1.事情经过
2022年12月18日，1号发电机开始行大修；12月25日，开始发电机抽转子、发电机本体内部检查及试验。2023年1月13日，发现发电机膛内结露严重，有凝结水现象，测试线圈绝缘低，干布擦拭并在膛口加装通风扇进行空气流通，投入发电机空间加热器。1月14日，定子线圈绝缘200兆欧以上。
春节后，1月28日，1号发电机三相线圈绝缘低，加装外部热风加热装置对定子铁芯、线圈进行加热吹扫处理。截止2月8日，外部加热仍无效果，采取短路试验的方法，额定转速下短路线圈通电流加热除潮气；2月9日-15日，先后11次短路试验，绝缘有明显好转，但尚未达到直流泄漏和直流耐压试验要求，不满足启动要求；2月17日，抽转子后2500V三相绝缘电阻均大于1GΩ；A相、C相交流耐压、直流耐压均无法升压，C相发现击穿碳化痕迹，B相直流泄漏电流900μA、电晕试验发现多处光子数超过1000，存在绝缘缺陷。
2、检查情况
2.1基本情况
吴江公司1号发电机为南京汽轮电机（集团）有限公司生产的容量为158.8MVA的空冷发电机，2013年投运。具体发电机参数如下表：
表1 1号发电机参数
2.2 现场检查情况
（1）发电机历史运行情况
吴江公司1号发电机为南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产的型号为QFR-135-2J的空冷发电机，绝缘材料等级为F级（运行温度不超过155℃），于2013年投运。吴江公司设置的报警温度为125℃，调取2018年11月15日以来的发电机运行情况，2018年最高运行温度120.0℃，2019年运行最高温度120.2℃，2020年运行最高温度119.6℃，2021年运行最高温度123.7℃，2022年运行最高温度118.4℃，均未出现超温报警情况。
图1： 1号发电机定子线棒运行温度统计图
（2）发电机预防性试验开展情况
查阅1号发电机检修作业文件包，对比《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-2021），梳理吴江公司1号发电机在A级检修时开展的预防性试验及执行情况，具体情况如表2所示。
表2 1号发电机A级检修时预防性试验执行情况
（3）提高发电机定子绝缘试验及措施检查情况
2023年2月9日至13日，进行了10次短路试验加热，加热时间在2~2.5小时，每次加热后进行了绝缘电阻测量，其中在第3次、第10次加热后进行了试探性直流耐压试验。第10次直流耐压试验时，C相在25.5kV时有放电声，试验数据见附表1至附表11。
2023年2月14日，复测2500V绝缘电阻测量均在300MΩ以上，直流耐压B相27kV，C相20.3kV放电（两点钟方向，上次23kV），A相6.4kV（2000uA，最大）无法继续升压。试验数据见附表12。
2023年2月15日，第11次短路加热，加热时间9小时，额定电流控制在80%以下。短路试验加热后，2500V绝缘电阻测量均在1GΩ以上，试验数据见附表3。
表3 1号发电机绝缘数据
（4）转子出膛检查情况
1）试验及定位情况
2023年2月17日，1号发电机转子出膛后进行了绝缘电阻测量、直流耐压试验以及电晕试验，试验数据见附表14至附表16。
根据试验数据分析，2500V三相绝缘电阻均大于1GΩ，且A相、B相绝缘电阻不随电压升压有太大波动，基本判断定子已彻底干燥。A相、C相直流耐压试验，泄漏电流均达到2000μA以上，且充电现象不明显，可以判断发电机线圈有明显贯穿性缺陷。B相直流耐压试验，各阶段电压下，泄漏电流不成比例升高，表明绝缘存在缺陷。发电机A相、C相交流耐压无法升压，无法定位缺陷位置。B相交流耐压试验时，发现多处光子数超过1000，存在绝缘缺陷。
2）定子膛内情况检查
膛内检查励侧2点钟位置，发现明显碳化痕迹，与2月14日C相直流耐压时击穿放电相对应，基本确认为C相放电点。
图2 1号发电机C相定子线棒放电及碳化位置
同时，发电机膛内检查发现励端和汽端共23根线棒表面绝缘出现破损，部分绝缘破损处出现碳化情况。#15下层线棒出现放电点，为C相，#16、#18为上层线棒，位于B相，#34、#35、#36、#37、#38为上层线棒，位于C相，#39、#40为上层线棒，位于C相，#58、#59、#60为上层线棒，位于A相，#61、#62为上层线棒，位于A相。
图3 1号发电机励端、汽端线棒开裂情况
各线棒绝缘开裂处均为出槽口8cm左右位置，绝缘破损位置存在油污，其原因可能是电晕腐蚀或电动力影响（因破损线棒未解体，初步认为是线棒高阻带与低阻带搭接部位）。
（5）原因排查试验开展情况
1）定子端部模态试验
2月22日，完成1号发电机定子端部模态试验，试验合格，基本排除定子绕组谐振磨损线棒外绝缘材料，破坏定子线棒绝缘导致本次异常，试验数据如表3所示。
表3 整体模态试验结果
2月23日，开展电容冲击法排查定子放电部位，试验数据见附表4、附表5。A相电容冲击试验电压14kV，C相电容冲击试验电压10kV。由于A相、C相绝缘电阻为0，导致高压电压无法在故障点建立，在冲击电容放电时直接导通。判断A相、C相存在贯穿性击穿，无法定位线棒的具体位置。
表4 电容冲击法前绝缘电阻数据
表5 电容冲击法试验数据
3原因分析
结合现场检查及资料分析，吴江公司1号发电机定子绝缘故障原因初步判断为定子受潮叠加定子线棒外绝缘质量缺陷，发电机定子绝缘薄弱点在未能彻底干燥的情况下进行直流耐压，导致A相、C相发生击穿。具体原因分析如下：
3.1 技术方面
（1）定子线棒绝缘受潮
查阅吴江公司当地天气，1号发电机检修期间多次阴雨天气，空气湿度、昼夜温差较大。在准备对发电机膛内进行进转子前的检查和准备工作时，发现发电机膛内严重结露，有凝结水现象，定子绝缘仍然存在受潮。
空冷式发电机绝缘采用固体绝缘介质，暴露在空气中。发电机停运后，铁芯、绕组温度逐渐降低，由于空气热胀冷缩的作用，空冷室及发电机内部进入大量空气以达到压力平衡，绝缘容易吸收空气中的水分受潮。在阴雨天气，空气湿度很大，发电机受潮更为严重。
在定子绝缘良好的情况下，绝缘的受潮只是表面吸附了水分，绝缘内部没有受潮。但是如果绝缘存在破损或者老化，长时间受潮会导致绝缘内部受潮，进而影响发电机定子的绝缘强度。
（2）定子线棒绝缘工艺质量
现场试验后发现C相线棒一处放电点，该部位绝缘材料或工艺处理存在一定的瑕疵，定子线棒高低阻搭接部位无过渡，长期运行线棒表面存在脏污并引起电腐蚀，在受潮等影响下，本次耐压试验过程中被击穿。A相线棒故障点及其他隐患，待南汽拆除发电机线棒，逐相检查确认。
3.2 管理方面
停机期间发电机机内相对湿度超过50%，2023年1月13日之前，1号发电机定子空间加热器未打开，且未配备额外加热装置，加热装置未投的情况下，不能对发电机定子内部湿度进行有效控制，以致发电机定子内部出现凝露现象。
4 暴露问题
（1）设备检修管理存在缺失，未考虑潮湿天气对发电机定子绝缘影响。依据《隐极同步发电机技术要求》（GB/T 7064-2017）5.3.4规定：允许配备加热装置，以保证停机时机内相对湿度低于50%，检修期间未采取相应的预防性技术监督管理措施。
（2）设备隐患排查不深入，同类型产品存在定子绝缘薄弱隐患未能关注到。针对同类型机组，发电机的转子和定子存在品质不高问题，未能在大修前提前开展隐患排查，导致本次大修被动。
