电气专业人员在对2号发电机定子端部检查中，发现汽励两侧端部绕组各有1处定子线棒绝缘过热烧损故障。两个故障点在汽励两侧的几何位置相同，绝缘碳化位置都在4、5号槽上层线棒之间的（距汽、励两侧端部槽口都约80cm）水笼带断口附近，两个故障点故障现象为绝缘碳化，其中5号线棒汽侧主绝缘碳化较严重，深度约3mm。经对烧损线棒绝缘表面的清理，发现故障线棒绝缘烧损碳化区域只发生在主绝缘外层，绝缘内层无烧损现象，说明烧损碳化过程是从外向内发展的过程，故障起点是在故障线棒绝缘外部。

　　检查发现2号发电机定子绝缘故障后，公司积极组织上海汽轮发电机厂及各方援助专家开展了紧张的抢修、恢复工作。

　　2006年2月10将发电机转子抽出后，各方专家联合检查确认4、5号槽上层线棒主绝缘已严重损伤，决定更换线棒2根（4、5号槽上层线棒）。经过公司电气专业技术人员和发电机厂的团结奋战，于3月30日2号发电机完成了回穿转子工序，4月8日并网发电。

　　浙江国华浙能公司2号机组定子绕组绝缘监督全过程主要由：外观检查、备品线棒试验验收、线棒嵌线前后绝缘试验、线棒总烘后试验、整体绕组试验及故障处理等环节组成。

　　1外观检查对发电机定子绕组备品线棒进行开箱检查，是否存在线棒变形、绝缘破损、受潮等缺陷，线棒尺寸是否合格，必须严格把关。如有上述现象，应及时反映，进行处理后方可进行验收，必要时提出更换新的线棒。

　　2发电机定子线棒试验2.1定子新线棒嵌入前的试验定子线棒下线前试验包括绝缘电阻测试、交流耐压试验、线棒水压、线棒水流量及起晕试验等项目。

　　发电机定子膛内剩余线棒处理拆上层定子线圈：剥离上下层线圈头子的绝缘层和绝缘套，松掉上下层线圈卡箍并用热吹风机加热绝缘引水管二端，拆除上下层线圈的绝缘引水管，分离上下层线圈焊接接头拆上层线圈端部支撑环，拆出上层线圈相关的端部本相和隔相垫块，拆可调绑环，敲出间隔垫块，拆出槽口垫块和槽内气隙板等，拆槽楔，拔出侧面半导体垫条，拆上层线圈，拆出层间垫条，清理端部和槽内，检查层间测温元件的情况，将二侧端部层间支撑管拆除，修磨残留杂物后清理端部。

　　嵌上层线圈（1）清理检查定子的槽内情况，放层间垫条布置和端部层间支撑管水笼带预埋，检查测温元件。注意水笼带出口应避开隔相位置。

　　（2）上层线圈下线，槽内临时支紧固定4点；端部绑扎带可边嵌边绑扎，间隔垫块要塞紧、填平，表面平于线圈表面，绑扎整齐。

　　●端部装支撑环、可调绑环、本相垫块等。端部装工具绝缘引水管（用拆下的绝缘引水管，要求干净）。

　　●槽内放帆布涨管及工具槽楔。通气压力0.53MPa，预装可调绑环拉紧楔块和隔相垫块。

　　●按工艺守则要求灌胶，汽励二侧装木制大封板，灌胶后利用电厂系统泵提供的热水加热线圈，要求线圈温度75±5℃（层间测温元件平均温度），加热水的升降温速度不超过10℃／h，同时注意监控铁心，要求线圈温度与铁心温度尽可能小于15℃，并保温36h。

　　●烘压过程结束拆封板，吹清线圈内剩水，拆工具槽楔和帆布涨管，槽内用支紧工具临时固定7点，拆临时绝缘引水管；测线圈槽深，检查层间测温元件和线圈表面电阻（100～50000Ω），凿水笼带并做封口处理。

　　●敲槽楔、装挡风橡皮和绑扎。

　　●垫塞隔相间隙，装可调绑环拉紧楔块。

　　●清理整个定子，槽楔检查孔贴胶纸保护。

　　3上层嵌线后的技术监督工作（1）上层嵌线后检查测温元件无短路、开路、绝缘电阻≥1MΩ，测直流电阻；（2）定子线棒嵌线后的试验包括绝缘电阻测试、交流耐压试验、铁损试验等项目。

　　4后续修复工艺过程中的绝缘技术监督工作（1）上下层接头、相接头焊接。

　　（2）清理焊接头子。进行超声波探伤检查。

　　（3）测三相直流电阻。扣除引线影响后三相不平衡≤1.5％，并与出厂数据及设计值比较不得有显著差别。

　　（4）线圈做水流量检查。

　　（5）装绝缘引水管和卡箍。

　　（6）装堵板。通定冷水，做整机水压试验，无渗漏。

　　（7）做超声波流量检查。

　　（8）包主绝缘。

　　（9）彻底清理整个定子内外。装二侧木制大封板。

　　（10）总烘焙及喷漆。

　　（11）利用电厂水系统加热定子，线圈温度控制在75±5℃（层间测温元件平均温度），加热水的升降温速度不超过10℃／h，同时注意监控铁心，要求线圈温度与铁心温度尽可能小于15℃，并保温24h。

　　（12）冷却，拆除二端木制大封板，通过控制水温发电机定子逐步降温，降温速度不大于10K／h。降温至50±5℃，喷发电机定子表面覆盖漆。

　　（13）气干2h后，装汽励二端木制大封板。

　　（14）发电机通入定冷水，逐步升温，升温速度按厂家现场技术员要求进行，不大于10K／h。

　　（15）升温至75±5℃，保温24h。

　　（16）冷却，通过控制水温发电机定子逐步降温，降温速度不大于10K／h。降温至50±5℃，拆除临时测温元件、木制大封板，自然冷却至40℃以下。

　　（17）拆去槽楔检查孔上纸带，检查层间测温元件，下层线圈与锥环间塞紧浸渍适形绳，清理发电机。

　　以上项目完工后。

　　从2号机组并网发电以来的情况看，氢、油、水等系统运行都很正常。因此可以认为：只要加强现场管理，保证工艺过程中的绝缘监督，就能够满足起晕电压的要求，也能够保证2号机定子线棒的现场修复。

　　本次发电机的修复过程，对于同类型的机组，是有一定借鉴意义的。

　　2线圈绝缘电阻测试2500V兆欧表3总烘喷漆后电位外移法额定相电压，反向法，≤8μA（限流电阻100MΩ）4总烘喷漆后直流耐电压及泄漏直流55000V，1min 5总烘喷漆后起晕电压测试分相，22000V，不起晕6总烘喷漆后交流耐电压交流32250V，1min 7总烘喷漆后定子端部固有频率测试和模态分析按标准测试项目测层间测温元件序号1标准测层间测温元件、无短路、开路、用250V摇表测试测温元件要大于1MΩ表2定子绕组整体试验0概述葛洲坝至南桥±500kV直流输电工程系我国第一个超高压直流输电工程，输送容量1200MW，输电线路全长1046km。该工程由原瑞士BBC公司总承包，两极分别于1989年和1990年投入运行。

　　葛南直流投运后，实现了华中与华东地区两大电网之间的异步联网；运行14年以来，源源不断的中西部水电资源被输送到经济发达的华东地区，实现了党中央和国务院“西电东送”的战略目标。在三峡电厂发电后，该工程还将对三峡电力外送起到重要作用。

　　随着运行时间的推移，葛洲坝和南桥换流站的直流控制保护系统元件老化日益严重，备品备件很难保证供应。为确保三峡机组投产后电力安全可靠送出，国家电网公司在技术准备充分和条件成熟的基础上决定对葛南直流输电系统的控制保护系统进行国产化改造。

　　自2002年起，葛南直流控制保护系统实施国产化改造工作历经了前期准备、立项、规范书、方案拟定审批、设计、设备制造、安装、调试及试运行各个阶段，并全部顺利、圆满结束。在2005年4月30日完成一个月试运行后，葛南直流系统已转入正式运行，通过9个月的稳定运行，证明国产化改造非常成功，目前该控制保护系统已推广运用在新建的“三沪”直流工程中。

　　1葛洲坝站国产化改造工程主要工作阶段与工程量葛洲坝站的改造工作于2004年9月28日正式开始，于2005年4月1日（原定于2005年6月1日）零点双极投入试运行。主要改造和试运行经历了以下几个阶段。

　　1.1设备安装和分系统调试阶段葛洲坝站自2004年9月28日正式开始土建施工，10月24日清换线过渡运行临时小室通过验评，11月13日，清换线过渡运行带电调试完成，且一次送电成功，运行正常。