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发电机转子绝缘不合格原因分析及处置1 发电机转子绝缘降低的主要原因1.1转子因受潮而造成绝缘电阻降低到允许值以下，如发电机停运时间较长，环境潮湿等原因造成绝缘电阻降低。
1.2转子因使用年限较长，或运行中因各种原因使转子过热造成线圈绝缘材料老化、劣化。
1.3滑环下有碳刷粉末或油污堆积，使转子引出线绝缘损坏。
1.4由于发电机的冷却系统密封不严或因其轴瓦漏油使转子线圈端部积灰、积油污或碳粉，造成绝缘性能降低。
这种原因受转子离心力的影响较大。
1.5由于运行中通风和热膨胀的影响，转子槽口处的槽衬保护层老化、断裂甚至脱落，使槽口处槽衬的云母逐渐剥落，断裂被风吹掉再加上槽口积灰等因素造成。
1.6转子的槽内绝缘断裂造成转子绝缘电阻过低或金属性接地。
2 转子绝缘的检查方法2.1停机后的检查方法: 用1000伏摇表测试转子对地绝缘，当绝缘电阻低于2MΩ时应进行处理。
2.2运行中的检查方法: 发电机在运行中通过在线转子绝缘监测装置进行测量，当转子正极或负极对地有电压时应视为转子绝缘电阻已降低，且对地电压越高，绝缘电阻降低的幅度越大，出现这种情况，应停机处理。
3 绝缘电阻降低的处理方法3.1因潮湿而使转子绝缘电阻降低，我们采用直流电焊机烘干法或采用发电机定子三相短路，利用自产热量进行烘干。
3.2转子线圈绝缘老化，则采取拔护环方法，解体转子进行大修。
3.3转子线圈端部积灰、积油，通常处理的方法:3.3.1用干燥的压缩空气进行吹扫。
3.3.2采用拆卸护环，对转子线圈端部的油、灰、碳粉进行清理，然后对端部的绝缘进行重新处理。
此方法工艺复杂、工期长，直接影响发电机的经济效益。
3.3.3用机电设备清洗剂处理转子绝缘，笔者重点介绍这种方法。
4 机电设备绝缘清洗剂方法处理转子绝缘4.1前几年，我厂接连出现发电机转子绝缘降低，严重影响了发电机的正常运行。
发电机转子的正负极对地最高电压达到180-200伏，针对出现的这种问题，我们采取了除拔护环之外的所有方法，但效果都不明显，并且出现了一种异常现象，也就是在冷态情况下转子绝缘合格，在热态情况绝缘下降，并网后，出现绝缘不合格。
发电机转子及附属设备绝缘偏低原因和处理摘要本文主要针对发电机转子及附属设备绝缘偏低原因和处理方式进行分析，通过分析总结有效的处理方法，从达到处理技术推广的目的。
文章研究分为两部分，第一部分主要探讨发电机转子及附属设备绝缘偏低的主要原因，研究过程中结合文献资料和工作经验，从理论角度总结了转子及附属设备绝缘偏低的主要原因，并且提出了多种处理方法。
第二部分，为了确保研究具有实践性，以某发电机转子绝缘降低故障为例，总结了绝缘降低的现象，分析了偏低以及具体处理方式。
关键词：发电机转子；附属设备；绝缘偏低原因发电机转子及附属设备是发电机运行的关键结构，对于发电机运行有非常重要的影响。
而通过工程实践发现，发电机转子及附属设备在应用过程中最常见的故障为绝缘偏低故障，在该故障的不断影响下，发电机转子及附属设备有可能逐渐失效，也会造成发电机工作异常。
因此，为了确保发电机良好运行，需要对发电机转子及附属设备进行定期检查，确认其绝缘性能，如果确认结构绝缘降低，则需要立刻采取必要的方法解决绝缘偏低问题。
1.总结发电机转子及附属设备绝缘降低的根本原因和处理方法1.1文献分析，总结发电机转子及附属设备绝缘降低原因发电机运行对于发电厂而言至关重要，发电机在整个电力生产中无停止工作，给设备造成严重的损耗，影响到设备运行效果，因此发电机故障问题也比较常见。
尤其是发电机转子及附属设备运行过程中，常见的故障问题便是设备绝缘降低问题。
而本文为了研究该问题，结合文献资料以及实践工作经验，总结发电机转子及附属设备绝缘降低的主要原因包括以下几方面：（1）外部环境原因发电机转子及附属设备运行过程中，势必会受到外部环境的影响，同样外部环境变化也会引起故障问题。
而在本文研究中发现，外部环境因素的变化，会引起发电机转子及附属设备绝缘降低问题。
如，外部湿度过大，将会造成绝缘降低问题，湿度过大、说明空气中的盐分含量较大，而盐中Na离子具有一定的导电性，研发过多，空气的电子搬运能力更强，继而使环境内的转子及附属设备绝缘性能先下降。
第11卷第5期中国水运V ol.11N o.52011年5月Chi na W at er Trans port M ay 2011收稿日期：2011-03-28作者简介：侯付红（），男，河南安阳人，清远市水利水电勘测设计院有限公司机电技术工程师，从事水利水电工程设计、监理工作。
某灯泡贯流式水电站发电机绝缘较低处理侯付红（清远市水利水电勘测设计院有限公司，广东清远511515）摘要：因长时间停机检修造成发电机定子受潮,绝缘降低是贯流式机组普遍存在的问题,以某水电站发电机绝缘降低为例,介绍发电机绝缘受潮的处理方法及注意事项。
关键词：灯泡贯流式；水电站；发电机；绝缘低；处理中图分类号：TM 311文献标识码：A 文章编号：1006-7973（2011）05-0160-02一、电站基本情况某水利枢纽坝址位于某江下游某市区的两溪口附近，分别在两溪设有2个电站，装有4台灯泡贯流式水轮发电机组，其中西溪电站装机容量为2×14MW ，东溪水电站装机容量为2×9MW ，枢纽总装机容量46MW ，均为灯泡贯流机组。
二、事故发现情况概述电站一台装机容量14MW 的灯泡贯流式发电机组于4月份完成检修工作后，经开机前绝缘检查，发现发电机定子绝缘过低，无法开机。
三、事故原因分析引起绝缘电阻低有很多因素，一般情况有三种可能性：①绕组加工工艺问题；②绝缘老化或意外损伤；③受潮原因所致。
发电机检修后，定转子绝缘降低，一种情况是由于发电机检修期长，可能出现开机前，发电机定、转子绝缘降低的现象；另一种情况是由于某种外部原因导致发电机内进水而受潮。
采用B 级绝缘以上的发电机由于采用的是热固性材料，一般情况下都是表层受潮。
综合该机组年度检修实验记录情况，发现该电机出现绝缘值过低的直接原因是电机受潮。
电机受潮一方面是机组停机过长，且加热器未定期投入所致，另一方面则是与当地潮湿气候的影响息息相关。
四、定子绕组绝缘受潮常见处理方法经绝缘试验不合格而确定绝缘表面受潮的水轮发电机组，或是定子绕组大量更换、绕组有明显落水现象，进行了清扫喷漆的发电机定子绕组等必须进行干燥处理。
2024年灯泡贯流式发电机故障及处理2024年，灯泡贯流式发电机成为了主要的发电设备，用于为人们的生活和工业生产提供稳定的电力供应。
然而，在使用过程中，灯泡贯流式发电机可能会出现故障，影响正常的发电运行。
本文将探讨灯泡贯流式发电机故障的原因以及如何进行处理。
一、灯泡贯流式发电机故障的原因1. 电路短路：电路短路是灯泡贯流式发电机故障的常见原因之一。
电路短路可能是由于电线损坏、过载使用或者接线不正确导致的。
当电路短路发生时，电流无法正常流动，会导致发电机无法正常工作。
2. 电机损坏：灯泡贯流式发电机中的电机是核心部件，如果电机损坏，将无法正常工作。
电机损坏可能是由于长时间的过载使用、电机内部故障或者磨损等原因导致的。
3. 电压过高或过低：电压过高或过低也是导致灯泡贯流式发电机故障的常见原因之一。
电网电压波动、发电机调节装置失效等都可能导致电压异常，从而影响发电机的正常工作。
4. 机械故障：灯泡贯流式发电机中的机械部件如轴承、齿轮等在长时间运行下可能会磨损、断裂或松动，导致机械故障。
机械故障会影响发电机的转动和发电效率。
5. 温度过高：过高的温度会影响灯泡贯流式发电机的正常运行。
温度过高可能是由于发电机长时间在高负载下运行、通风不良或冷却系统故障导致的。
二、灯泡贯流式发电机故障的处理方法1. 电路短路处理：当发现电路短路时，应首先切断电源，然后检查电线是否损坏并及时更换；检查负载是否过大，合理分配负荷；确保接线正确，检查接线盒是否存在问题。
2. 电机损坏处理：当发现电机损坏时，应在切断电源的情况下检查电机内部是否有故障，如有故障需要及时修复或更换电机。
在使用过程中，应注意避免长时间过载使用，定期对电机进行维护和检查。
3. 电压异常处理：在电压过高或过低的情况下，应首先检查发电机调节装置是否正常工作，如有故障需要维修或更换；另外，在电压过高或过低的情况下，还可以考虑加装电压稳定器以保证电压的稳定。
4. 机械故障处理：当发现机械故障时，应及时切断电源，检查故障部件是否损坏或松动，并进行修复或更换。
Academic Forum454 灯泡贯流机组定子故障的分析和处理廖沛雄（广东省仁化县锦江电力开发总公司，广东 仁化 512300）摘要：水轮发电机是水电站生产电能的重要设备，若发电机定子绕组直流电阻不平衡和相间绝缘损坏时，将会严重影响水电站的安全运行，所以对发电机直流电阻不平衡和相间绝缘损坏的分析和处理就显得格外重要。
本文将对定子绕组直流电阻不平衡和定子绕组相间短路故障进行简要的分析。
关键词：直流电阻不平衡；故障的分析和处理1 水轮发电机定子绕组直流电阻不平衡分析和处理 1.1 定子绕组直流电阻变化存在的隐患 一般来讲，线棒的铜导线和引出线电阻为定值，变化很小，因此直流电阻的变化一般反应在接头的焊接不良导致接触电阻变大，如焊接断股，虚焊等问题。
机组运行的过程中，在发电机端部绕组受发电机震动和内部存在焊接不严的情况下，焊接头的接触电阻会变大。
接触电阻增大的接头会产生局部发热，如果长期运行下去，绝缘材料会逐渐热老化，使得绝缘材料逐渐失去弹性，变硬，变脆，进而出现龟裂，甚至损坏发电机绝缘，造成发电机定子线圈接地或短路事故发生。
1.2 发电机的基本数据和检测过程 黄屋电站1#发电机型号为：SFWG2000-48/3120，额定功率为2000KW，额定电压6.3KV，额定电流199.2A.磁极个数为48。
在进行年预防性试验时，发现发电机定子的直流电阻存在不平衡现象，具体数据如表1。
表1 1#发电机定子直流电阻测量测量方式 A B C 测量结果 333.7 mΩ333.5 mΩ307.8 mΩ相间互差8%通过上述表格可以发现，A 相333.7 mΩ，B 相333.5 mΩ，C 相307 mΩ，说明A 相和B 相的接触电阻相对于C 相偏大。
测出来的定子绕组直流电阻的相间互差为8%，根据现行的DL/T596《电力设备预防性试验规程》中规定：所测量结果与出厂测量值相比较，两者之间的相差不应超过测量值的1%。
灯泡贯流式发电机故障及处理灯泡贯流式发电机是一种常见的发电设备，通过灯泡的负载使发电机发电，我们可以通过灯泡的亮暗来判断发电机的工作状态。
然而，灯泡贯流式发电机在使用过程中也会出现故障，下面就来介绍一些常见的问题以及处理方法。
1. 灯泡不亮或亮度不足这种情况通常是因为发电机的输出电压不稳定所导致的。
处理方法如下：- 检查电源供电情况，确保电源电压稳定。
- 检查发电机的线路连接是否良好，并确保线路没有断开或接触不良的情况。
- 检查发电机的输出电压，如果过低，则可能是发电机的负载过大，需要降低负载或更换更强大的发电机。
2. 灯泡过亮或熔断这种情况通常是因为发电机的输出电压过高所导致的。
处理方法如下：- 检查发电机的调压装置是否正常工作，如果调压装置失效，可能会导致输出电压过高。
需要修理或更换调压装置。
- 检查发电机的绕组是否损坏，如果绕组短路或绝缘不良，可能会导致输出电压过高。
需要修复或更换发电机的绕组。
3. 灯泡闪烁或不稳定这种情况通常是因为发电机的输出电流不稳定所导致的。
处理方法如下：- 检查发电机的线路连接是否良好，并确保线路没有断开或接触不良的情况。
- 检查发电机的输出负载是否平稳，如果负载过大或波动较大，可能会导致输出电流不稳定。
需要调整负载或更换更稳定的负载。
4. 灯泡发热或烧坏这种情况通常是因为灯泡的额定功率低于发电机输出功率所导致的。
处理方法如下：- 检查发电机的输出功率，如果超过了灯泡的额定功率，则需要更换更大功率的灯泡。
- 检查灯泡是否接触良好，如果灯泡座或灯泡引脚松动或接触不良，可能会导致发热或烧坏。
需要重新安装灯泡或更换灯泡座。
总结：灯泡贯流式发电机故障主要涉及输出电压不稳定、过高或过低以及电流不稳定等问题，处理方法包括检查电源供电、线路连接和负载情况，以及修理或更换相应的部件。
在使用发电机时，应注意选择合适的负载，避免过载或过电压情况，同时定期检查和维护发电机，以确保其正常运行。
发电机转子绕组对地绝缘低分析及处置摘要：近年来，我国电力事业发展迅速，发电设备的可靠性有长足的发展和提高。
但是在火电机组日常运行中，发电机系统相关故障仍常有出现。
笔者对近期某1000MW超超临界压力燃煤发电机组发电机转子一点接地故障进行分析，提出运行技术措施，并对故障排查确认以及处理进行总结，供大家参考。
关键词：超超临界机组发电机转子一点接地分析及处置一、概述及故障现象某电厂超超临界压力燃煤发电机组，锅炉、汽轮机和发电机由上海电气集团设计制造，发电机型号为 THDF125/67，额定容量1112MVA，额定输出功率1000MW，自并励静止可控硅整流励磁系统。
2023年5月，机组C修结束，启动前测量发电机定子绕组、励磁系统绝缘，测得发电机定子绕组绝缘15/60S：102/131MΩ,吸收比：1.28，发电机定子绝缘合格。
测得励磁系统（含转子）绝缘1.28MΩ,励磁系统绝缘≧0.5MΩ标准值，绝缘合格。
5月15日，在发电机并网后，DCS及FECS上间断触发“发电机转子1点接地”灵敏段警告。
FECS系统数据显示，并网后励磁电压180V，其中正极电压160V，负极电压-20V。
负极对地电阻阻值低，在5-15kΩ之间波动，α值（接地位置）为0%左右。
随着机组运行，负荷增加，励磁系统投运行时间延长，转子及励磁回路运行温度上升后，转子励磁回路负极对地绝缘值（RG)有逐渐上升趋势，转子接地报警消失。
15日转子接地报警频繁，16日只有一次报警，17日后未出现报警。
接地电阻波动范围，15日在5-15kΩ之间，16日在13-17kΩ之间，17日在14-20kΩ之间。
其后在27-37kΩ之间（在30kΩ以上的数据占比大），α值在2-3%之间波动，“转子1点接地”灵敏段报警消失，但励磁系统负极对地绝缘值仍然偏低。
二、转子接地保护装置说明该厂发电机转子接地保护装置采用南瑞继保的RCS-985RE注入式发电机转子接地保护装置。
灯泡贯流式水轮发电机组的优化对策分析灯泡贯流式水轮发电机组是一种常见的水力发电设备，其通过水流驱动水轮转动，进而驱动发电机发电。
随着社会经济的不断发展和环境保护要求的提高，灯泡贯流式水轮发电机组也面临着一些优化和改进的问题。
本文将对灯泡贯流式水轮发电机组的优化对策进行分析，并提出相应的解决方案。
灯泡贯流式水轮发电机组存在的问题是在水轮转动中效率较低，发电量不稳定，且维护成本较高。
通过对这些问题进行分析，可以提出以下优化对策：一、提高水轮转动效率灯泡贯流式水轮发电机组的水轮转动效率较低主要是由于水轮设计不合理、水流受阻、水轮叶片磨损等原因所致。
可以通过优化水轮设计，使其在受到水流冲击时能够更好地转动，减少水轮叶片的摩擦力，从而提高水轮转动效率。
还可以采用新型耐磨材料来制作水轮叶片，延长水轮使用寿命，减少维护成本。
二、调整水流量，提高发电量稳定性水流量的不稳定会直接影响到灯泡贯流式水轮发电机组的发电量稳定性。
通过合理设计水轮叶片的角度和数量，可以使水轮在不同水流量下都能够保持较高的效率，从而提高发电量的稳定性。
还可以在水轮前设置可调节水闸和进水管道，通过调节水流量，使发电量能够适应水流量的变化。
三、降低维护成本四、利用先进技术提高发电效率随着科技的不断发展，可以借助先进的技术手段来提高灯泡贯流式水轮发电机组的发电效率。
可以利用电子控制技术和智能监测设备，对水轮发电机组进行实时监测和控制，调整发电机组的运行状态，提高发电效率；可以利用工程设计软件和仿真技术，优化水轮发电机组的结构和参数，使其能够更好地适应不同的水流条件，提高发电效率。
对于灯泡贯流式水轮发电机组的优化对策，可以从提高水轮转动效率、调整水流量、降低维护成本和利用先进技术提高发电效率四个方面进行改进。
通过合理的设计和技术手段的应用，可以使灯泡贯流式水轮发电机组在发电效率和稳定性方面得到显著提升，同时降低维护成本，达到环保和经济效益的双重目标。
灯泡贯流式机组常见故障及防治措施分析摘要：灯泡贯流式机组的发电机组安装在密封的、外形酷似灯泡的壳体中，水轮机安装在灯泡的插口处，因此称这种机组为灯泡贯流式机组。
这种机组发电机主轴与水轮机转轮水平连接。
水流基本上轴向通过流道，轴对称流过转轮叶片，然后流出直锥形尾水管。
机组的轴系支承结构、导轴承、推力轴承都布置在灯泡体内。
由于灯泡贯流式机组适用水头范围广，效率高，较其他类型贯流式机组有突出的优点，因而在国内外得到广泛应用。
故本文从灯泡贯流式机组的相关基本特点入手，对其一些常见的故障、故障的形成原因以及相关的防治措施进行具体的分析。
关键词：灯泡贯流式机组；常见故障；防治措施1灯泡贯流式机组的基本特点贯流式水轮发电机组属于一种能够有效开发并有效利用低水头、大流量的水力资源与潮汐能源的良好畸形，由于其转轮的效果较高、过流量也比较大、发电机的尺寸较小，加之电站土建的开挖工程量小、建设的周期较短，所需花费的总体投资较少等特点，使其被广泛的应用于在20m或以下的水头段区大大中型水电站，几乎完全取代了传统轴轮式机组，效果比较明显。
由于水头较低，加之为了有效改善水流条件并提高机组运行的效率，故灯泡式水轮发电机的定子直径与转子的磁极空间普遍都较小，且转速较低，定子铁心相对也较长，而这些特点都导致灯泡贯流式机组存在着以下几个先天性的缺点：1）散热条件比较差，从而导致机组运行的温度普遍较高；2）转动惯量比较小，降低了系统动态的稳定性，而转子的过渡摆动也使得阻尼条产生较大的电力并承受较大的机械力，从而极易发生阻尼条过热或是断裂的情况；3）同一般的水轮发电机相比，其气隙较小，以产生较大单边磁拉力，严重时甚至出现转子扫膛故障；4）因转子的磁空间较小，使得励磁安匝数受到一定的限制，这样一来就只能少带无功功率，从而使得机组调相运行起来比较困难。
2灯泡贯流式机组常见的故障与措施2.1定子铁心出现位移或松动故障定子铁心出现位移或松动属于灯泡贯流式机组比较常见且较严重的一种故障，而且各个生产厂家电机在铁心松动部位与形式也会有所不同。
发电机定子绝缘低的原因分析及处理摘要：定子绕组有良好的绝缘是确保发电机安全运行的关键之一，若在绝缘不良的状况下运行是极危险的，在高电压冲击下，会导致绕组薄弱环节瞬间击穿，造成绕组相间、匝间、对地等，严重时三者同时存在。
故发电机定子绕组绝缘达不到要求后，必须对绝缘降低的原因进行分析和采取相应处理措施来恢复绝缘值。
关键词：发电机定子；绝缘低；原因及处理引言为了防止发电机定子转子绝缘性能的降低，我们对其常见的绝缘故障进行分析、研究，找到故障发生的根本原因，然后在此基础上开展维修以及检测工作，避免在以后的运行中出现相似的故障问题。
确保发电机的安全、稳定运行。
一、发电机定子绝缘电阻下降原因分析1、受潮为了进一步了解，打开发电机两侧端盖检查，发现绕组表面有较多灰尘，但不见绝缘老化及其他异常情况；打开空冷室，发现空冷室有结露现象；打开封母，发现母线、支持瓷瓶有小水珠、水膜。
基于绝缘值比较低、吸收比、极化系数不合格，且灰尘、水的导电性，表明受潮是主要原因。
受潮原因：一是发电机等设备不完全密封，也不像主变压器一样浸在变压器油里，而天气湿度高，特别是冬天阴雨天气，母线、支持瓷瓶、穿墙套管、电缆头绝缘材料表面易结露形成水珠、水膜，降低绝缘值；二是电气设备绝缘表面灰尘会吸湿，支持绝缘瓷瓶表面光洁度差，灰尘也容易留存在表面。
三是停机时间过长。
2、热劣化定子的成型绕组和散绕绕组都会发生热劣化，这或许是定子绕组绝缘失效方面最常见的故障原因，特别是空气冷却的电机更是如此。
热老化有多种发展过程，这取决于绝缘的特性（热固性还是热塑性）和运行环境（空气或氢气）。
由于线棒主绝缘与槽壁间存在的间隙不是个别点或一小段，而大部分是全槽或大半槽的间隙。
环氧粉云母带是一种热固性绝缘材料，在运行温度下，几乎没有膨胀，因此线棒与槽壁之间的气隙得不到填充，致使线棒表面与铁芯失去了接触。
3、热循环当气隙间电场强度达到一定数值时，即产生高能量的电容性放电。
灯泡贯流式发电机组转子绝缘降低的原因分析与处理【摘要】2008年至2012年，湖南湘江近尾洲水电站、大源渡水电站及湖南资江马迹塘水电站的贯流式发电机组陆续出现转子绝缘过低的一个现象。
因当时承接这些机组的检修任务，针对此问题进行了深入的调查研究、原因分析、并综合现有的处理技术后采用了一种绝缘清洗剂对转子磁极进行清洗的新工艺与新方法并结合机组碳刷室碳粉排出装置的改造，处理后效果良好。
【关键词】贯流式；发电机；转子；磁极；绝缘；新工艺；新方法一、前言近尾洲水电站位于湘江中游，地处衡南、常宁、祁东、祁阳四县交界处，距衡阳市公路75公里，安装有三台由奥地利制造的灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量为21.06MW，总装机容量63.18 MW，设计年发电量2.92亿千瓦时。
大源渡水电站位于湘江下游的衡阳市衡东县、衡山县分界处，安装由奥地利制造的灯泡贯流式水轮发电机组4台，单机容量30MW灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量120MW，多年平均年发电量5.85亿kWh。
马迹塘水电站位于湖南省资水干流下游桃江县马迹塘镇尹家湾组，上游距拓溪水电站86km，下游距桃江县城43km。
水电站装有3台灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量1.85万kW，总装机容量5.55万kW，年发电2.78亿千瓦时。
2008年至2012年之间湖南湘江近尾洲水电站、大源渡水电站及湖南资江马迹塘水电站的贯流式发电机组陆续出现转子绝缘降低的现象。
以下以近尾洲水电站#1机组为例进行介绍。
二、现象描述2008年年中开始近尾洲水电站#1发电机组转子绝缘呈现逐月大幅下降态势、到2009年年初，转子整体绝缘已下降至0.2-0.3兆欧之间（2008年06月-2009年02月转子绝缘数据见表1），严重影响了机组稳定可靠运行。
三、原因分析2009年2月12日在进行机组维保中发现转子绝缘仅为0.2兆欧，对滑环、磁极引线绝缘支撑等部进行清扫并拆开磁极引线对引线、滑环、转子磁极分别进行了绝缘检测，结果发现引线、滑环绝缘均大于200 兆欧，而转子磁极仍然为0.2 兆欧；接着对磁极进行了全面的清扫，并投入加热器一晚后绝缘仅上升为0.3 兆欧，在22日晚机组停机后再次检测绝缘结果为0.3-0.4 兆欧，23日上午复测还是没有变化。
发电厂电气设备绝缘电阻下降原因分析及预防一、绝缘电阻下降原因分析在发电厂的电气设备中，常常会出现绝缘电阻下降的情况。
绝缘电阻下降的原因可能有以下几种：1. 潮气、水汽、水珠等导致绝缘介质变差发电厂一般会处于潮湿的环境中，潮湿的环境会导致电气设备的绝缘介质变差，绝缘电阻下降。
特别是在一些密闭的场所，如果没有好的通风或者排水的设施，就更容易发生这种情况。
2. 污染导致绝缘介质污染发电厂中，存在大量的尘埃、油脂、水等杂质，这些杂质会沉积在电气设备的表面上，形成污染层，在长时间内，这些污染层会渐渐地侵蚀绝缘介质，引起绝缘电阻下降。
3. 漏电流大在电气设备中，如果不做好绝缘保护措施，会导致漏电现象的出现，漏电流大会引起绝缘电阻下降，也会对电气设备的正常运行和人身安全带来威胁。
4. 操作不当在发电厂中，工人对电气设备的操作不当也可能引起绝缘电阻下降。
比如，如果在操作电气设备时，将设备受到的冲击力过大，会导致内部接触件破损，从而引起绝缘电阻下降。
二、预防绝缘电阻下降的方法1. 定期检查发电厂的电气设备需要进行定期的维护和检查，这可以帮助发现电气设备中的故障和隐患，提前进行处理，防止发生事故。
检查内容应包括绝缘电阻检查、漏电检查等，检测出问题要及时进行修复和更换。
2. 环境干燥在发电厂的设备房中，要保证环境的干燥，这可以有效的防止绝缘介质因潮湿而变差，减少绝缘电阻下降的概率。
3. 设备清洁在日常操作中，工人需要对设备进行清洁，清除表面的污染物，保持设备的清洁，防止污染层的形成，减少绝缘电阻下降的概率。
4. 改进绝缘保护措施为了减少漏电流，可以通过改进绝缘保护措施来加强电气设备的绝缘保护，如加装过电压保护装置、对接线端点进行处理等。
结论绝缘电阻下降是电气设备故障的主要原因之一，如果不能及时发现并处理，会对发电厂的正常生产带来重大的危害。
因此，发电厂的工作人员要加强对电气设备的维护保养，提高工作质量，从而保证工作安全和设备的稳定运行。
灯泡贯流式机组转子绝缘为零的原因分析及处置措施发布时间：2023-01-30T09:04:52.513Z 来源：《中国电业与能源》2022年8月16期作者：林中胜[导读] 灯泡贯流式机组因其机组长期浸泡在水下林中胜电建南欧江运维项目部，四川省成都市 610000摘要：灯泡贯流式机组因其机组长期浸泡在水下，在停机备用期间出现绝缘降低是比较常见的，作者从机组转子绝缘下降为零后的检查情况作出了详细的分析，并根据其原因，提出了相应的解决措施。
关键词：灯泡贯流式机组、转子绝缘、空转干燥、直流电干燥水轮发电机组是水电站的重要设备之一，水轮发电机组是由水轮机和发电机组成，其作用是将水流能量转变为机械能最终转变为电能，它是利用电站的水头和流量来做功的。
发电机是由定子和转子两部分组成，转子包括转子支架、磁轭、磁极、制动闸板等部分组成。
转子支架是安装磁极及主轴的中间部件，在运行中要承受扭矩、重力、离心力等的综合作用；磁轭的主要作用是产生转动惯量和挂装磁极，同时也是磁路的一部分。
磁极是产生磁场的主要部件，由磁极铁芯、磁极线圈和阻尼绕组三部分组成，并采用T形结构固定在磁轭上。
一、概述南欧江二级水电站位于老挝琅勃拉邦省境内南欧江下游河段上，距其下游右岸支流象牙河（Nam Nga）汇口河道距离约 6km，地理座标为东经 102°26′59″，北纬 20°23′23″，为南欧江干流七级开发方案的第二级。
电站总装机容量为120MW，安装有3台单机容量为40MW的灯泡贯流式机组，工程于2012年10月1日动工，1号机组于2015年11月29日投产，全部机组于2016年4月22日全部投产发电。
机组采用的是浙江富春江水电设备有限公司生产的SFWG40-56/6660 灯泡贯流式水轮发电机组，其机组参数如下：额定功率 40 MW 额定电压 11 kV额定电流 2210 A 额定功率因数 0.95（滞后）额定转速 107.1 r/min 飞逸转速 306r/min额定频率 50 Hz 相数 3定子绕组连接 1 Y 额定励磁电压318V额定励磁电流840A 空载励磁电压161V空载励磁电流500A 励磁方式静止可控硅绝缘等级 F/F 旋转方向顺时针（顺水流视向）飞轮力矩 ≥3000t·m2发电机型式卧轴灯泡贯流式三相交流同步发电机。
灯泡贯流式发电机组转子绝缘降低的原因分析与处理【摘要】2008年至2012年，湖南湘江近尾洲水电站、大源渡水电站及湖南资江马迹塘水电站的贯流式发电机组陆续出现转子绝缘过低的一个现象。
因当时承接这些机组的检修任务，针对此问题进行了深入的调查研究、原因分析、并综合现有的处理技术后采用了一种绝缘清洗剂对转子磁极进行清洗的新工艺与新方法并结合机组碳刷室碳粉排出装置的改造，处理后效果良好。
【关键词】贯流式；发电机；转子；磁极；绝缘；新工艺；新方法一、前言近尾洲水电站位于湘江中游，地处衡南、常宁、祁东、祁阳四县交界处，距衡阳市公路75公里，安装有三台由奥地利制造的灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量为21.06mw，总装机容量63.18 mw，设计年发电量2.92亿千瓦时。
大源渡水电站位于湘江下游的衡阳市衡东县、衡山县分界处，安装由奥地利制造的灯泡贯流式水轮发电机组4台，单机容量30mw灯泡贯流式水轮发电机组，总装机容量120mw，多年平均年发电量5.85亿kwh。
马迹塘水电站位于湖南省资水干流下游桃江县马迹塘镇尹家湾组，上游距拓溪水电站86km，下游距桃江县城43km。
水电站装有3台灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量1.85万kw，总装机容量5.55万kw，年发电2.78亿千瓦时。
2008年至2012年之间湖南湘江近尾洲水电站、大源渡水电站及湖南资江马迹塘水电站的贯流式发电机组陆续出现转子绝缘降低的现象。
以下以近尾洲水电站#1机组为例进行介绍。
二、现象描述2008年年中开始近尾洲水电站#1发电机组转子绝缘呈现逐月大幅下降态势、到2009年年初，转子整体绝缘已下降至0.2-0.3兆欧之间（2008年06月-2009年02月转子绝缘数据见表1），严重影响了机组稳定可靠运行。
三、原因分析2009年2月12日在进行机组维保中发现转子绝缘仅为0.2兆欧，对滑环、磁极引线绝缘支撑等部进行清扫并拆开磁极引线对引线、滑环、转子磁极分别进行了绝缘检测，结果发现引线、滑环绝缘均大于200 兆欧，而转子磁极仍然为0.2 兆欧；接着对磁极进行了全面的清扫，并投入加热器一晚后绝缘仅上升为0.3 兆欧，在22日晚机组停机后再次检测绝缘结果为0.3-0.4 兆欧，23日上午复测还是没有变化。
23-25日对转子进行升流烘潮，定子电流控制在额定1250a，机组运行10小时，停机检测转子绝缘为0.5兆欧；转子经烘潮绝缘达到投运标准，机组开机并网运行。
但随后一周在机组停机状态下对其进行绝缘监测发现，转子绝缘再次降至0.2-0.3 兆欧之间。
后在2009年03月的机组检修中，转子处理前进行检测时，转子绝缘已不到0.1兆欧，低于40 兆欧的多达50多个。
（按照相关规程的要求发电机组转子绝缘不应小于0.5 兆欧，转子有80个磁极，按理论折算到单个磁极应高于40 兆欧。
）转子整体、单个磁极绝缘数据分析：绝缘低的磁极位置分布零散，没有任何规律性，且数量多达2/3。
针对此问题的设备状况、处理的过程、采集的数据，进行了深入的研究与原因分析。
并综合：机组在2004年的一次常规检修中发现机组内轴承渗油严重，当时机组转子与定子表面全是透平油，定子底部甚至还有大量的积油，当年在处理轴承渗油的缺陷后对定、转子上的积油进行了清理，但由于贯流式机组的特殊性，积油很难彻底清扫干净，很多油仍然残留在转子、定子的中间部位，无法清除。
此后几年每次检修中仍然还会发现转子端部有油滴现象，并且整个机组内均有雾状透平油。
另机组碳粉吸尘器效果不是很好，造成很多碳粉进入发电机内部无法排出，与残存的透平油结合形成一种碳泥状附着在转子的表面，与此同时发电机转子绝缘也呈现逐年下降的趋势。
我们分析造成机组转子绝缘不合格的原因是：1）2004年渗油后的残存油在机组长期运行中逐步渗入部分磁极内部并与一些导电的粉尘附着在一起形成一种类似导电泥状的物质。
加上潮气（湖南天气潮湿，潮气在贯流式机组内很难排出、特别是春秋河水水温与气温差别大的情况下）。
是造成部分磁极绝缘快速下降的主要原因。
2）机组碳粉吸尘器效果不是很好，在发电机转动时，碳刷产生的碳粉一部分没有被碳刷室的过滤器过滤掉，飘到灯泡头的空气中，通过空气流动带到转子上，造成转子积尘过多，是造成部分磁极绝缘快速下降的次要原因。
四、处理方法及过程（一）用绝缘清洗剂对转子磁极进行清洗1.作业前准备（1）测量机转子单个磁极绝缘电阻，并做好记录，掌握每个磁极的绝缘情况，以便在全部冲洗时有针对性的重点清洗和检测。
（2）将清洗剂和空压机等在备用检修水泵电机上试冲洗正常后，在绝缘相对较低的磁极上进行冲洗，并检查冲洗的效果，单个磁极绝缘不低于40兆欧，则冲洗合格。
（3）转子磁极整体冲洗前对所有清洗用的工器具进行检查，检查空压机、干燥筒、喷枪和气管都正常可用，满足实际条件，并将气管用经干燥筒干燥后的压缩空气进行冲洗，使气管内无杂质和水分，清洗后将气管两端用干净的白布封闭裹好待用。
（4）所有参加冲洗的工作人员熟悉冲洗方法和空压机操作维护。
（5）将空压机和气管、干燥筒及临时电源安装在流道盖板处；连接两把喷枪，气管长度至灯泡头内的下风洞；清洗剂置于六道盖板处待用，数量按照3个磁极一桶备料。
（6）在灯泡体安装临时电源，打开在3处灯泡体通往灯泡头的人孔门盖板，并在2处人孔门口安装两台通风机，对灯泡头进行抽风。
2.处理条件为防止转子在温度较高的条件下清洗：清洗作业时间应选择在机组停运三天后，转子温度与环温一致。
流道内具备人工盘车、上下风洞的引风板已全部拆除、灯泡体已安装两台临时抽风机的条件下进行。
3.清洗程序和步骤（1）现场布置安全措施，工器具准备就位，空压机置于流道盖板处。
（2）进行清洗前的发电机定子绕组的绝缘、吸收比、极化指数检测，转子的直流电阻检测，并做好记录。
（3）拆除上下风洞的引风板。
（4）按照每次清洗4个磁极为一组，将须进行所需清洗的一组磁极连接片拆开，摇测该组磁极整体绝缘并记录；再拆除单个磁极引线连接板，对照清洗前的单个磁极的绝缘记录进行再次摇测对比，确定单个磁极的绝缘和需要重点检查和清洗的磁极对象。
（5）定转子之间的间隙用干净干燥的塑料薄膜铺垫，长度应在8至10个磁极之间（施工人员在施工过程中活动的地方都要用布进行铺设，防止活动时损坏定子线棒）。
（6）接空压机、干燥筒和喷枪气管及清洗剂进液管，检查无漏气和漏液，绑扎处用海绵和白布包裹，防止在清洗移动喷枪过程中划伤定子线棒。
（7）清洗人员穿戴好防护用品，就位，同一组磁极清洗从上下风洞两侧同时进行清洗，将喷枪从定转子间隙间伸进，逐一进行清洗3-5遍。
（8）清洗完成后，用白布将磁极表面和塑料膜上的残渣、残液清理干净，并检查磁极有无异常，和腐蚀等异常现象。
（9）每一组磁极清洗完毕后撤离工作现场，待其挥发30分钟后检测每单个磁极绝缘不低于40兆欧（按照相关规程的要求发电机组转子绝缘不应小于0.5 兆欧，转子有80个磁极，按理论折算到单个磁极应高于40 兆欧。
），并做好记录；若未达到时，应仔细检查该磁极外表和进行重点清洗后再次检查，还未达到合格值40兆欧时，则应进行其它检查，直至查出绝缘薄弱部位并进行相应的处理。
（10）连接该组磁极的连接片，对该组磁极的整体绝缘进行摇测，连接后的该组整体绝缘应达到10兆欧（按照相关规程的要求发电机组转子绝缘不应小于0.5 兆欧，转子有80个磁极，按理论折算到单个磁极应高于40 兆欧，每组4个，按理论折算到每组应高于10 兆欧。
），否则，应再次冲洗挥发后检查，直至大于10兆欧。
（11）一组磁极清洗合格完毕后，清理清洗的残留物，检查定转子间隙之间有无异物，是否具备盘车的条件。
（12）用手电检查定转子之间无异物后（塑料膜不必抽出），3-4人在流道内手动转动导叶盘车至下一组待清洗的磁极。
（13）用同样的方法进行下一组磁极的清洗和检测。
（14）全部磁极清洗完毕后，检查磁极连接板已全部连接紧固，摇测转子整体绝缘为15兆欧，合格。
工作结束，清理工作现场。
（15）现场清理完毕后，人员撤离发电机灯泡头工作现场，对发电机定转子进行试验检查，发电机进行绝缘吸收比、极化指数的测量，与清洗前无较大变化，转子直流电阻测量与连接板拆除前无明显变化后，清洗工作完成，拆除现场空压机、灯泡体的通风机和临时电源，装复灯泡体的人孔门盖板，装复发电机引风板。
通过用绝缘清洗剂对转子磁极进行清洗后，转子整体绝缘达到15 兆欧，将清洗前的单个绝缘数据与清洗后的单个绝缘数据比较，发现80个磁极绝缘数据明显大大上升，处理效果显著。
（二）碳刷室碳粉排出装置改造用绝缘清洗剂对转子磁极进行清洗后6个月，对转子绝缘进行密切监视，发现绝缘仍然不够稳定，逐步呈现缓慢下降趋势（见表2）。
分析是由于机组碳粉吸尘器效果不是很好，在发电机转动时，碳刷产生的碳粉一部分没有被碳刷室的过滤器过滤掉，飘到灯泡头的空气中，通过空气流动带到转子上，造成转子积尘（主要为导电的碳粉）逐步增加所致，所以在2009年09月决定再对碳刷室碳粉排出装置进行改造。
改造方法为在灯泡头外增加一台轴流风机，通过风管连接至机组原碳粉排出装置的风道上，此风机的启动条件与原碳粉排出风机一样，同时增加监控点同时对2台碳粉排出风机进行监控。
改造于2009年10月20日完成。
改造后机组灯泡头内碳粉明显减少，然后再用绝缘清洗剂对转子磁极进行彻底清洗了一次。
此后6个月连续监测机组绝缘，绝缘值一直稳定在30兆欧左右（见表3）。
至此，得出转子绝缘低处理成功。
五、结束语通过用绝缘清洗剂对转子磁极进行清洗并结合碳刷室碳粉排出装置改造后，转子整体绝缘一直稳定在30兆欧左右，处理效果显著。
此方法后又在大源渡水电站、马迹塘水电站多台发电机组转子绝缘低的处理上得到了良好的应用与验证。
