大容量发电机组安全运行对电网稳定性至关重要。转子短路故障是汽轮发电机常见故障之一，故障较严重时，可能造成大轴磁化、设备烧损等情况。

发生短路故障的原因主要有两点：①由于运行过程中的机械力、电磁力导致绝缘变形或局部损坏；②由于制造工艺不足造成的绝缘损坏。查找转子接地故障常用的检测方法有交流阻抗与功率损耗试验、重复脉冲（recurrent surge oscillograph, RSO）试验、绕组电压试验和极电压平衡试验等。

本文以某电厂1080MW发电机转子短路故障为例，论述采用相关试验等方法进行故障诊断和分析的过程；并对比故障前后的试验结果，说明试验分析与故障判定结果正确，确保缺陷消除后发电机状态正常。

1 转子接地故障过程与记录

某厂一台1080MW汽轮发电机组在168h试运期间发生灭磁开关跳闸动作致使机组解列，随即针对故障开展诊断分析工作。发电机额定参数、故障前运行参数见表1。

1.1 发变组保护动作记录

检查发变组保护装置，相关电气保护动作过程见表2。其中，发电机转子接地保护由励磁系统的转子接地保护装置提供，转子接地Ⅰ段定值10k 动作于报警，Ⅱ段定值5k 动作于跳闸；励磁系统故障跳闸设有0.5s延时动作，转子接地Ⅱ段跳闸设有5s延时动作。

表1 发电机额定及故障前运行参数

表2 发变组保护装置动作记录

1.2 故障录波波形记录

查看故障录波装置，在灭磁开关跳闸前，发电机运行正常，机端电压、电流无异常，如图1所示。而在灭磁开关跳闸前，励磁电流和励磁变高压侧电流明显上升，励磁电压小幅下降情况，如图2所示。

保护动作、开关变位的时间及顺序记录如图3所示，其结果与发变组保护装置事件记录相符。其中，“转子接地保护跳闸（A屏）”“转子接地接地保护跳闸（B屏）”未保护启动时，延时（定值5s）动作未计入。

1.3 励磁系统记录

为准确分析故障时刻工况，查看励磁系统故障波形，如图4所示。

图1 发电机机端电压、电流波形记录

图2 励磁电压、电流波形记录

图3 保护动作及开关变位记录

图4 励磁系统故障波形记录

励磁系统中P、Q基准值为1 200MV•A；发电机电压Ug基准值481V，电流Ig基准值25 661A；励磁电压Uf基准值481V，励磁电流If基准值5327A。根据波形记录可知故障时刻If最高达到3.08倍基准值，约为16407A。

由以上各装置的数据波形检查可以判断故障过程为：励磁系统发生励磁过流，导致灭磁开关跳闸；励磁系统故障跳闸信号至发变组保护装置，经0.5s延时后保护动作，启动厂用电切换，发关主汽门信号；随后ETS动作，发热工保护至发变组保护装置，联跳主变高压侧断路器；热工保护动作后延时约15s保护装置收到转子接地保护跳闸信号。

2 现场检查与试验分析

2.1 现场初步检查

发电机跳闸后，转子接地保护装置显示接地Ⅱ段动作、绝缘电阻1kΩ，且装置不能复归。断开发电机大轴至转子接地保护装置接线，拆除励磁碳刷后，转子接地保护装置可复归，此时显示绝缘电阻2MΩ，说明转子接地保护装置功能正常。

检查发电机励磁各部件无明显损坏痕迹，经测量励磁直流母排绝缘电阻为2MΩ，转子对地绝缘电阻0.1Ω，转子绕组直流电阻0.029Ω（其出厂值为0.069Ω）。为进一步查找故障原因，采取试验方法进行检测分析。

2.2 转子交流阻抗试验

测量转子绕组交流阻抗参数，并与历史数据对比变化趋势，是判断转子绕组是否存在短路故障的常用方法。故障前后，发电机盘车工况的交流阻抗试验数据见表3。

表3 故障前后转子交流阻抗试验对比

根据两次试验数据的明显差异，可以判断转子内部发生短路故障。

2.3 转子绕组RSO试验

RSO试验原理基于行波过程理论，在转子绕组两端同时注入脉冲波，通过分析注入点波形和特性波形判断绕组是否存在故障。绕组在正常情况下由于其结构对称性，当两端同时注入一致的脉冲波时，其特性波形应为平直直线。

当绕组存在故障时，绕组阻抗分布变化将产生反射波，则两端呈现不同的合成波，在特性波形上表现为突起的尖峰。特性波形尖峰的位置、幅值与故障程度、位置有关。故障后盘车工况的RSO试验波形如图5所示。

图5 故障后RSO试验结果

根据特性波形曲线存在明显尖峰，同样可以判断转子内部存在短路故障。

2.4 励磁小电流开环试验

为确定励磁系统设备完好、功能正常，测量励磁系统交、直流侧绝缘结果合格，并进行小电流开环试验，结果见表4。根据试验结果可以判断励磁系统功能正常。

表4 励磁小电流开环试验结果

综合上述多项试验结果可以确定，此次励磁系统过流引起的发电机解列事故，是由发电机转子内部发生接地短路故障造成。

3 故障原因分析

根据前文所述试验结果，并结合发电机结构特点，推断故障可能发生在转子绕组前端及引出线导电杆两个部位。为确认故障发生部位，脱开发电机侧导电螺钉后，分别测量转子绕组和导电杆对地绝缘电阻。结果显示，转子绕组对地绝缘电阻为93MΩ，导电杆对地绝缘电阻为0.1Ω。由试验数据可以基本排除转子绕组短路情况，可进一步确定故障点发生在导电杆处。

抽出导电杆后，发现靠发电机侧表面存在明显烧损痕迹，并且有一处碳化击穿点，导电螺钉孔底部有金属熔融物。将导电杆返厂解体检查发现故障点铜体局部烧损，合缝处绝缘隔板烧损、碳化；接地点熔融物沿导电杆合缝面轴向流动，并沿宽度方向流动至导电螺钉孔底面。

图6 导电杆内部损坏痕迹

由此确定引起接地故障的原因是，导电杆内部两极间短路，产生高温熔化局部导电杆并使导电杆对地绝缘碳化损坏造成接地故障。根据返厂检查结果判定此次故障由导电杆内部绝缘损坏，导致两极间短路，产生高温熔化局部导电杆并使导电杆对地绝缘损坏造成接地。

在完成导电杆修复安装后，发电机在静态工况下进行相关试验检查以确保缺陷已消除。静态工况转子交流阻抗试验结果见表5。

试验数据表明修复后交流阻抗参数无异常。静态工况转子绕组RSO试验结果如图7所示，可以看出合成的特性波形曲线为一条平展直线，表明无阻抗突变点，转子绕组无异常。

通过上述试验以及相关检查工作可以判断转子内无异常，修复后短路故障已排除，可正常投运。

表5 修复后转子交流阻抗试验结果

图7 修复后RSO试验结果

4 结论

本文详细论述了一台1 080MW汽轮发电机转子短路故障的发展、诊断及处理过程。通过多项试验分析确定该故障由导电杆内两极间短路造成，但由于故障部位损坏严重，尚未确定极间短路原因。

为避免同类故障的发生，提出几点防范措施：

1）发电机在制造、运输、安装、维护时需进行严格质量管控，以免在运行前造成设备缺陷。

2）发电机在运行过程中需对相关参数加强监测和分析，及时发现异常状态。

3）RSO试验在判定转子状态、故障定位等方面有独特优势，可以建立RSO试验数据档案，并进行长期跟踪。

以上研究成果发表在2021年第2期《电气技术》，论文标题为“1080MW汽轮发电机转子内部短路故障分析”，作者为康逸群、宋梦琼、宋杨。