基于零序電壓階梯式增加引起發電機定子接地保護動作故障分析

文聆安，林永源，熊華兵

（1.廣東粵電大亞灣綜合能源有限公司，廣東 惠州 516000；2.廣東惠州平海發電廠有限公司，廣東 惠州 516000）

0 引言

利用零序電壓構成的發電機定子繞組單相接地保護（以下簡稱90%定子接地保護），可以反映α＞15%（α表示由中性點到故障點的匝數占全部繞組匝數的百分比）范圍內的單相接地故障[1-2]，故障點越接近于發電機出線端，保護的靈敏度越高[3-4]，保護范圍包括與發電機直接相連的發電機封閉母線、勵磁變壓器、發電機出口斷路器、主變壓器低壓側的單相接地等故障[5-6]。

本文以某電廠2號發電機出口斷路器內發電機側電容器漏油引起的90%定子接地保護動作為例，分析了電容器漏油的原因及電氣量的變化特征，并對電容單元在少油條件下帶電運行，發生電容器短路擊穿故障的表現形式進行分析。

1 設備概況

1.1 發電機及其保護配置

該電廠2號發電機為上海汽輪發電機廠生產的水-氫-氫冷、隱極式、三相同步汽輪發電機，型號為THDF-125/67，額定功率為1000 MW，額定電壓為27 kV，配套西門子THYRIPOL靜態勵磁系統。發電機中性點經配電變壓器二次側電阻接地，接地變壓器容量50 kVA，二次側電阻0.13Ω，一次側電壓27 kV，二次側電壓240 V，帶有100 V抽頭。

發變組保護為雙重化配置，兩套保護裝置全部為美國通用電氣公司原裝進口，發變組保護配置如圖1所示。其中，發電機90%定子接地保護取自中性點接地變壓器TV0基波零序電壓，整定值為13.86 V，延時0.5 s，動作于跳閘；主變壓器低壓側接地保護取自出口斷路器內TV4開口三角電壓，整定值為5 V，延時2 s，動作于信號；DCS采集的發電機零序電壓3U0數據取自發電機機端TV1開口三角電壓。

圖1 發變組保護配置

1.2 出口斷路器

發電機出口斷路器型號為HEC8A，由ABB公司生產制造，額定電壓為30 kV、額定電流為28 000 A、額定分斷電流為160 kA。出口斷路器發電機側電容器型號為BIORIPHASO/TF AT/S 0.132/36/C，由意大利ICAR公司制造，額定電容CN=0.132μF，額定電壓UN=36 kV，用于限制斷路器分斷時的暫態恢復過電壓[7]。

該電廠2號機組自2011年投運至今，共發生過兩起發電機定子接地保護動作觸發的機組跳閘事件，且兩起故障位置都在發電機出口斷路器內部，分別為TV4內部短路和發電機側電容器漏油。以下就發電機側電容器漏油引起的90%定子接地保護動作進行分析。

2 故障過程

2021-03-11T23：56：01，DCS監控顯示2號發電機機端零序電壓出現異常，此時，2號機組帶有功負荷822 MW，發電機氫、油、水系統運行正常。初步判斷發電機本體或與之相連接的電氣設備存在故障。申請退出2號機組AGC，對機組降負荷處理，并做好停機準備。

2021-03-12T00：21：46，2號機組故障錄波器報主變壓器低壓側零序電壓（TV4）突變量啟動；00：57：36，2號發變組保護C屏T60-1（主變壓器保護1）和D屏T60-2（主變壓器保護2）同時報低壓側接地動作告警；01：19：37，2號機組故障錄波器報2號發電機W相電壓突變量啟動；01：28：04，機組有功負荷670 MW，2號發變組保護A屏G60-1（發電機保護1）和B屏G60-2（發電機保護2）90%定子接地保護動作，跳開2號發電機出口斷路器，2號機組解列。上述4個時間點的電壓數據如表1所示。

DCS監控顯示2號發電機機端零序電壓自23：56：01開始呈階梯式增加趨勢，每一個階梯平臺量值保持時間為7~10 min，直到90%定子接地保護動作出口跳閘，整個過程大約持續1.5 h，過程趨勢如圖2所示。

圖2 2號發電機零序電壓和負荷趨勢圖

3 故障點排查及措施

3.1 出口斷路器外側故障

出口斷路器跳開后，主變壓器低壓側零序電壓降至正常范圍（58 V左右），相位相差120°，由此判斷故障點不在出口斷路器外側。

3.2 發電機定子繞組絕緣擊穿

發電機定子繞組出現絕緣擊穿性接地故障時，故障相電壓會大幅度降低甚至接近于0[8-9]，發電機中性點經高阻接地，非故障線電壓會升高至額定電壓的 3倍[1-4]。從表1數據可以看出，本次故障中三相電壓始終維持在50 V以上，電壓值也明顯低于UN。斷開中性點接地變壓器隔離開關，拉出機端TV，對發電機及與之相連接的出口斷路器和勵磁變壓器高壓側進行了整體絕緣電阻測試，結果為：在15 s和60 s時絕緣值分別為223 MΩ和690 MΩ，絕緣值和吸收比合格[10]，因此，基本排除發電機定子繞組存在絕緣擊穿的可能。

表1 不同時刻電壓數據 V

3.3 發電機和出口斷路器內部檢查及應對措施

對發電機及出線小室、出線套管與主封母線連接室內部進行檢查，未發現異常。對出口斷路器內部進行檢查，發現出口斷路器V相發電機側電容器出線套管傘裙上存在明顯積油現象，如圖3所示。

圖3 電容器出線套管積油

該電容器倒立安裝在出口斷路器外殼的內壁上，電容器為全密封設備，由出線瓷套管和金屬油箱組成，電容單元集中布置在油箱內。出線套管根部與金屬油箱連接處采用錫焊工藝，電容器通過出線套管末端電纜連接至出口斷路器主回路。

圖3中套管傘裙上的積油顏色已呈黑褐色，據此判斷電容器內部存在放電現象，因此對U、V、W三相電容器進行了更換。在機組啟動過程中，發電機采用零起升壓，升壓及并網全過程各項數據無異常；在低負荷階段穩定運行一段時間，檢查各相電氣量無異常情況后，投入機組AGC。

4 故障原因分析

4.1 電容器漏油

拆下電容器進行檢查，發現某出線套管根部與電容器金屬油箱連接處存在裂紋，如圖4所示，圖中標記位置為裂紋區。

圖4 根部裂紋

文獻[11]指出，該型號電容器出線瓷套管根部與電容器油箱連接，密封處錫焊厚度為3.2 mm，在出線套管端部施加43 N的拉應力會使焊接處產生形變，而在出口斷路器分、合時引起的正常振動對瓷套管的拉力接近137 N，在長時間間斷性開關分、合振動外力作用下，可造成焊縫處疲勞開裂。對此，將焊縫厚度增加至8 mm，使其能夠承受410 N的外部拉力，從而成功解決了焊縫開裂漏油的問題。

4.2 零序電壓升高

電容器滲、漏油，一是因絕緣油液面下降造成絕緣水平降低，二是因內部壓力降低引起外部潮氣侵入，最終都可能會導致內部電容元件被擊穿放電[12-13]。

發電機出口斷路器內的電容器一般采用內部多電容單元串聯方式，缺陷發生后的整體電容值會增大，與零序電壓的變化關系見公式（1）[14]：式中：CΣ0為發電機正常運行時的三相對地總電容；CΔ為電容器缺陷后對地電容變化量；Rn為發電機中性點接地電阻；ω為角速度。

根據公式（1），當出口電容器缺陷后CΔ增大時，發電機零序電壓U0會隨之增大。當U0數值達到90%定子接地保護整定值時，就會觸發保護動作。

4.3 零序電壓階梯式增加

DCS采集的發電機零序電壓3U0取自集控樓電子設備間變送器屏，電壓源引自圖1中TV1開口三角電壓，電壓變送器型號為FPV-V1-F1-PD1-03，該變送器為平均值轉換、有效值標定。

電容器漏油時，因其絕緣水平降低，引起部分電容元件首先發生擊穿，一方面，引起該電容器的電容值增大，容抗值減?。涣硪环矫?，造成電容器內部正常的電容元件承受更高的電壓，在運行一段時間后，也相繼發生擊穿故障。電容單元的電容量變化率k1與電容元件擊穿數量ΔN的關系為[15]：

式中：N為電容元件數量。

根據公式（1）和公式（2），在故障發展過程中，電容單元相繼逐個擊穿，表現為零序電壓呈階梯式增加趨勢。

5 結論及建議

由以上分析可知，出口斷路器內電容器油箱漏油會導致電容單元擊穿，從而觸發發電機90%定子接地保護動作；機端零序電壓呈現階梯式增加趨勢，是電容元件逐個擊穿的電氣量反應，也是區別于其他故障類型的最明顯特征。當發電機機端零序電壓出現階梯式增加時，應及時停機檢查，避免事故擴大（如電容器爆炸）和機組突然跳閘對系統造成沖擊。

發電機出口斷路器內電容器，在長時間運行過程中，存在裂紋、漏油、電擊穿等風險，建議對電容器開展定期檢查，重點檢查出線套管與油箱焊縫位置，有條件可進行加焊強化處理。同時，為了避免電容運行老化發生故障，建議根據運行周期，對電容器進行定期更換。