西安交通大学电力设备电气绝缘国家重点实验室，陕西省西安市710049 1 前言
近十年来，为了改变我国火电机组的容量结构，提高运行的经济性，300MW和600MW机组的投运数量迅速增加，现已有100多台300MW～360MW机组和近10台600MW机组在运行。单机容量大、设备费用投入大、产出经济效益高，一旦出现非计划停机造成的损失大、波及的范围广。因此，大型发电机的运行可靠性极为重要。
大型发电机的主绝缘（定子绕组主绝缘）是发电机的最重要组成部分之一。以前采用沥青云母复合绝缘系统（黑绝缘），后来基本采用合成树脂云母复合绝缘系统（黄绝缘），因此以前的研究主要涉及沥青云母复合绝缘系统，而对环氧云母绝缘的研究较少。合成树脂云母复合绝缘系统在我国已运行20多年，若能通过有效的绝缘诊断和寿命评估，提高这些大型发电机的可用性和可靠性，将会取得巨大的经济效益。因此，为了有效地评估主绝缘的老化程度和剩余寿命，有必要研究环氧云母绝缘系统的老化规律和特征。
为了对电机主绝缘的剩余寿命作出正确的评估，许多国家开展了寻求电机主绝缘老化特征量的研究。对于沥青云母绝缘系统已经得出了一些有价值的结论。但适用于沥青云母绝缘的模型与判据并不一定适合于环氧云母绝缘系统。对于环氧云母绝缘系统，Ken Kimura等人提出了主绝缘的剩余击穿电压与介质损耗增量、最大放电量具有某种相关性［1］；Y．J．Kim提出了基于局部放电的环氧绝缘性能劣化的评估，并且提出了新的诊断参数——动态滞留电压［2］。但这些研究结果还有待实践的检验。
本文通过分析绝缘老化过程中线棒介质损耗角正切、电容和电流急增点的变化特性，研究了在电应力、热应力、机械应力和热机械应力联合作用下线棒的老化特性。采用数理统计的方法，分析了上述非破坏参量与击穿电压之间的关系，提出了环氧云母绝缘系统的特征参量。
2 老化试验
2．1 老化试验方法
国内外在绝缘材料的老化方面已经进行了大量的研究，但在大型发电机主绝缘的老化方面开展的工作并不多，尤其是在电机主绝缘的多因子老化方行情况，本文采用了多因子老化方法对电机线棒进行老化实验。
电机运行时，主绝缘会同时受到电、热、机械和热机械应力的同时作用。电应力来自于电场；热应力来自于电场的热效应；机械应力来自于线棒端部的振动；热机械应力则来自于电机的频繁启动。主绝缘老化的程度受着这几个方面的影响，所以理想的老化方法是这几个老化因子同时作用，也就是多因子应力同时作用路线。但多因子同时作用对老化设备的要求较高，投入的费用较大。本文采用的多因子老化路线是电应力和热应力同时作用，然后机械振动和冷热循环单独作用。试验方案如图1所示。
图1 多因子老化试验
2．2 试样及试验装置
本文试验所用的电机线棒为陕西秦岭发电厂的6kV、780kW的磨煤机更换线棒。线棒导体为双排16股铜导线，线棒的主绝缘和匝间绝缘均采用环氧云母绝缘材料。为便于老化实验，选用了线棒的直线部分。线棒参数如表1所示。
表1 试样线棒的技术参数
试样线棒的规格如图2所示。长度为30cm，将一端的绝缘剥去约2cm，露出各股铜线，以便进行高压接线。在线棒的两端涂上3cm长的碳化硅，可以均匀端部电场，防止端部放电和表面滑闪。在线棒的中间部分涂上低阻漆，低阻漆与碳化硅之间有约2mm的间隙。测量时，低阻漆上包绕铝箔作为测量极，间隙两侧的碳化硅上边包绕铝箔作为保护极。这样可以使铝箔电极与线棒接触良好，防止产生气泡和气隙放电、提高测试的准确度。本文的交流测试和介质耗角正切测量都使用三电极系统。
电热老化装置为一改造的烘箱，该装置可用于给试样同时加热和加电。本文选择热老化的温度为135℃。电老化所加电压为额定相电压（工作电压）的2．5倍（9．5kV）；用机械振动来模拟电机线棒的端部振动，振动幅度为2mm，振频100Hz。冷热循环用来模拟电机启动和停止产生的热机械应力。具体方法是将线棒放在烘箱中迅速升温至155℃，然后用风扇强制冷却至20℃，反复循环。
老化的技术路线为先进行电热老化4d，再振动48h，然后再进行冷热循环50次，完成三种老化后记为一个老化周期。每个老化周期后进行各参数测试。从而得到不同老化时间的状态参数。
3 绝缘老化诊断试验方法
3．1 介质损耗角正切测量原理及方法
介质损耗角正切常用来评定某一电压范围内的电机绝缘的老化状况。普遍认为，当绝缘由于热、机械及电应力的作用发生裂化时，介质损耗角正切和放电都有所增加。放电的增加可以明显地表现为介质损耗角正切及电容随电压的变化，并导致起始放电电压的降低。通常，Δtgδ和tgδ代表绝缘的平均老化水平。
介质损耗角正切测试采用西林电桥正接法。采用的电桥为QS－37高精度高压西林电桥，试样为三电极系统并采用双层屏蔽结构。通常介质损耗角正切或电容随电压变化的理想曲线如图3所示。
图3 电容C或／tgδ与电压的关系
当电压低于起始放电电压时，由于气隙并未放电，所以介质损耗角正切和电容不变。随着电压的升高，气隙开始放电，导致介质损耗角正切和电容的相应增大。电容及介质损耗角正切随电压的变化定义为ΔC＝CE－C0，Δtgδ＝tgδE－tgδ0（tgδE与CE为额定电压时的参数），其中C0和tgδ0是理论常数，测量时通常用ΔC／C0进行不同线棒的比较。
3．2 交流电流测量原理及方法
当主绝缘上外施交流电压时，会产生随电压增加的电流，如图4所示，对应于点Pi1和Pi2的电流发生了突变。通常将这两个电压称为第一和第二电流急增点电压。出现Pi1和Pi2的根本原因在于绝缘的内部存在气隙和缺陷。Pi1是在试验电压作用下绝缘体中处于相同状态的气隙群一起开始局部放电出现的。由于放电区域的扩展而导致出现第二电流激增点Pi2。
图4 电流┐电
为了消除表面电流的影响，实际测量时使用了三电极系统，这样可以屏蔽掉表面电流。
3．3 剩余电压测量及方法
击穿电压一直是衡量绝缘材料优劣最直接的参数指标。为了更好地评定电机主绝缘的性能，有必要进行电机线棒的剩余击穿电压测量。建立介质损耗角正切、电流激增点等非破坏性参量与破坏性参量之间的关系。
为了获得线棒的剩余击穿电压，击穿试验在油槽中进行。
4 试验结果及分析
4．1 介质损耗角正切测试结果
图5和图6分别是单根线棒不同老化阶段介质损耗角正切、单位长度电容与电压的关系曲线。测量分别是在同一试样老化0周期、20周期和50周期后进行的。由于受条件限制，各次测量的环境不同，每次测量时的温度和湿度在图中都有所标注。由图中可看出，随着老化时间的延长，主绝缘的tgδ及电容开始下降，而且其斜线部分斜率逐渐降低。
由图中可以看出，随着老化时间的延长，tgδ及电容的拐点电压逐渐减小。这说明主绝缘中气隙含量日趋增多，在较低电压下就开始放电。
当主绝缘由于热、机械及电气应力作用而发生劣化时，介质损耗角正切及放电都会有所增加。放电的增加可明确地表现为介质损耗角正切及电容随电压的变化，并与起始放电电压的降低有关。
图5 老化过程中介质损耗角正切与电压的关系
图6 老化过程中单位长度电容与电压的关系
由上述图可见，Δtgδ和ΔC随老化时间的延长而逐渐降低。这可能是由于受到测试条件的限制而无法消除环境因素影响的缘故。另一方面，由于老化后气隙的起始放电电压降低，从而在较低电压下会使大部分气隙放电，当电压升高时，气隙放电接近于饱和，以至于使tgδ和C的变化不大，即Δtgδ和ΔC减小。
本文对多根不同多因子老化阶段的电机线棒进行了介质损耗角正切和电容的测量，计算了Δtgδ和ΔC／C0，并分别用最小二乘法拟合了这些参量与击穿电压之间的关系，如图7、图8所示。
4．2 交流泄漏电流测试结果
图7 Δtgδ与
图8 ΔC／C0与
图9是单根线棒不同老化阶段第一电流急增点电压与第二电流急增点电压的变化情况。测量分别是在同一试样老化0周期、20周期和50周期后进行的。可以看出，随着老化时间的延长，电流急增点电压在逐渐降低。这与图5、图6的分析结果相吻合，都是由于主绝缘老化使得起始放电电压降低所造成的。图10为额定电压下电流随老化时间变化的情况。
图9 电流急增点电压随老化时间变化的情况
图10显示出绝缘体内的电流在额定电压下随老化时间逐步增加。为了反映线棒绝缘的老化状态，故作出下面的定义（参见图4）：
第一电流激增电压之前的单位长度绝缘阻抗为
R0＝ctgθ0／L（1）
式中 L为线棒长度。
第二电流激增电压与第一电流激增电压之间的单位长度绝缘阻抗为
第二电流激增电压之后单位长度绝缘阻抗为
R2＝ctgθ2／L（3）
电流增加倾向倍数m2＝tgθ2／tgθ0（4）
随着老化时间的增加，在各种应力的作用下，由于绝缘的分层、气隙的增加以及分子结构的劣化，电机线棒的工作电流IN与额定电流IE将会相应增加，同时第一和第二电流激增点Pi1和Pi2的电压也将相应地发生变化，R0、R1、R2及m2也会发生变化。
图10 额定电压下电流随老化时间的变化
本文对多根不同多因子老化阶段的电机线棒进行了交流电流急增点的测量，计算了R0、R1、R2、m2、Pi1和Pi2，并分别用最小二乘法拟合了这些这些参量与击穿电压之间的关系。分别如图11～16所示。
4．3 结果分析
以上老化试验结果表明：老化过程中，Δtgδ和ΔC、Pi1和Pi2都呈现出明显的变化规律趋势。可以大体反映电机线棒的老化状况。
Δtgδ、ΔC／C0、Pi1、Pi2、R0、R1、R2和m2与剩余击穿电压的关系有差别，这些参数与剩余击穿电压的相关系数见表2。
