發電機組保護動作跳閘原因分析及處理

唐建惠，寧 濤

(1.河北省電力公司電力科學研究院，石家莊 050021；2.河北華電石家莊熱電有限公司，石家莊 050041)

1 概述

某電廠一期工程建設2臺1 000 MW超超臨界發電機組，汽輪機為N1000-26.25/600/600型一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機，發電機為THDF 125/67型水氫氫冷汽輪發電機，自并勵靜止勵磁。機組首次沖轉定速3 000 r/min后，按照調試規范要求，完成發電機并網前的各項電氣試驗。

2號機組于2011年1月26日凌晨05:45實現首次并網，帶初始負荷200 MW左右暖機，并逐漸帶負荷至25%～30%，各系統運行正常，參數穩定。

08:16左右，負荷271.36 MW，主蒸汽壓力8.0 MPa、溫度526 ℃，氫氣壓力0.470 MPa，定子冷卻水流量127 t/h，定子冷卻水壓力560.587 kPa，定子冷卻水液位無液位低報警，密封油泵出口壓力1.33 MPa，氫油差壓維持在130 kPa。

08:16:27，發電機差動保護動作，跳發電機，聯跳汽輪機，因負荷低于30%，鍋爐未聯動MFT。08:16:30，2A定子冷卻水跳閉式冷卻水泵。08:16:33，轉子一點接地保護動作。08:16:38，定子冷卻水箱水位低報警，2B定子冷卻水泵由于水位低報未聯啟。08:16:40，發電機斷水保護，定冷水壓力緩慢下降，氫壓迅速下降至0.50 MPa，而后緩慢下降，下降速率為0.004 MPa/min，打開定冷水箱排氣時發現，氫氣純度達99%，緊急置換氫氣。08:17:06，發電機氫氣溫度49.724 ℃，壓力0.49 MPa。08:17:23，發電機勵端液位高報警。08:17:41，鍋爐手動MFT。08:29:31，發電機出線盒底部液位三高報警。08:29:35，發電機出現盒底部液位二高報警。08:29:39，發電機出現盒底部液位一高報警，就地排水，水量較大。08:16:35，氫氣干燥器入口氫氣濕度由5.76%升至27.52%。

2 發電機組跳閘原因分析

根據保護及故障錄波裝置的相關數據，并對比故障現場的實際情況，判斷保護裝置、錄波裝置等均正確動作。從保護動作及錄波的分析結果來看，短路故障首先在U、V兩相之間發生相間短路，進而發展為U、V、W三相短路故障。發生前的定子電流為5 650 A，故障發生時，U、V、W三相定子電流分別達到了224 938 A、211 813 A、210 000 A(正常時的額定電流為23 778 A)。轉子發生接地故障時，也觸發了轉子一點接地保護裝置正確動作。

2.1 故障錄波波形分析

2號發電機保護裝置故障錄波波形見圖1。

由圖1可以看出以下幾種情況。

a. 發電機出口TA的U、V、W相電流幅值與中性點TA的U、V、W相電流幅值大小一樣，相位相差180°。

b. 故障從0 s算起，初期的20 ms內為U、V相間短路，W相也有短路放電現象，20 ms后發展為完全的三相短路。

圖1 2號發電機保護裝置故障錄波波形

c. 發電機差動保護在30 ms處動作出口，到60 ms的時候，發電機出口斷路器跳閘，切除故障，主蒸汽門在100 ms時關閉。

d. 發電機定子零序電流在10～20 ms處略有起伏，幅值很小，判斷為定子U、V相短路時產生的對地電容電流。

e. 三相短路的持續時間約為70 ms。

故障瞬時最大電流幅值見表1。

表1 故障瞬時最大電流

項目一次電流/A二次電流/A額定電流倍數故障前5 6501.00.24額定電流23 7784.251故障后U相224 93840.29.46故障后V相211 81337.88.90故障后W相210 00037.58.82

從圖1的2號發電機保護裝置波形可見，第4行負序電流波形和左邊第4行顯示的數值可以看出，故障時在定子繞組出現的最大負序電流為76.125 kA，持續時間約為10 ms，出現負序電流的持續時間為50～60 ms。負序電流在發電機定子內會出現負序旋轉磁通，以同步速度與轉子相反方向旋轉，在勵磁繞組、阻尼繞組及轉子本體中感應出2倍工頻的電流，從而引起這些部位的附加損耗而發熱。由于這個2倍工頻感應電流頻率較高，集膚效應較大，且只在轉子表面的薄層中流過，感應電流流過轉子槽契齒，并流過槽齒與護環的許多接觸。而這些地方電阻較高，發熱尤為嚴重，當流過76 kA的負序電流時，已在轉子出現瞬時的局部高溫，破壞了轉子部件的機械繞組絕緣，電氣人員對轉子繞組與地測絕緣的結果為零。

2.2 保護動作分析

差動保護(圖1中U、V、W開關量)動作正確，機組全停。

發電機匝間保護縱向零序過壓3U0(輔助過電壓3U0，圖1開關量曲線第4行)動作；負序方向過流動作(圖1開關量曲線第5行)。整定值：3U0啟動為0.03 p.u.，2 V；I2為0.05 p.u.，0.25 A，正向85°，指向發電機內部故障點；動作時間為0.2 s。保護啟動正確，由于在60 ms時發電機出口開關跳閘，故障電流消失，保護自動返回，不出口跳閘。

轉子一點接地保護整定值高值報警(40 kΩ)；低值(15 kΩ)出口，延時6 s動作。轉子一點接地保護高低值均動作正確。

2.3 現場情況檢查

打開發電機的出線端人孔門，檢查發現出線小室內的部件嚴重損毀，主要情況如下：室內的絕緣隔板全部損壞、斷裂、移位、或掉落；U相出線風管脫落，其它5根風管的上端也全部損壞；U、V、W三相的軟連接前、后部位均有電弧燒融現象；U相中性點的軟連接后部有電弧融化現象，但V、W兩相的中性點軟連接完好無損。鄰近U、V、W三相套管的小室內壁上(靠人孔門側)，有大量電弧燒融的銅水凝固物；出線小室內的6根套管全部損毀；V相出線的環形引線、W相出線的環形引線及W相中性點環形引線，其絕緣因受到下方絕緣隔板的撞擊，表面有深度撞痕，絕緣損壞；定子勵端的繞組受到電弧產生的大量煙氣及粉塵吹拂，絕緣受損；少數測溫元件的引線灼傷；5根絕緣引水管損壞，勵端的匯水管也因受到絕緣隔板的撞擊發生輕微的變形，個別部位出現凹坑；發電機轉子存在接地故障，外部可視部分未見損傷，但覆蓋有大量黑色的煙氣粉塵。

在檢查現場的殘余物品時，發現有少量花線，經分析判斷是基建安裝過程中遺留的。根據出線小室內部電弧造成的銅水熔渣噴濺的痕跡判斷，短路故障點在三相出線套管上方的軟連接處。當短路故障發生時，電弧將軟連接上的銅片瞬間燒融，并噴濺到小室內壁上，將事故擴大導致三相短路故障。發電機轉子匝間短路有待通過試驗判定。

2.4 試驗分析

發電機短路故障后應做的電氣試驗項目和機務方面應檢查的內容主要包括發電機轉子在膛內、膛外的交流阻抗、功率損耗、絕緣電阻，發電機定子繞組的直流電阻、直流耐壓試驗、定子氣密試驗等。[1]在汽輪機溫度達到可以停盤車的條件時，立即停盤車進行發電機轉子在膛內的交流阻抗、功率損耗、直流電阻和絕緣電阻的測試工作。將測試后的數據與故障前的試驗數據進行對比(見表2)，發現轉子繞組出現交流阻抗變小、功率損耗增加的現象。轉子直流電阻出廠測試為0.074 Ω，故障后現場測試僅為0.05 Ω，使用500 V兆歐表測量轉子絕緣電阻，數據顯示為絕緣電阻接近零，這些異常數據提示有轉子繞組匝間短路。

表2 試驗數據比較

測試時間測試部位電壓/V電流/A交流功耗/W交流阻抗/Ω故障前膛內220.539.58 709.85.58膛外22042.49 3285.18故障后膛內220.145.710 058.54.82膛外220.647.510 4784.64

3 處理措施及效果

經過廠家裝配人員的進一步確認可知轉子回路上有殘存銅皮。在斷定轉子匝間短路的位置后,經制造廠人員進行絕緣處理，將轉子護環用熱處理法進行了復位。復位后對轉子進行交流阻抗測試，膛外電壓為220.1 V、電流43.2 A、交流功率9 508.3 W，交流阻抗5.09 Ω，結果正常。

對故障部位進行修復后，為檢查發電機定子的絕緣情況，必須通過交、直流耐壓試驗來驗證。完成發電機定子冷卻水管路的8 h氣密性試驗后，進行定子冷卻水的循環工作，使發電機定子冷卻水水質導電度合格后再進行發電機的耐壓試驗。交、直流耐壓試驗結果合格，交流耐壓試驗電壓為2倍的發電機額定電壓(發電機額定電壓為27 kV)，時間為1 min，未發生擊穿。直流耐壓的最高試驗電壓為2倍額定電壓,試驗時分別在0.5 UN、1.0 UN、1.5 UN及2.0 UN處持續1 min，均未發生擊穿。

4 結束語

根據運行經驗，大型發電機發生單相對地短路故障是比較常見的，但發生相間短路故障、尤其是三相短路故障則是非常罕見的。此次事故主要是發電機出線小室的異物引起，先是兩相短路，繼而發展為三相短路事故。這類異物雖然數量極小，但危害很大，經分析這些異物是在基建安裝過程中遺留的。事故發生時，電氣保護動作正確，三相短路現象明顯，判斷故障點在發電機出線盒處，修復后完成了相關電氣試驗，機組再次正常投運。此次事故也提示建設單位在基建過程中應加強全過程質量控制，避免此類風險。

參考文獻：

[1] 龔春波.600 MW發電機短路故障后的檢查及試驗[J].發電設備,2006(4)：292-294.

[2] 李建明,朱 康.高壓電氣設備試驗方法[M].北京：中國電力出版社，2005.