发电机定子绕组直流电阻异常轻者会导致定子绕组过热影响机组安全运行，重者可能会造成发电机定子绕组断股、重要连接部位烧熔断线导致发电机烧毁。DL/T1768-2017 《旋转电机预防性试验规程》中规定应在A级检修时、其他检修不超过3年内、和必要时应进行直流电阻试验。试验结果应满足各相或各分支的直阻值在校正了由于引线长度不同仪器的误差后，相互间差别以及与初次测量值比较，相差值不得大于最小值的2%，超出要求者，应查明原因。本文分析了直流电阻超标产生的原因和危害，探讨了直流电阻测量的关键作用，提出两种缺陷点的查找方法，并结合实际案例证明了两种方法的有效性。
1定子绕组直流电阻测量要点
发电机定子绕组直流电阻测量应在冷态下进行，转子应处于静止状态，盘车状态下转子剩磁会导致定子绕组直流电阻测量值波动。分支的首末端单独引出，非被测相不宜短接，主要是考虑加快充磁过程。测试完要等待仪器自动放电后再拆除接线，对其他相也要进行放电。测量各相或各分支的直流电阻值。每一相电阻应测3次，每次读数与3次读数平均值之差在0.5％以内时，取平均值作为测量值。直流电阻测量与历次数值对比变化率对测量温度准确性要求较高，1℃大概会有0.4％的换算误差。可利用测温元件、定子通水，若进出水温度相差不超过1K，且铁心与环境温度相差不超过2K时，可用绕组进出水温度平均值作为绕组温度。与历史数据相比较时应换算至相同温度下进行，换算公式如下：
2定子绕组直流电阻异常产生原因及危害
直流电阻异常增大的原因主要有以下几个方面：
（1）安装制造方面
1、绕组接头焊接工艺不良。
2、绕组引出线机内过渡连接部位（如某些机组设计有连接法兰、软连接片等）固有频率不合格，固定不牢，或者伸缩性不好。
3、绕组股间换位、弯折工艺不良。
4、引线及固定件在现场安装阶段质量把控不严，或未按工艺规范进行。
（2）运行维护方面
1、端部振动较大。定子绕组端部及引线受切向和径向振动力影响，又因导线换位处受应力集中电磁力作用及松散引线相互摩擦导致股间或者绕组接头处连接松动，松动会导致股间或者连接片间放电，进一步加剧接触不良的情况。
2、绕组空心股线微渗漏导致接头腐蚀。由于磨损等原因，绕组水电接头等处存在轻微渗漏，水会对接头焊接部位造成 “焊缝腐蚀”，从而增大接触电阻。
3、检修时对机内关键引线连接位置的松动、软连接断片等缺陷疏于检查或者未引起重视，导致连接程度进一步恶化。
4、发电机内冷水质量包括pH值、含氧量等控制不好，导致发电机铜腐蚀，与交接试验数据相比，电阻值会增大。但直阻的相间差值一般不会出现明显超标。
发电机定子绕组直流电阻异常增大后如不及时处理，在较长的运行周期内将承受较大的振动、发热、放电等应力作用逐渐恶化，一旦局部温度过高，会引起绝缘过热失效进而引起接地等故障，甚至引起定子绕组引线断线，将发电机严重烧毁。另外，发电机目前的在线监测手段中针对于定子绕组直阻缺陷的监测作用有限，主要体现在以下几个方面：
1、温度监测方面：无论是层间温度还是出水温度等对接头发热的反映不是很灵敏，主要是由于层间温度沿轴向布置测点有局限性，无法实现精细监测，而出水温度测量的是水温，反映不够直接。而热氢温度、热空气温度等测点反映的是发电机包括铁心、转子、绕组表面等冷却风路的平均效应，且测点更少，很难反映局部的发热、过热现象。
2、局放监测方面：断股等极端情况下会产生一定高能量的放电，理论上能够通过局部放电监测来反映，但发电机内部电晕、槽部放电、主绝缘内部放电都普遍存在，断股引起的放电类型目前很难区分，且目前很多局部放电监测装置尚不能区分发电机内外部放电，更无法分析是否是断股、断线产生的放电。
3、绝缘过热监测：当绕组接头等部位过热严重时会引起局部绝缘过热，产生一些有机挥发物，通过目前的离子室原理的绝缘过热监测装置理论上能够进行监测，但目前该类型监测装置无法实时分析过热物质成分，无法实现实时与电晕过热、转子匝间短路过热、铁心片间短路区分，过热分析需要单独采样，而此类缺陷一般发展较快，目前绝缘过热监测的实时性不足。
4、运行中红外测温：此手段仅能对出线箱内的套管、软连接等部位过热进行巡检，而对于发电机内的缺陷无能为力。
通过以上分析说明，对发电机定子绕组开展直流电阻测量并对比发展趋向以及查明原因及处理十分必要和关键，是预防发电机产生重大事故的重要措施。而通过直流电阻测量发现直阻超标或有明显增大趋势时，查明缺陷点并及时处理显得尤为重要。
3定子绕组直流电阻异常时缺陷点的查找方法
直阻超标绝大部分出现在绕组端部接头位置，此时可以采用以下两种方法确认缺陷点位置。
3.1直流双臂电桥敲击法
首先确定直流电阻异常的故障相，后将故障相接入双臂电桥进行直流电阻测试，调整正确后用橡皮锤对引线、端部可能发生开焊或断股的位置轻轻的敲击，同时观察检流计指针变化。若出现较大指针摆动，则怀疑对应接头处有松动。该方法操作简单，操作方便快捷。但属于定性方法，对电阻值变化较小的故障不能准确找出缺陷位置。
3.2大电流红外成像法
将发电机故障相绕组通大电流，最大试验电流不宜超过20%额定电流。通入电流值下维持20~30min监测发电机端部绕组及引线连接处温度变化。该方法需要大型通流设备，但能更准确、直观的暴露绕组阻值异常的缺陷。
当以上方法仍未能检测出缺陷部位时，应重点怀疑引线连接出现接触不良，将发电机引出线、连接线等部位断开，通过目测接触面情况、测量接触压降及分别测量直流电阻等手段进一步定位缺陷点。
4案例
发电机直流电阻异常的两种检测手段各有利弊，接下来对比一下两种检测方法实际的检测效果。
某厂发电机采用哈尔滨发电机厂生产的型号为QFSN-660-2型发电机组，该发电机直流电阻历年变化如下表所示：
表1某厂发电机绕组直流电阻历年变化情况
从表1可以清楚的看出来该发电机直流电阻阻值从2013年后相间差出现了明显递增，到2015年相间互差已经到了4.95％，已经严重超出相关标准要求。
该厂2015年就发电机直流电阻数据异常进行了发电机检修。首先采用了直流双臂电桥敲击法进行缺陷位置查找，在用橡皮锤敲击端部线棒间出线鼻端水电接头处时，双臂电桥检流计摆动，初步确定故障位置。之后通入1500A试验电流，40min后利用红外成像仪监测线棒间出线水电接头处温度变化，成像仪显示接头表面最高温度高出相邻线棒约10℃。热成像图见图1。
图1某厂发电机线棒温度
通过红外成像仪确定缺陷位置后，把线棒出线水电接头处手包绝缘剥开发现接头处有开焊、松动痕迹，并形成了黑色氧化膜，导致绕组直流电阻值过大。重新焊接后进行直流电阻测试，其测量结果符合有关标准规定。
发电机直流电阻异常超差一般用直流双臂电桥敲击法基本可以确定缺陷部位，但对轻微断股、细微开焊、阻值变化不太明显的缺陷就不容易发现缺陷部位。
某电厂使用厂发电机型号为QF-135-2空冷发电机组，额定电流为6645A。大修期间测得三相直流电阻数据相间差1.85%，与交接数据比较大于1%。后又排除仪器、测试温度、测试接触面等问题，确认该发电机直流电阻阻值有超差现象。因直流双臂电桥法操作简单，操作方便快捷。该厂也首先采用该方法进行缺陷部位查找，因其阻值变化较小，未能找出缺陷位置。
为确定故障位置，对该发电机进行缺陷点红外查找试验。主要过程：将发电机故障相绕组出线铜排及中性点铜排经通流导线串联接入直流发生器的输出回路，确认直流发生器输出接头、通流导线压接头及发电机出线及中性点铜排接头接触良好。接通直流发生器电源，对发电机绕组按照1000A、1500A、2000A逐级通入试验电流。每个电流值下维持20~30min，监测端部绕组温度变化，重点观察接头与其它位置间温度差。试验过程中应注意发电机绕组温度不应超过发电机规定的温度限值。
最先通入1000A试验电流，试验回路各连接接头及通流导线的温升良好，未发生局部过热现象。该电流值维持20min后发电机端部绕组及个接头处无明显温差。当时环境温度27℃。提高试验电流至2000A，20min后监测故障相47槽、49槽均有5℃左右温差。如图2、图3。故障位置均为端部上下层线棒连接处。如图4。
图2某厂发电机线棒温度
图3某厂发电机线棒温度
图4发电机故障相缺陷位置
剥开两处手包绝缘，连接处表面未有明显松动和氧化现象，用丙酮清理铜线，用银焊条进行补焊。处理后进行直流电阻测试，试验结果；A;0.9899mΩ，B：0.9877mΩ，C：0.9855mΩ。相间差：0.19％。通过缺陷点的处理，该发电机直流电阻相间差从1.85％降到了0.19％。完全满足发电机安全运行要求。值得注意的是200MW及以下等级的氢冷发电机组自上世纪80年代后就不再进行相关研发工作了。因此此类机组的工艺还多采用80年代以前的旧有设计，定子绕组端部焊接采用的是对头焊的方式而非目前通常采用的搭接钎焊方式。旧有焊接工艺在接头的热稳定和动稳定方面存在不足，导致了该发电机自投运后多处接头存在焊接点的劣化趋势，从而导致了相间直流电阻的偏差。
5 结束语
本文分析了直流电阻异常产生的主要原因和危害，考虑到在线监测手段的局限性，认为直流电阻测量是预防发电机直阻超标缺陷引起重要事故的主要措施，并提出了两种主要的查找手段，通过实际定位案例，证明了两种方法的有效性，其中大电流红外成像法灵敏度更高一些，并且更为直观。
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