發電機中性點零序電壓變化導致跳機的分析

張建生，秦文忠，畢國軒

（神華國能(神東電力)集團公司，北京 100033）

1 設備概況及事故經過

某電廠主變為奧地利ELIN公司產品，呈三相分體式布局，額定容量為3×210 MVA。由于A相變壓器運行期間油中乙炔含量超標返廠大修，臨時替換為保定天威保變電氣股份有限公司生產的變壓器，其額定容量、電壓、電流與之前一致，但短路阻抗有所偏差，A相為12.7 %，B，C相為13.43 %。

2013年，該電廠運行中發電機A套“定子接地A”、B套“定子接地B”保護動作，發變組解列，汽輪機超速保護掉閘，爐緊停。機組跳機前運行方式為：帶有功負荷440 MW，5臺磨煤機運行，汽泵運行，2臺電泵備用，RB(輔機故障減負荷)，AVC(自動電壓控制)投入，機組自帶廠用電。

2 跳機事故發生后的試驗檢查

2.1 繼電保護及二次回路檢查試驗情況

2.1.1 A套定子接地保護校驗(原定值校驗)

(1)A/B套定值整定。基波取自發電機中性點開口三角電壓，三次諧波取自中性點開口三角電壓和機端開口三角電壓。校驗零序電壓、三次諧波比率、三次諧波差動報警及動作值正確。

(2)95 %定子接地保護定值試驗。零序電壓定值動作值低定值為14.5 V，高定值為16.5 V，動作時間為0.8 s，定值、出口正確。

(3)TV(電壓互感器)斷線閉鎖檢查正常。

(4)保護A柜試驗。模擬A柜發電機定子接地，發變組A柜記錄“A柜發電機定子接地保護”；錄波器記錄“A柜發電機定子接地”；電氣DCS(分布式控制系統)柜記錄“發電機定子接地保護A”；信號檢查正確。

(5)核對TV變比。發電機中性點TV(保護及錄波器用)變比為發電機出口TV變比為

2.1.2 精度檢驗和動作檢查

(1)A，B套發電機差動保護電流通道零漂及精度檢驗。對A，B柜發電機機端差動保護電流通道零漂及精度進行檢驗，三相全部無零漂；分別加電流0.5 A，2 A，5 A，10 A，最大誤差為4 %，滿足誤差不大于5 %的要求。

(2)A，B套差動保護啟動值檢查。A，B套差動保護機端和中性點整定(Ie倍數)均為0.2，計算電流為0.97 A，Ie倍數為0.95時均不動作，Ie倍數為1.05時均動作，檢查結果正確。

(3)A，B套差動速斷檢查。A，B套差動保護機端和中性點調試整定(Ie倍數)均為4，計算電流為18.84 A，Ie倍數為0.95時均不動作，Ie倍數為1.05時均動作，檢查結果正確。

(4)A，B套時間檢查。單相加定值的1.2倍，測試差動時間A相為71.1 ms，B相為71.7 ms，C相為71.7 ms；速斷時間A相為30.6 ms，B相為31.2 ms，C相為30.7 ms，符合要求。

2.1.3 二次回路檢查

(1)打開發電機消弧線圈二次線(包括TV，CT)、保護柜連片及接地點，測試電纜的對地、相間絕緣大于50 MΩ,符合要求，從就地與發變組保護柜對線正確。

(2)檢查本次主變、高廠變二次回路絕緣大于50 MΩ, 符合要求。

(3)發變組保護所有CT(電流互感器)電纜對地絕緣大于50 MΩ, 符合要求。

(4)與熱控傳動電氣保護動作去熱控關主汽門信號正確。

2.2 一次設備絕緣試驗

2.2.1 主變試驗

(1)直流電阻測試。主變A相因乙炔超標更換為國產備用變壓器，低壓側直流電阻比其他兩相偏小，本次實測值與交接時的數據相一致，故可以判斷為合格。

(2)絕緣電阻及極化指數測試。變壓器低壓繞組對高壓繞組及地絕緣電阻大于40 000 MΩ，極化指數為2.0，試驗數據符合《交接和預防性試驗規程》的要求。

(3)泄漏電流測試。低壓繞組加壓20 kV/min，測得泄漏電流最大為3.2 μA，試驗數據符合《交接和預防性試驗規程》的要求。

2.2.2 高廠變試驗

（1） 繞組直流電阻測試。測試繞組線間直流電阻值互差為0.21 %，與前次測試值比較，歸算到20 ℃后偏差0.28 %，試驗數據符合《交接和預防性試驗規程》的要求。

(2)絕緣電阻及極化指數測試。高壓繞組對低壓繞組2uvw，3uvw及地的絕緣電阻大于20 000 MΩ，極化指數為2.0，試驗數據符合《交接和預防性試驗規程》的要求。

(3)泄漏電流測試。高壓繞組加壓20 kV/min，測得泄漏電流最大為27.2 μA，試驗數據符合《交接和預防性試驗規程》的要求。

2.2.3 發電機試驗

對于發電機定子繞組直流耐壓及泄漏電流，因為是檢查性試驗，沒有進行分相耐壓試驗，由于匯水環接地無法打開，水回路泄漏電流無法屏蔽，且儀器容量未升至規程標準值，所以發電機未排空定子冷卻水，升壓至30 kV時泄漏電流為581.4 μA。

2.2.4 發電機出口避雷器試驗

(1)絕緣電阻測試。測試三相避雷器絕緣電阻值均大于20 000 MΩ， 避雷器計數器未動作。

(2)電導電流測試。測試三相避雷器電壓為20 kV時的電導電流最大為6.5 μA，符合《交接和預防性試驗規程》的要求。

2.2.5 發電機出口封閉母線試驗

(1)絕緣電阻測試。A，B，C三相封閉母線的絕緣電阻值分別為20 000 MΩ，9 000 MΩ，10 000 MΩ，符合《交接和預防性試驗規程》的要求。

(2)工頻耐壓試驗。B，C相封閉母線加壓51 kV/min時通過；但A相封閉母線在第1次耐壓電壓為46 kV時持續35 s被擊穿后，在第2次耐壓電壓升至45.8 kV時又一次發生擊穿，耐壓后測其絕緣電阻為1.8 MΩ。

2.2.6 發電機出口母線TV試驗

(1)繞組的絕緣電阻測試。5組發電機出口母線TV絕緣電阻均大于20 000 MΩ，符合《交接和預防性試驗規程》的要求。

(3)交流耐壓試驗。5組發電機出口母線TV施加電壓59 kV后，試驗頻率為118 Hz,其中編號為F23的TV的A相在電壓為45.6 kV時絕緣被擊穿，其余交流耐壓合格。

上述試驗表明：由于A相封母耐壓擊穿，因此主要對A相絕緣進行檢查，后檢查發電機封母編號為F04的CT絕緣不合格，對其進行了更換，更換后恢復封閉母線進行絕緣耐壓試驗，電壓為51 kV時通過。由于編號為F23的TV的A相三倍頻試驗絕緣低，對其也進行了更換。

3 檢查試驗后的分析

該電廠發變組保護為南京南瑞繼保電氣有限公司生產的RCS-985系列保護裝置，機組跳機后檢查發變組保護A，B柜保護裝置報告為“發電機定子接地”保護動作出口，依據機組事故實時故障錄波圖和2套發變組保護事件記錄動作報告分析，故障時發電機中性點零序電壓達14.99 V，發電機機端開口零序電壓為15.1 V，零序電壓升高至定值，且發電機端電壓出現不平衡，使定子接地保護動作。

對事故發生時的發變組保護動作情況、發變組事故實時故障錄波圖、一次設備檢查試驗情況進行分析，由于更換A相變壓器后，已有較大的不平衡電壓出現，發電機機端一次系統出現微小的擾動(如濕度、溫度、瓷絕緣性能不佳等)，將引起三相不平衡電壓變化增大，導致零序電壓同步變化增大，達到定值，保護動作出口。故障跳機前當地有陰雨天氣出現，現場一、二次相關設備試驗除發電機A相封閉母線、編號為F04的TV外均正常，封閉母線交流耐壓A相在升壓至46 kV時擊穿，其對地阻抗由理論上的純電容性質變為電容和電阻并聯組成，而B，C相封閉母線在對地交流耐壓加壓51 kV時通過，其對地阻抗為純電容性質。發電機出口側三相對地阻抗不平衡，引起發電機三相不平衡電壓變化增大而跳機，同時由A相耐壓擊穿電壓值及3U0電壓可以看出，該A相對地阻抗絕緣電阻仍較高(但不合格)。

由發變組事故實時故障錄波圖可看出，在機組跳閘甩負荷后，發電機三相空載電壓及零序電壓較未跳閘前幅值有一定變化(不是引起跳機的原因)，疑似跳機后發電機機端等效參數發生變化，存在多次諧波小幅值振蕩。三相電壓不平衡，保護二次開口三角電壓偏高，主要是由于分布電容與發電機的電感、TV電感以及封閉母線和變壓器電感引起諧振，進而組成一個LC振蕩電路；此電路在振蕩時會產生很高的電壓。引起發電機振蕩的原因有很多，主要有氣候條件如濕度、溫度、瓷絕緣上塵土的改變，以及由于更換近似型號元件所引起的電感量的改變等，但一般只有1項起著主要作用。

綜上所述，應在開機時進行相關發電機零起升壓及接地電容電流試驗，并在試驗后依據相關數據決定是否調整中性點消弧線圈電感值，以消除諧振。

4 采取的措施

在中性點不接地系統中，在中性點加裝消弧線圈的作用是當系統發生單相接地時，由消弧線圈提供一個電感電流來補償接地電容電流，從而減小接地電流、降低接地電弧、恢復電壓，使電弧自動熄滅，并可防止大的接地電流燒損定子繞組和鐵芯。消弧線圈的投入應盡量減小單相接地故障時的殘流，但也不能因中性點偏移造成相對地電壓過高，因此要合理調整消弧線圈檔位來取得最佳效果。

因該廠主變A相變壓器更換，導致A相主變與B，C相主變的對地電容不同，發電機中性點零序電壓不為0，不平衡電壓較高。此基波零序電壓為定子接地保護的主要判據，使用三相同型號主變運行時，應接近0。如正常運行時此不平衡電壓大，則會影響定子接地保護的靈敏度。而該廠正常運行時，在原中性點補償電感下，保護裝置測得零序電壓約為12.8 V，表明更換變壓器后中性點消弧線圈電感已和現系統對地電容不匹配，需要重新測定發變組的對地電容以及此電容量對應的補償電感，從而減小中性點的不平衡電壓，增加定子接地保護的有效保護范圍。采取的具體措施如下。

(1)斷開消弧線圈刀閘，在發電機出口A相編號為F21的TV處經5 A電流表接地，發電機升壓至50 %額定電壓時，測試發電機對地電容電流為2 A，因此在額定電壓時實際接地電容電流為4 A。

(2)合上消弧線圈刀閘，將編號為F21的TV處接地，測試在不同分接頭情況下的補償電流。同時，調整中性點消弧線圈的補償度，以驗證中性點補償電感的選取。

(3)發電機空載試驗。斷開發電機A相接地點，機端電壓升至50 %時，由中性點檔位及電壓關系可知，應選取較小零序電流和較小零序電壓的檔位，即-7檔。

(4)經過調整消弧線圈的補償度，發電機并網后對中性點零序電壓和機端零序電壓進行測試，在機組額定負荷時實測中性點零序電壓為8.33 V，相比事故前中性點零序電壓12.8 V，減小4.47 V。通過調整消弧線圈的補償度，降低了中性點零序電壓值，使得95 %定子接地保護定值由原來的16.5 V減小至13 V，基波零序電壓有效保護范圍增加了3.5 %。同時保護定值計算時充分考慮了發電機機端一次系統出現微小擾動造成中性點零序電壓變化進而引起誤動的可能。