值与历年相比(相同温度、湿度条件下)，没有显著变化，不能低于原来相同环境状态下测量的1/3。且各相绝缘电阻的不平衡系数不应大于２。

极化指数是指10分钟时的绝缘电阻值与1分钟时的绝缘电阻值的比值。当绝缘结构干燥、清洁和耐电性能良好时，其漏导电流很小，吸收电流则相对较大，而其衰减也较快，测得的绝缘电阻值，很明显随时间而增大，极化指数也较大；当绝缘因受潮、老化、沾污时，漏导电流增加很多，大大高于吸收电流初始值，因而绝缘吸收比和极化指数的值就会下降。由于大型发电机的电容量较大，其吸收过程相对较为缓慢，故采用极化指数更能准确的反映电机绝缘的受潮现象。在现场测试时，规程要求极化指数应大于２.０。对于绝缘正常的大型发电机，吸化指数基本都能满足规程要求。

对于二滩的大型发动机，必须绝缘电阻与极化指数都满足要求才算合格。 现场测量绝缘电阻和极化指数时除了兆欧表的量程和电压等级外，我们主要应该注意的问题有：

1）绝缘电阻测量易受大气条件影响，测量应该注意环境条件，即温度和湿度的综合分析；

2）大型发电机的电容量较大，几何电容电流和吸收电流都较大，所以要求电动摇表要有能满足吸收过程的容量。特别是对于二滩这种大机组，摇表的容量一定要比较大，且每次测试时应充足电。

3）测试前都应充分放电，以保证测试数据的准确性，否则可能导致绝缘

电阻测试结果偏大。

（２）直流泄漏和耐压试验

直流泄漏试验的基本原理和绝缘电阻测量一样，是在绝缘结构上外施直流电压，同时测量泄漏电流。但由于试验电压较高，它比绝缘电阻试验能发现更多的问题，特别是定子绕组的端部缺陷问题。预防性试验要求，对于直流泄漏试验，小修时和大修后要求的最高试验电压为2.0倍额定电压，大修前要求为2.5倍额定电压。直流泄漏电流大小通常与绝缘结构种类、试验时的温度、绝缘结构的老化、玷污、受潮等情况有关。但对于良好的绝缘结构来说，可保证在规程要求的电压范围内，发电机绝缘的泄漏电流和外施电压关系为一直线关系；如发电机绝缘存在集中性缺陷，当外施电压达到一定值后，绝缘结构内的泄漏电流将增加很快，泄漏电流与外施电压表现为指数关系；缺陷越危急，泄漏电流非正常增加的电压值越低，当外施电压达到极限值时，泄漏电流急剧增加，绝缘发热，损耗增加，可能导致绝缘热击穿。一般来说，我们可以通过泄漏电流的表现来判断定子绕组端部的绝缘故障种类。

可画图说明。

进行直流泄漏试验应该注意的时,大修前的耐压应在清除污秽前的热状态进行,这样能够较为真实的反映电机运行时的绝缘状态；另外，在不同温度下测得泄漏电流应折算到同一温度进行比较。如绝缘正常，在同样清洁干燥的条件下，有温度每升高10度，泄漏电流近似增加0.6倍。

（ 3）表面电位法（定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量）

表面电位法是直流泄漏电流测试的一种有效的补充测试方法。即是对需要检查的绝缘表面包上临时的测量电极（0.01~0.02mm的铝箔纸），并串联100兆欧的接地电阻，在该电极和绕组导线之间施加额定电压值的直流高压，测量该

电阻上的电压降或泄漏电流值。该方法具有直流耐压试验不可替代的优点。电机定子绕组端部手包绝缘存在的工艺缺陷往往用老的整相直留耐压试验难以发现，即三相绕组泄漏电流平衡或合格后的手包绝缘接头处仍存在严重的工艺缺陷。该方法具有极大的针对性，可有效的检测出端部绝缘的局部缺陷。该试验最初主要是针对汽轮发动机制定的。但目前已在水轮发电机上得到了广泛的运用。据我所知，二滩电厂也使用过该方法寻找过定子绕组的端部缺陷。目前省内的一些大型的火电厂和省外的部分水电厂已将其做为了大修扩大项目，不只满足于通过直流耐压或目测发现情况后再采用该方法定位或确定。总之，我认为这是一种发现端部绝缘缺陷最为直接有效的方法。

1．2．1．3 交流电试验

交流电试验的方法很多，其发现绝缘故障的类型也各不相同。对于发现定子绕组绝缘缺陷，我们常用的方法主要有：交流耐压试验、交流电流试验、介质损耗角正切及其增量(tg和tg)的测定、局部放电检测，槽电位试验等。

（1）交流耐压试验

交流耐压试验是我们在大修前需要进行的预防性试验方法之一, 它是将交流工频电压直接施加于被试电机上，其对绝缘的作用更接近于电机的实际运行状态，方法是利用调压变压器和试验变压器（现在对于大中型发动机，一班都采用谐振耐压的方式进行）对被试电机施加略高于运行中可能遇到的操作过电压的试验电压，并持续一定时间，使被试电机能保证绝缘水平。

交流耐压试验主要用于考核定子线棒在直线槽内的绝缘水平，发现定子线棒直线段的绝缘故障。

交流耐压试验是一种破坏性试验，对绝缘的破坏具有累积效应，国外许多厂家生产的发电机一般不赞成预试中进行交流耐压试验，而采用其它试验方法

代替。如：交流电流试验、介质损耗角正切及其增量(tg和tg)的测定、局部放电检测等试验，这些也是对定子绕组绝缘进行老化鉴定的基本试验方法。预规规定，对于运行20年以上且多次发生绝缘击穿的发电机可进行老化鉴定试验。

（２）交流电流试验

交流电流试验所需的设备要求与交流耐压试验相同，其区别是对电机定子绕组不进行1。5倍额定电压下1分钟耐压试验，只测试定子绕组在不同电压下的电容电流值，并绘制电容电流与耐压值的曲线，求取第一电流急增点和第二电流急增点，预测发电机绝缘的击穿电压值。一般说来，线棒运行的时间越久，运行中的温度变化、振动越大，主绝缘老化，内部出现的分层、气隙越多，因为气隙越小击穿场强越大，所以出现第一电流急增点和第二电流急增点的电压值越低，定子绝缘越容易击穿。现场测试表明，对于运行时间较长的沥青片云母绝缘，一般会出现第二电流急增点；对于现在所谓的黄绝缘（环氧粉云母绝缘），一般不会出现第二电流急增点，但会出现第一电流急增点。出现第一电流急增点时的电压峰值，也就是我们的局部放电起始电压值。 （ ３）介质损耗角正切及其增量的测定

介质损耗是在交流电场作用下绝缘材料的电能损耗。介质损耗包括了以下几个方面：电导损耗，由漏导电流引起的；偶极性损耗，这是外电场作用下偶极子定向所引起；附加损耗。是由介质结构不均匀引起的，如介质中含有水分、氧化铁、气体等。

绝缘材料中介质损耗角与绝缘材料中的空气含量、温度、试验频率和外施电压有关。当电场强度较低时，外施电压对绝缘介损值无影响，在这一区域内的tgδ和初值tgδ0相当，随电场加强到某一临界值，绝缘层内夹杂的气体开始电离，tgδ开始急增。当绝缘受潮时，漏导电流将增加；绝缘老化时，极化现

象将加重，这些都将使tgδ和 △tgδ增加。因此，定期在同一条件下测定 tgδ就可以掌握绝缘老化和受潮程度，并可作绝缘的趋势分析。DL/T492-92《发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则》中规定，当额定电压下的tgδ大于或等于７，额定电压下的tgδ与其实游离电压下tgδ之差大于或等于６时，发电机绝缘已老化；额定电压下的tgδ与其实游离电压下tgδ之差达到３％～４％时，就应引起注意，加强监视。

最近两年，现代测试技术的发展，使得我们可以很方便的采用大容量的自动电桥来测试额定电压下测量特大电机的tgδ。 （４）局部放电测量

由于电、热、机械和环境的应力作用，电机绝缘结构逐渐发生老化，这些应力的联合作用会使绕组产生松动、绝缘分层，甚至在绕组端部产生导电的路径，导致绝缘故障。对发电机定子绕组来说，局部放电现象是一个老化的重要症状。

当绝缘层内部或绝缘层与线圈铜线之间、绝缘层与铁芯槽部形成气隙时，随着电压的升高和电场强度的增加，存在气隙部位将产生不同程度的放电现象，由于放电引起绝缘的腐蚀，随着放电的集中使腐蚀孔加深，而其他部分的桥接又使劣化规模扩大，直至绝缘破坏。

电机离线检测局部放电方法通常是采用脉冲电流法，其基本原理为：在局部放电时，绝缘两侧电极之间会产生一个瞬时的电压变化，这时如果经过耦合，在测量回路中就会有一个脉冲电流流过，这脉冲电流流过一个测量阻抗时就成为一个脉冲电压波，经过测量就可以测定局部放电的某些基本量，由各种电量表显示出来。

电机局部放电的测量系统由施加试验电压和高频电压检测两部分组成。

外施电压部分的线路和原理，与交流工频耐压试验线路完全相同。在高频电压检测部分，局部放电信号由高频耦合电容器上拾取，测量仪表通常采用局部放电电量仪，测量和记录局部放电电荷量Qmax。其最高试验电压为额定相电压。 一般说来，如额定相电压下的局放量小于１００００Pc,放电起始电压Uc较高，则可认为该电机局部放电是正常的，当放电电量较大，放电起始电压又较低，则说明电机局部放电现象较严重，需进一步诊断其原因和放电主要部位。 （5）槽放电试验

槽放电是随着环氧粉云母绝缘的使用而新产生的一种绝缘缺陷。在７０年代以前生产的发电机定子绕组采用沥青云母作为主绝缘，该种材料具有热塑性，受热后变软膨胀，可与定子铁芯保持很好的接触，因此不容易发生槽放电现象。 而环氧粉云母为热固性材料，在运行受运行振动与热化的综合作用，容易与铁芯产生间隙，发生高能量的电容性放电，同时放电会使空气电离产生臭氧及氮的氧化物，如与气隙内的水分子产生化学作用，易引起线棒表面防晕层、主绝缘、槽楔和垫条的腐蚀，在线棒表面形成麻点。据统计，有４８％的线棒放电故障是由槽放电引起的。

通过定子绕组的局部放电试验，可以检测出槽放电。预规规定，当槽电位大于１０0Ｖ时，就存在槽放电。现场我们常给定子绕组通以额定相电压，采用１金属探针通过铁芯通风沟与线棒表面接触，另一金属探针与临近的铁芯接触，用一高内阻电压表测试线棒表面电位。采用此种方法，可不用退出槽楔。

当然，另外也还有一些试验方法，比如通过超声波探测仪来检测槽放电。当发生槽放电时，会产生槽声波信号，通过超声波传感器的监测，可输出电平信号，判断有无槽放电。

为解决好的黄绝缘电机的槽放电,目前制造厂采用了一些新材料和新工艺：

采用槽衬结构消除线棒与铁芯槽壁的间隙，即在聚脂无纺布上涂抹CRTV胶，放上线棒将无纺布包裹后下入槽内，在绕组表面形成弹性层，使之与铁芯槽壁结合紧密，同时有利于减小绕组与铁芯间的热阻；采用弹性波纹板结构固定定子绕组。即在槽楔下垫以2 m米厚的弹性波纹板，弹性波纹板具有弹性，有利于绕组在冷热状态下均有一定压力，使绕组、槽楔能牢固地固定，能有效防止因线棒的移位和变形造成的绝缘磨损，消除电晕腐蚀。

1．2．2 发电机转子试验方法与故障分析

发电机转子发电机的转动部件，其运行电压虽不高，但运行环境更位恶劣，绕组也会受到电、热、机械转动或环境的影响，出现故障。

预规要求，每次小修和大修时，须测试转子绕组的绝缘电阻，通过绝缘电阻测试，可判断转子绕组是否存在受潮、脏污或接地现象。要求大修中测量转子交流耐压的目的也是为了发现转子的绝缘薄弱环节。

对于发电机转子而言，最容易出现的两个绝缘缺陷就是转子接地与匝间短路。

1.2.2.1 转子接地的原因分析与试验方法

水轮发电机组在长期的运行中,由于受到电场、高温、机械应力以及污秽沉积物等的作用和由安装过程中遗留毛刺、铁屑等产生的机械损伤，也会导致转子绝缘损坏，造成一点接地。

当发电机转子发生一点接地时,因电流未形成回路,从理论上而言,转子仅一点接地机组还可以继续运行,但很不安全。因为在转子发生一点接地后,若又发生另一点接地或励磁回路中任一部位接地时,由此形成转子两点接地,使转子绕组被短路,可能烧损转子绕组、铁芯,同时还可能引起机组强烈振动甚至造成转子擦伤定子铁芯的故障。所以当机组转子出现一点接地后,应采取措施,将两

点接地保护装置投入,同时设法查找出故障点,消除故障。

（1）转子一点接地的分类

由于转子是运动部件，所以其一点接地的方式比定子接地更多，原因也更难查找。

1）按接地的稳定性划分，转子接地可分为稳定性接地与不稳定性接地两种。稳定性接地是指转子的接地与转速、温度等因素均无关,接地是稳定的,这种类型的故障容易查找。不稳定接地是接地故障与转子的状态有关,即转子的转速、温度、线圈的轻微位移有关,转子有时出现接地故障,有时故障自动消失。不稳定接地主要有以下几种情况:

a.机组高转速时接地。当发电机转子静止或低速旋转时,转子绕组的绝缘电阻正常。但是,随着转速的上升,其绝缘电阻降低,当达到一定的转速时,绝缘电阻下降至零或接近于零。这种情况大多数是由于在离心力的作用下,磁极线圈向远离大轴的方向挤压,致使有绝缘缺陷的线圈接地。这种接地一般在磁极线圈的外层上(靠磁极T 形槽的另外一侧) 。

b.机组低转速时接地。当发电机转子静止或低速旋转时,转子绕组的绝缘电阻为零或接近于零。但是,随着转速的上升,其绝缘电阻有所升高,当达到一定的转速时,绝缘电阻上升到正常值。这种情况大多数是由于在离心力的作用下,磁极线圈离开转子磁轭,使接地点与地之间有一定的缝隙,从而使接地故障消失。这种接地一般在磁极线圈的内层上(靠磁极T 形槽的一侧) 。

c.转子高温时接地。当发电机转子绕组的温度较低时,其绝缘电阻值正常。但是电流增加,温度升高时,其绝缘电阻值降低,当达到一定的温度时,绝缘电阻下降至零或接近于零。一个原因是由于转子绕组受热膨胀伸长,当伸长到一定程度时,绕组有缺陷的部位与接地体接触(绕组与地距离很近时) ,致使转子接地,

当机组停机时,转子温度降低,线圈热膨胀伸长消失,致使转子绝缘正常。这种接地一般发生在绕组端部,在汽轮发电机的转子缺陷中较为常见，水轮发电机上发生相对较少。另一个原因在采用锡焊接磁极连接线的转子上可能出现。当磁极连接线的接头接触不良时,通入转子的大电流会使接触不良的接头发热,当发热至一定程度时,接头上的锡熔化流出碰到接地体,使转子接地,这时如机组停机,转子温度降低,有可能会使接地处稳定接地,也有可能因熔化流出的锡冷却固化后没碰到接地体(流出的锡较少时) ,使转子绝缘正常,成为不稳定接地。

d.与线圈的轻微位移有关的接地。这种接地无规律性,主要是由于转子主绝缘中,有些地方的绝缘是由两个绝缘层组成的,当两层绝缘的同一位置同时存在缺陷,而且两处有缺陷的绝缘存在位移时(如有些磁极线圈的底层和面层的绝缘是在线圈上垫一层薄绝缘板,再加一层较厚的绝缘圈组成的) ,转子的转动使两个绝缘层产生位移变化,当两处存在缺陷的绝缘碰在一起时故障出现,当两处存在缺陷的绝缘错位时故障消失。

e.与安装工艺有关的接地。安装施工工艺直接影响磁极的绝缘水平,不稳定接地的原因之一就可能是安装过程中在磁极里面留存了大量铁粉(磁极组装时打磨磁极铁芯所致或其他原因) ,铁粉在磁极里面受电场的作用,往电场强的地方钻,并产生一定的磨擦,长时间后就可能磨穿磁极主绝缘,通过铁粉形成对地通道引起转子一点接地,当停机时,由于转子磁场消失,当用压缩空气吹风,磁极里面的铁粉也因此而断开通道,使转子绝缘恢复正常。

2）按接地电阻值分为高阻接地和低阻接地

a. 高阻接地,又称为非金属性接地。发生接地故障后测量转子对地绝缘电阻接近正常范围(0. 5MΩ) ,一般为0. 2 MΩ 以上。产生高阻接地的主要原因是由于转子发生故障后,当电压消失时故障处的绝缘自动恢复一定的绝缘性能,

或出现上述第4点描述情况,故障处正好是两层靠在一起的绝缘同一位置同时存在缺陷,当测量绝缘电阻时两处存在缺陷的绝缘存在微小的错位,使得转子对地绝缘电阻较高。

b. 低阻接地,又称为金属性接地。这种接地的接地电阻值很低,一般低于0. 2 MΩ ,甚至接近零,另外有些转子绕组绝缘整体受潮,也可使转子对地绝缘电阻较低。

3) 按接地位置可分为转子绕组本身接地、滑环刷架或励磁回路接地 a. 转子绕组本身接地:主要有转子大轴引线接地、磁极间联接线接地、磁极内套绝缘损伤接地、磁极线圈上层或下层层面接地。

b. 滑环刷架接地:主要由于滑环或刷架绝缘套管积灰、油污、破裂或受潮造成。

c. 励磁回路接地:主要包括励磁电缆接地、灭磁开关处接地等。 (2) 转子绕组一点接地的查找方法

总的来说，水轮发电机的转子接地故障比汽轮发电机的转子接地故障要好查找一些。

当转子出现一点接地故障时，停机后应分层次对转子进行绝缘电阻测试，确定转子的接地形式，是稳定性接地还是非稳定性接地，如果能够，还需通过绝缘电阻测试确定出转子接地的具体部位，即是转子绕组本身接地、滑环刷架接地还是励磁回路接地。

对于稳定性的接地转子绕组本身接地，可用敲击法、直流电阻比较法或直流电压法查找接地点。

1) 采用敲击法时，可将500V摇表接于磁极引线上，不停的给励磁回路加压，用小锤敲击所有的引线、磁极接头，通过绝缘电阻的变化，发现接地点。

2) 直流电压法对查找金属性接地较为方便，其基本方法是利用直流电焊机作为直流电源,由滑环处通入电流,先分别测量正环对地及负环对地的电压U1 与U2 ,按K = U1/ ( U1 + U2) ×100 % 计算出接地点与正滑环的距离占整个转子绕组距离的百分比K , 以判断故障点的大概部位。然后按判断的大概部位,用同一块直流电压表,在磁极间的接头处依次测量对地电压,当连续两个测点的对地电压指示反向时(电压表的正、负极不变) ,则说明接地点就在此两个磁极接头间的磁极内。

4) 采用直流电阻比较法，可用单、双臂电桥分别测量正负滑环之间的电阻值与正、负滑环对地的电阻值，通过计算求得转子的接地电阻值与大致接地位置。（具体计算可见高压测试方法）。

如测得的接地电阻较大，为高阻性接地时，可用重复加压法使接地电阻降低,同时由监视人员观察故障部位。其具体方法是：

在转子上、下的周围布置多个监视人员(注意人员与磁极要有一定的距离) ,对转子重复施加电压,由监视人员听放电声、看烟雾及弧光,以发现故障磁极所在位置。加压方法有以下两种:

①施加交流电压。可直接在滑环处施加交流试验电压,电压从零开始慢慢升压,直至故障点重复放电。由于故障点是重复加压,所以一般不会超过转子绕组的耐压值。

②直流电压进行冲击。就是对转子绕组突加一直流电压,电压从较低开始,在转子绕组故障点重新放电前分段递升增加电压进行冲击,注意电压不能太高,应尽量低,因为电压过高会对转子整组绕组绝缘有损伤,电压越高损伤越大。可根据转子额定电压,从几百伏开始,一般最高不超过交流耐压的峰值电压。在一般情况下,绕组绝缘稳定的接地故障都可在此电压下放电。为了保护直流高压发

生器,增加冲击电流,可采用电容器充放电法,用1 个10. 5kV、约1. 5μF 的电容器,电容器的一端接地,另一端接一导线,并用高压绝缘棒把导线接至直流高压发生器高压输出端,对电容器进行充电至试验电压,然后把导线离开直流高压发生器输出端,移至转子滑环处对转子绕组进行直流冲击。将带高压的导线移至滑环处时应特别注意高压电与人和其他物体的距离,同时不能将导线碰在滑环表面处,以免烧伤滑环表面。

当重复加压法观察不到而接地电阻不大但又非金属性接地时,则用电流烧穿法将接地点烧穿为金属性接地再用直流电压表法确定出具体位置。对转子施加不大于10A的交流电流,由监视人员观察冒烟部位。若在加电流过程中仍未发现故障点,则可将其烧穿为金属性接地,再用直流电压表法或测电阻法查找。

对于不稳定性接地的转子，有时使用敲击法也可发现接地点，但更多的时候，需要将转子置于不稳定接地时的接地状态，再采用直接压降法进行查找。

需要说明的是，上述的用直流电阻法、直流放电法等查找转子一点接地的方法，也适用于定子的一点接地的故障查找。

1.2.2.2 转子匝间短路的原因分析与试验方法

转子绕组匝间绝缘短路的产生原因与转子接地故障产生的原因相似，主要也是由于绝缘老化和机械损伤造成。

转子匝间短路后，会造成转子绕组的实际匝数减少，影响发电机的出力。使发电机转子电流增加，绕组温度升高，转子磁路不平衡，引起机组振动增加。

判断转子匝间短路的离线方法主要有：直流电阻法、空载短路曲线法、交流阻抗法。由于转子的匝数较多，通过直流电阻法与空载短路曲线法来判断匝间短路的方法并不灵敏，直流电阻法用来检查绕组的接头故障、焊接缺陷等还相对容易些。对于水轮发动机转子，判断绕组匝间短路最为简单灵敏的方法就

是交流阻抗法，而且是单个磁极的交流阻抗法。现场中常用的方法是测量转子上各个磁极的交流阻抗，发生匝间短路的磁极，由于其有效匝数减少，交流阻抗值降低，交流损耗增加。测试中需要注意的是，一般在发生匝间短路的磁极的相邻两磁极，其交流阻抗值也会相应下降。

对于测试匝间短路，还可以采用浪涌测试仪。 2． 发电机的其它故障分析与试验方法 2．1 发电机的铁芯故障

发电机的铁芯在运行中，由于机械损伤、装配质量、材质结构选择等问题，也会发生各种故障。一般说来，引起铁芯故障的原因主要有：

2.1.1 由异物造成的片间破坏

发电机在运行过程中，有金属异物（螺母、螺栓、垫圈或金属切屑）进入定子/转子气隙或定子铁芯的轴向冷却风道后，温和的会在铁芯叠片边沿处震动，损坏片间绝缘，引起相邻叠片互相接触，导致许多叠片一起连通，出现局部热点。严重的会直接碰撞定子铁芯和转子，造成铁芯与转子的严重损坏。我省映秀湾电厂的发电机就曾经出现过此种问题。

2.1.2 由定子齿部振动引起的片间破坏

铁芯制造时最大的一个难点就是要保证铁芯叠片叠压紧实，并且各个叠片不能轴向自由振动。

由于铁芯的叠片是冲制而成，成型的硅钢片总是边缘处最薄，中间最厚。对于大型发电机的铁芯叠片而言，铁芯齿部和背部部分总是要比轭部部分要薄一些。在叠压时，除非采用充分的措施来补偿厚度的误差积累或采用铁芯粘结的方法，否则，铁芯齿部的地方很有可能产生松动。一但这些松动的齿部叠片靠近径向通风沟，由于受到轴向风力的影响，很容易发生疲劳断裂，为相邻叠

片振动留下空间，形成效应。

另外，端部铁芯的齿部也是较为容易疲劳断裂损坏的地方，甚至由于铁芯齿部叠片的松动、损坏，破坏定子线棒绝缘，就我们现场遇到的水轮发电机定子绝缘击穿的事故而言，多是发生在线棒端部出槽口处，其中很大一部分就是由于绝缘的机械损伤。目前制造厂在边段铁芯的处理上，就采用了粘结成一个整体的方法,可有效地防止铁芯端部叠片松动，断齿。

2.1.3由端部漏磁引起的涡流发热

发电机端部的结构复杂，由于端部线圈周向电流分量和转子磁场的影响，在发电机端部存在有轴向磁通分量。该分量会使叠片平面（端部铁芯、压指、压板等）产生环形涡流，造成发热，损坏铁芯绝缘。当电机进相运行时，端部漏磁增加，端部铁芯及其结构件的发热将会更加严重。制造中为减少涡流发热，常采用的方法为：

采用阶梯性铁芯端部，局部增大端部磁阻； 对叠片进行分段；

在端部增加电屏蔽或磁屏蔽。 压指等结构件采用非磁性材料。 在铁芯表面增涂绝缘漆。 2.1.4 由背部漏磁通引起的铁芯问题

在铁芯背部也存在漏磁通，它是电枢磁通的一小部分，穿过铁芯的背部空间，进入铁芯的周向构件。由于铁芯背部定位筋的存在，该漏磁通也会感应电势，如铁芯与定位筋之间存在间歇，则会在铁芯背部差生电弧击穿，破坏铁芯绝缘。

2.1.5 铁芯的松动与变形

许多铁芯在运行中，受电磁力作用，会发生振动。如铁芯的装配质量不好，压紧力不够，整个铁芯会发生松动。由于铁芯设计时的刚度较高，其固有振动频率远大于100赫兹；当发生松动后，铁芯刚度下降，其固有频率下降，会逐渐靠近100赫兹，导致振动加剧，形成恶性循环。可介绍新工艺。

另外，在原有的老式铁芯结构中，铁芯背部与定位筋采用单鸽尾结构，没有预留热膨胀间隙。发电机在运行中，由于铁芯的膨胀度与机座不一致，会造成变形。现在新设计制造的铁芯为了克服这个问题，铁芯背部与定位筋采用双鸽尾结构，在铁芯与定位筋间采用双鸽尾结构，预留了热膨胀间隙。

2．2 铁损故障的检测方法

对于铁芯的变形、松动、发热、断齿等缺陷和故障，一般通过目测的方法都可以确定。如为了定位查找铁芯缺陷，检查铁芯维修质量，可进行铁损试验。铁损试验的具体方法和计算可参见《高压电气试验方法》。对于二滩这种大型机组，进行特损试验时需要注意的主要问题有：

（1）在铁损试验时，为使铁芯内磁场均匀，一般应使励磁线圈对称分布在铁芯周向；

（2）对于大型发电机，设计的额定运行磁密一般大于1T，更接近1.4T，为真实反映铁芯实际情况，如电源容量允许，最好能将磁密加为1.4T。

（3）《高压电气设备试验方法》中单位长度安匝数的选取值最小为2.15安闸/厘米，事实上随着硅钢片材料的发展，现场实际选取的单位长度安匝数要小一些，这可方便我们较为准确的确定设备容量。

（4）在测试温升时，必须使用红外成像仪。 2．3 铁芯故障的修补方法：

2.3.1 如果烧坏的面积不大，可采用磷酸腐蚀的办法去掉毛刺，或用锉刀、

砂轮等工具将铁芯局部烧坏的地方修理平整（打磨时一定要预防铁屑进入铁芯和通风沟内，可在打磨处铺上白布，及时清理掉铁屑。打磨完后，还需用吸尘器进行再次清理）。将硅钢片逐步剔开，并把片间的铁屑清理干净， 在铁芯表面涂一层自干绝缘清漆（或环氧树脂）， 最外层涂（1321）醇酸绝缘灰瓷漆。

2.3.2 对铁芯松动部分，先用无水乙醇将硅钢片间的铁锈红粉擦拭干净，待干燥后，用1 mm厚的环氧玻璃布板双面涂上环氧树脂胶，插入松动的硅钢片间，使其紧固，在铁芯外漏部分刮去多余的胶和处理掉环氧布板。

3. 电机发电机的状态监测

现代先进的传感器、电子技术和计算机技术为发电机的在线监测提供了可能，特别是水轮发电机针对对汽轮发电机而言转速很低，故障的发生发展过程通常渐变较慢，且多有磨损和疲劳特征，一定程度上有利于利用状态监测和诊断技术进行运行状况分析与故障预警。

目前水轮发电机的状态监测与诊断装置的主要应用范围是绝缘、气隙、振动等非电量监测。使用比较成熟的在线监测方法主要有：

3.1 局部放电在线监测

局部放电监测是发动机在线监测最主要的内容，由于定子绕组的故障(如绝缘磨损、接线开焊、股线断裂，槽放电、电晕放电、绕组内部气隙放电)均会导致电机运行中内部放电量的增加，这些放电现象会严重影响电机绝缘寿命

到目前为止，局部放电测量系统用于发电机定子绕组绝缘状态监测的已经有50 多年的历史。发电机局部放电在线监测技术的进一步发展使之逐渐成为继温度监测之后最广泛、最有效的绝缘状态监测手段。其经历了从中性点用电阻获取放电信号、采用罗科夫斯基探测线圈取信号等几个阶段，发展到了现在的

PDA 监测法：通过发电机高压出线端安装对称电容耦合器的方法，根据内部放电和外部干扰脉冲在高压母线上不同的传播方向来剔除干扰，可将测量频带上升到40～160 MHz，取得了较好的抗干扰效果。

目前国内已开发了较为成熟的局部放电在线监测仪，并成功的运用在了许多水电厂的在线监测上。该系统通过在发电机的三相高压出线端安装高压陶瓷电容传感器，以耦合放电脉冲信号。传感器耦合到的局放信号经过前置放大、多路转换和信号调理等预处理环节后送入高速数字采集卡。模拟信号转换成数字信号以后在工业计算机上进行原始数据的抗干扰处理，并将处理后的数据存入数据库。根据采集到的数据，系统软件能够生成各种放电谱图、状态变化趋势曲线和数据报表。工作人员可根据各类谱图以及趋势图对发电机的绝缘状况进行分析判断， 为发电机是否需要停机检修提供依据。

3.2 发电机气隙在线监测仪

水轮发电机空气间隙是一项重要的电磁参数，运行中发电机气隙的均匀性直接影响其电气特性和机械性能的稳定。由于制造、安装等因数和定、转子结构件受离心力的作用，设计的气隙在安装和试运行中也会发生变化，不均匀的气隙将直接影响发电机的电气和机械特性。通过发电机在线气隙监测装置，可以掌握发电机运行过程中定子相对热膨胀趋势和大小，转子磁极的松动和变形情况，发电机检修质量，由于气隙不均匀会导致磁拉力的不平衡，引起振动，还可以作为机组振动的辅助工具。目前发电机气隙在线监测仪主要是由平板电容构成的空气间隙传感器、数据采集单元和监测分析软件构成。传感器的安装方便，已在三峡等机组上得到了很好的使用。

3.3 定子绕组端部振动监测器

目前广泛采用B级和F级环氧—云母绝缘结构的高压交流电机，定子绕组

具有优良的耐热性能和电气性能，但是这种绝缘结构往往会因机械力的持续作用下而磨损和疲劳损坏。随着电机运行时间的积累，定子绕组槽内固定部件和端部支撑构件随老化而松弛，在电动力和机械力的作用下，绕组与槽壁、端部与支撑部件之间将产生相对位移，而导致绝缘磨损、裂纹和疲劳损坏，监测定子端部的振动频率和振幅，据有较大的意义。目前定子绕组振动探测器已在汽轮发电机机上得到了广泛应用，也可用于水轮发电机。

由于定子线圈端部具有很强的漏磁场和高电压，不能采用一般的振动传感器，只能采用光纤测振技术，并要求具有较高的可靠性和灵敏度。永久性的定子绕组端部振动监测装置，不仅是监测端部绝缘状态，同时对研究端部在电动力作用下产生的变形也是十分必要的。

3.4 轴电流保护监测装置

大型水轮发电机, 由于定子铁芯有对缝和空气隙不均、转子匝间短路等因素导致气隙磁场不平衡， 以致运行中不平衡磁束切割大轴产生轴电压。轴电压含有基波分量、三次谐波分量和直流分量, 对地轴电压是沿着转子自上到下减小。在正常的情况下, 由于水轮发电机的推力轴承和上导轴瓦有对地绝缘, 所以没有轴电流产生。当推力轴承或上部导轴承的对地绝缘发生损坏时, 即可形成通路, 产生轴电流。由于大轴的内阻很小, 尽管轴电压不高, 但产生的轴电流仍然很可观,可达几百安培甚至更大, 以致造成油质劣化和轴瓦烧损。

轴电流保护装置是一种使用非常成熟的装置，水轮发电机的轴电流保护装置主要由轴电流互感器、继电器、整流二极管、滤波电容等组成。轴电流互感器是一个利用磁感应原理制作的电流电压变换器，它套装在发电机转子下部, 固定在下导油槽的盖板上。当大轴上有轴电流时, 互感器的线圈即可感生二次电压, 并作用于继电器发出警报。

目前，对于大型的水轮发电机的轴电流保护也在借鉴汽轮发电机的新技术，不再监测轴电流，而是检测水轮发电机上导轴承的绝缘电阻，采用此种方法，可有效的避免干扰。

3．5转子绕组匝间短路监测仪

转子匝间短路监测仪也是在水轮发电机上应用比较广泛和成功的一种监测装置。其主要原理还是通过罗可夫斯基探测线圈，测试气隙磁场的变化规律，判断转子是否存在匝间短路。