大型發電機組電氣系統調試常見問題及其防范措施

張 鋼 周亞群 何信林

（西安熱工研究院有限公司，西安 710043）

電氣系統調試是當電氣設備安裝結束以后，按照國家有關規程、廠家技術要求、設計院設計圖紙，檢驗電氣設備的設計、安裝、調試質量及其電氣系統的完整性和可靠性。通過電氣系統調試，及時發現并消除存在的問題和缺陷，有效保證電氣設備及系統安全穩定的投入運行，為機組投產運行打牢基礎。

本文通過多年大型機組電氣系統調試，總結了調試過程中遇到的各類常見問題，并對其進行了原因分析，提出了有效的防范措施，為相關的電氣系統調試工作提供了一定的借鑒作用，有效防止類似問題的發生。

1 常見問題及原因分析

1.1 勵磁調節器起勵時轉子電壓偏高

某 350MW 機組在整套起動試驗過程中，當進行發電機機端三相短路試驗時，發現勵磁調節器起勵建壓時轉子電壓偏高，轉子電壓有效值達到120V左右。停機檢查發現，勵磁調節器直流母排兩側電阻無窮大，而發電機額定轉速時轉子交流阻抗測試數據與廠家出廠數據一致，從而斷定勵磁調節器至發電機轉子碳刷直流一次母排未連通，導致勵磁調節器起勵瞬間轉子電壓偏高。

1.2 6kV電纜接頭安裝不緊固導致間隔著火

某電廠2號機組帶負荷運行過程中，6kV 2A段輸煤變B電源間隔著火，運行人員通過操作臺緊急停機按鈕將發電機解列滅磁，隨后手動分開6kV 2A段備用電源進線開關，6kV 2A段失電。通過調取6kV 2A段輸煤變B電源間隔綜保裝置動作報告，過流保護一段動作，動作電流A相24.9A、B相25.3A、C相24.86A，保護動作時母線電壓A相13.71V、B相 13.24V、C相 16.12V，動作時間 0.51s，過流保護一段定值為3.95A、0.5s，保護動作正確。檢修單位解體該間隔6kV電纜發現，6kV 2A段輸煤變B電源間隔 C相電纜接頭與斷路器下端口連接不緊固，有放電爍燒現象，A、B相電纜接頭與斷路器下端口連接緊固，接觸面無放電爍燒現象。由于輸煤變B電源斷路器下端口C相電纜與斷路器引出線連接不緊固，致使輸煤變B長期運行時，接頭發熱，燒毀電纜絕緣層，電纜三相短路，間隔著火。

1.3 發電機甩負荷試驗后，發電機轉子接地保護動作

榆林某電廠甩負荷試驗后，發電機轉子接地保護一點接地動作，發電機解列滅磁。通過發電機轉子回路絕緣檢查，對地絕緣接近為零。為了檢查確認接地位置，拔出發電機轉子碳刷，測量發電機轉子絕緣，測量結果良好，排除發電機轉子本體接地故障，通過逐級檢查碳刷至勵磁調節器共相封閉母線，勵磁調節器本體，勵磁變及低電壓側各處絕緣，發現勵磁調節器至碳刷共相封閉母線絕緣低，打開共相封閉母線發現，母線上搭接一焊條。分析認為，甩負荷瞬間，機組振動大，導致共相封閉母線內遺留焊條搭接至直流母排，發電機轉子接地保護動作，解列滅磁。

1.4 保護裝置內線脫落導致保護傳動瞬間直流接地

西寧某電廠升壓站一線路保護柜傳動過程中，保護動作瞬間，直流饋線屏直流接地報警，保護動作結束后，直流接地報警恢復。經過多次保護傳動，均出現該報警現象。檢查發現，該線路保護柜 LD端子A相跳閘信號端內線脫落并接觸到盤柜柜體，LD端子外回路接至故障錄波器，實時反應保護動作情況。由于故障錄波器已上電，線路保護柜 LD端子公共端帶有正110V電壓，信號端帶有負110V電壓。當保護動作瞬間，至故障錄波器A相跳閘節點導通，導致 LD端子 A相跳閘信號端內線帶有正110V電壓，直流接地，當保護動作結束后，至故障錄波器A相跳閘節點斷開，直流接地恢復。

1.5 勵磁調節器分壓電阻盒與發變組保護柜轉子接地保護不匹配

河南某機組整套起動試驗過程中，發變組保護柜轉子電壓測量值與實際值偏差較大，發電機轉子接地保護和發電機失磁保護無法正常投入。原設計中，勵磁調節器轉子電壓輸出分兩類，一類為 4～20mA量輸出，另一類為分壓電阻盒輸出，至發變組保護柜和故障錄波器轉子電壓采用分壓電阻盒輸出。為防止高電壓損壞電氣二次回路，分壓電阻盒輸入電壓為實時轉子電壓，輸出電壓為輸入電壓的1/15，發變組保護柜取用轉子電壓即為分壓電阻盒輸出電壓，同時保護柜發電機系統參數轉子電壓校正系數為15，即保護柜轉子電壓計算值為采樣值的15倍。停機后，斷開分壓電阻盒外部回路，測得分壓電阻盒輸出端內阻為92kΩ，斷開發變組保護柜轉子電壓外部回路，測得其內阻為 180kΩ，由于兩側內阻為同一數量級，導致發變組保護柜轉子電壓偏離實際值[1]。為解決這一實際問題，保證發電機轉子接地保護和失磁保護的正確投入，通過與勵磁調節器廠家、發變組保護廠家以及業主單位探討協商，當勵磁調節器強勵動作時，轉子電壓達到最高值 2倍額定轉子電壓（額定轉子電壓為435V），即870V，而發變組保護柜轉子電壓通道最高能承受2000V尖波電壓，同時發電機轉子回路電阻不到 10Ω，與保護柜轉子電壓內阻相比，可以忽略不計。最終研究決定，將發變組保護柜轉子電壓改為直采勵磁調節器轉子電壓，不通過分壓電阻盒，將保護柜轉子電壓校正系數改為1，同時將勵磁調機器至發變組保護柜轉子電壓電纜改為耐3000V高壓電纜，保證發電機轉子接地保護和失磁保護能夠正確投入。

1.6 升壓站間隔CT變比設計偏小

河南某電廠升壓站采用屋內 GIS雙母接線方式，升壓站共有8個間隔，其中包含一個起備變間隔，該間隔配有8組CT，原設計中CT變比為150～300/1，8組CT中6組CT準確級為5P20，用于保護回路，1組 CT準確級為 0.2，用于測量回路，1組CT準確級為0.2S，用于計量回路。

調度提供系統阻抗如下：歸算至電廠220kV母線，基準容量100MVA，基準電壓230kV時，最大方式下系統阻抗值Zs1.max=0.00766。歸算至基準容量100MVA，發電機直軸超瞬變電抗飽和值=0.0425，主變正序阻抗值=0.0466。當大方式下升壓站起備變間隔 CT至起備變高壓側區間發生三相短路故障時，其短路電流為

其中IN=1A。當母線保護柜間隔電流大于40倍額定電流時，采樣通道容易失真，母差保護可能誤動。而該區域發生三相短路故障時，對于母差保護屬于穿越性故障，不在母差保護范圍內，不允許母差保護動作，升壓站起備變間隔CT變比設計偏小。通過與業主單位、設計院、GIS廠家溝通協商，決定將起備變間隔 CT更換為變比是 600～1200/1的CT，此時當該區域發生三相短路故障時，有

滿足要求，同時起備變高壓側額定電流為100.4A，該變比可以滿足保護、測量及計量要求。

1.7 6kV過壓保護器對廠變差動保護的影響

在榆林某機組正常運行過程中，廠變差動保護動作，機組解列滅磁。停機后調取發變組保護動作報告及發變組故障錄波器動作曲線，發現 6kVA段工作進線電流瞬間為零，導致廠變差動動作。檢查廠變低壓側絕緣，檢查結果合格，無接地及相見短路故障。檢查 6kVA段工作進線開關，發現原設計將至發變組保護柜工作進線電流與至工作進線柜過壓保護器電流并接。正常運行時，過壓保護器漏電極小，為高阻狀態，流入保護器電流不超過0.1mA，當發生異常過電壓時，過壓保護器迅速動作變成短路狀態。由于過壓保護器誤動作，將至保護柜電流短接，導致廠變差動低壓側電流為零，廠變差動保護動作。

1.8 事故按鈕設計不合理導致電動給水泵異常跳閘

河南某 2×350MW 熱電聯產工程兩臺機組共用一臺電動給水泵，兩臺機組6kV配電室各自帶有一個電動給水泵饋線開關，任意一臺機組饋線開關都可以給電動給水泵供電。電動給水泵試運期間，任一電動給水泵饋線開關合閘后，開關跳閘。檢查發現，電動給水泵就地帶一事故按鈕，原設計將事故按鈕至兩電動給水泵饋線開關回路在事故按鈕處并接，導致兩臺機組兩路 220V直流電源在事故按鈕處并接。任一6kV電動給水泵饋線開關合閘后，事故按鈕跳閘回路動作繼電器得電，導致開關合閘后直接跳閘。通過與設計院溝通協商，在電動給水泵就地加一事故按鈕，分別接至兩臺機組電動給水泵饋線開關，電動給水泵再次送電試運后，未再出現該故障。

1.9 線路保護柜操作箱兩路操作電源串電

西寧某電廠線路保護柜傳動過程過，為了確保開關操作箱兩路操作電源的獨立性，保證操作回路可靠動作，分別在只送單路操作電源和兩路操作電源同時送電情況下，分別對開關進行保護傳動。在只送單路操作電源傳動時，發現兩路操作電源存在串電現象。通過與廠家聯合檢查發現，在焊接操作箱三相分閘線圈電阻后，由于各相分閘線圈板件外形一致，沒有編號標識，恢復時若將分閘線圈板件順序接反，則導致兩路操作電源串電。

1.10 220kV雙母母線PT準確級配置錯誤

河南某220kV升壓站為雙母帶母聯接線方式，帶有兩個母線PT間隔，母線PT通過電壓并列屏接至各盤柜。檢查發現，母線 PT電壓準確級設計混亂，通過與設計院溝通，修改 PT并列柜圖紙，確定保護用母線電壓取用3P級PT繞組，計量用母線電壓取用0.2級PT繞組。

1.11 發電機機端PT二次回路斷線

榆林某機組在電氣整套起動發電機空載試驗過程中，發電機升至 50%額定電壓進行 PT電壓回路測量時，發現發電機匝間專用 PT至發變組保護 A柜B相電壓為零，在發電機本體端子箱內測量，故障情況相同。停機檢查發現，從匝間專用 PT本體至PT本體端子箱B相回路不通，修改該回路后，繼續進行發電機空載試驗，電壓回路測量正確。

2 防范措施

2.1 設備安裝問題的防范

在電氣設備安裝過程中，由于施工人員的疏忽，造成一次系統連接不完整，安裝不夠緊固，施工垃圾未清理等類似情況時有發生。為了避免此類問題，在設備安裝階段，安裝單位技術人員應及時進行自查，同時監理單位應組織各單位進行聯合檢查。在分系統調試階段，調試單位應進行復查，避免將此類問題帶入整套起動過程中[2]。

2.2 主保護未能正常投入時，臨時更改后備保護定值

在電氣系統試運過程中，往往會因某些原因導致主保護未能及時投入。為了更加可靠的保護運行設備，在設備需要投運而主保護不能及時投入的情況下，可臨時修改后備保護定值。如將后備過流保護作為主保護，在修改過流定值的同時縮短保護動作延時，保證發生短路故障時，能夠準確、快速的切除故障，避免設備受到損壞。

2.3 條件允許情況下，帶PT本體進行加壓

調試過程中，為了檢驗發電機 PT電壓回路的完整性和準確性，需進行二次加壓，測量 PT二次電壓值和相序。通常在二次加壓時，不通過 PT本體，而是斷開 PT二次空開，在空開下口加量。為了檢驗PT本體，在條件允許情況下，可以帶PT本體進行加壓。以某電廠為例，發電機機端額定電壓為 20kV，機端 PT未與封閉母線連接，變比為合上PT二次空開，在第一個副邊繞組施加 1V電壓，PT原邊將感應出200V電壓，同時第二個副變繞組感應出1V電壓，第三個副邊繞組感應出 3/3V電壓。通過帶PT本體進行加壓，不僅驗證了 PT二次回路的正確性，同時在機組整套起動前就驗證了PT本體的可靠性，避免在發電機空載試驗時因為 PT本體原因影響整套起動試驗的進度。

2.4 整套起動試驗時，嚴格按照整套起動措施及運行操作票執行

在整套起動試驗過程中，應嚴格按照整套起動措施及運行操作票執行，有效防止漏相。在試驗過程中，電氣負責人應全面掌握各系統原理及試驗方法，全局把握試驗過程。運行人員應嚴格按照操作票執行操作，對每一項操作要進行再次確認，確認無誤后方可執行，防止誤操作[3]。

2.5 發電機空載試驗時首先手動增磁至10%額定電壓

在整套起動試驗過程中，發電機在額定轉速下，需進行發電機空載特性試驗，錄取發電機機端電壓與發電機勵磁電流的關系曲線，即發電機空載特性曲線。并將該曲線與廠家提供出廠試驗曲線相比較，檢驗發電機運行參數及運行特性，同時需要檢測發電機 PT回路的準確性與可靠性，確保發電機組順利投入運行。由于發電機空載試驗是發電機第一次起勵建壓，在勵磁調節器為手動模式定角度控制方式下，建議先手動增磁至10%額定機端電壓，保持一段時間，檢查發變組運行有無異常，同時測量發電機機端PT二次電壓值、相序及開口三角電壓值，待確認發變組運行無異常，機端 PT回路正確無誤后，再將發電機機端電壓緩慢升至1.05倍額定電壓。通過先將發電機電壓升至10%額定電壓，能夠在發電機電壓較低的情況下，及時發現潛在的問題，避免在機端電壓較高時問題未能及時發現，損壞設備。

2.6 廠用10kV（6kV）開關柜配置弧光保護

由于廠用10kV（6kV）系統饋線多、饋線開關操作頻繁、容易受小動物危害、饋線安裝不緊固、設備機械磨損及絕緣老化等原因，10kV（6kV）開關柜故障時有發生。建議在10kV（6kV）各開關柜配置專用弧光保護裝置，及時發現并切除故障，提高電力系統安全生產效率，避免不必要的設備損壞及人身傷害。

3 結論

大型發電機組電氣系統調試是一個非常重要的環節，其貫穿于整個機組建設期間，為機組長期安全穩定的運行創造條件。在這個階段的工作中，暴露的問題多，設計、安裝、操作、設備配合等方面的問題都需要及時處理，因此系統調試對于機組的正常運行和安全生產具有非常重要的意義。

通過多年大型機組的系統調試工作，本文總結了各類常見問題并進行了原因分析，提出了有效的防范措施，對相關專業人員日后工作起到了借鑒作用，能夠有效防止類似問題的發生。

參考文獻

[1] 兀鵬越, 孫鋼虎, 牛利濤, 等. 大型發電機組電氣系統整套起動試驗常見問題及其處理措施[J]. 熱力發電, 2013, 42(1): 100-102.

[2] 孫鋼虎, 兀鵬越, 牛利濤, 等. 火電機組電氣啟動試驗中的問題及處理[J]. 電力建設, 2012, 33(7): 46-49.

[3] 兀鵬越, 胡任亞, 陳飛文, 等. 1036MW 機組的電氣整套啟動調試[J]. 電力建設, 2010, 31(7): 77-79.