一起因高壓電機接地造成主變跳閘的案例分析

何 熙

（福建晉江天然氣發電有限公司，福建晉江 362251）

0 引言

某燃氣電廠一期裝有4 臺S109FA 350 MW 燃氣—蒸汽聯合循環發電機組。高廠變高壓側與發電機出口斷路器GCB出線及主變壓器低壓側相連接，其低壓側與6 kV 廠用母線相連接，機組正常運行時由高廠變向6 kV 廠用母線供電，電量保護采用兩套獨立的國電南自公司DGT801UB 保護裝置。4 臺機組共用1 臺高備變，其低壓側分為8 路，分別與4 臺機組的6 kV 廠用母線相連接，電量保護采用兩套獨立的國電南自公司DGT801UB 保護裝置。6 kV 高給泵電機型號為西門子1LA4562-2CN60-Z，保護裝置為上海AREVA 電力自動化的MICOM P241 保護裝置。2021 年6 月15 日14：16：00，1 號機組負荷336 MW，1 號主變及高廠變跳閘，機組甩負荷；廠用電切換后，01#高備變相繼跳閘。

1 事件經過

2021 年6 月15 日14：16：00，1#機滿負荷運行，負荷336 MW。2#機滿負荷352 MW，3#機調啟（14：12 并網），負荷40.7 MW。

14：16：18，1#發電機、主變、高廠變跳閘，01#高備變自動切換帶1#機6 kV IA、IB 段母線后跳閘，1#機組廠用電全失，機組轉速最高升至3050 r/min。檢查直流潤滑油泵、直流密封油泵聯啟正常，柴油發電機自動啟動成功，380 V 工作保安MCC 與MCCE 段母線電壓恢復正常（工作保安MCC 從失電到電壓恢復用時約18 s），潤滑油泵B 自動聯啟正常，潤滑油系統、密封油系統運行正常，恢復工作保安段上UPS，直流系統及其它負荷，保安段電流最大528 A，停運直流潤滑油泵和直流密封油泵。期間，潤滑油油壓最低降至0.093 MPa（跳閘前0.22 MPa，油壓低報警值0.068 95 MPa），密封油油氫差壓最低降至0.012 5 MPa（跳閘前0.046 5 MPa），1#、2#瓦瓦溫呈上漲趨勢且溫度最高為1#瓦BTJ1_1 從92.3 ℃上升至98.1 ℃；軸封壓力最低降至0.005 MPa；220 V 直流母線電壓最低降至201 V。停機過程中，就地手動搖開真空破壞閥，真空至零后退軸封。關閉通往管擴和本擴的所有疏水（管擴最高溫度至121 ℃，機組運行中為80 ℃；本擴最高溫至94 ℃，機組運行中為35 ℃）。

14：27，關閉循環水回水閥，關閉爐側主蒸汽電動閥。

14：53，啟動輔機停機冷卻水泵往凝汽器水室注水，DCS 上關閉循泵出口蝶閥（循泵A/B 跳閘后蝶閥仍有15%、11%開度顯示）；就地關閉化學取樣架一次閥，控制鍋爐汽包壓力，高壓包壓力由10.11 MPa 上升至最高10.761 MPa，中壓包供輔汽壓力未上升，低壓包壓力由0.32 MPa 上升至最高0.45 MPa。

14：20，檢查1#主變保護保護A、B 屏報“高廠變零序電流t11、t12”，01#高備變保護A/B 屏報“高備變低壓側零序t11、t21”保護動作信號（以上保護定值均為2 A，1 s），保護裝置實際動作值均為2.7 A 達到保護動作值，1020 ms 后開關跳閘，保護動作正確。6 kV IA/IB 段母線上僅“高壓給水泵A”報“零序保護發信（定值0.1 A，0.5 s），實際零序電流0.29 A 達到發信值”，經保護動作情況初步判斷為高給泵A 電機接地故障。

14：37，檢查6 kV IA、IB 母線上工作電源及備用電源進線開關在斷開位，低廠變A/B 高壓側開關及勵磁變開關在合閘位，其余負荷在分閘位（運行泵組開關因低電壓保護動作跳閘），斷開低廠變A/B 高低壓側及勵磁變開關，斷開380 V PC A/B 段母線上的負荷電源開關，斷開380 V GE 配套MCC1/2、工作MCC A/B/C 母線電源開關。

14：45，因01#高備變做為其余3 臺機的備用電源，根據保護動作及現場目視檢查情況，判斷01#高備變無接地故障，向省調申請后，合上01#高備變高壓側21G 開關，恢復其余3 臺機的6 kV 備用電源。

14：54，盤車投入正常，檢查盤車電流61.6 A，惰走時間37.3 min，偏心0.034 mm。

15：00，將6 kV 母線工作電源及備用電源進線開關轉冷備用，退出母線PT 后，分別測量6 kV IA、IB 段母線對地絕緣均合格。合上6 kV IA、IB 母線備用電源進線開關，恢復母線正常運行。

15：08，分別測量跳閘時運行的輔機高給泵A 電機絕緣為0 MΩ（6 月8 日定期測高給泵A 絕緣為921 MΩ/2.51 GΩ，吸收比2.72，合格），凝泵B、閉冷泵B、循泵A/B 絕緣合格，啟動凝泵B、閉冷泵B、中給泵B、高給泵B，往高中低壓包上水?；謴?80V PC A/B 段、GE 配套MCC 1/2、工作MCC A/B/C 母線電源。潤滑油泵切至A 運行，頂軸油泵切至B 運行，停運柴油發電機（14：16 啟動，15：47 停運，總運行時間91 min，油箱油位下降約80 mm），380 V 工作保安MCC 切至380 V PC-A 段帶。將380 V 廠用電切至正常接線運行方式，投入相關連鎖。檢查UPS、直流系統已切至正常主路運行。

2 原因分析及存在問題

2.1 原因分析

2.1.1 電氣繼電保護動作分析

燃氣電廠1#機一次系統如圖1 所示，1A 高壓給泵電機零序保護配置為：零序電流定值為0.1 A（二次側，變比100/5），接地動作時間0.5 s，出口邏輯投發信；1#高廠變零序保護配置為：零序電流定值為2 A（二次側，變比10/5），接地動作時間1 s，出口邏輯投跳閘；01#高備變零序保護配置為：低壓側零序電流保護定值為2 A（二次側，變比10/5），接地動作時間1 s，出口邏輯投跳閘。

圖1 燃氣電廠1#機一次系統

高壓電機接地時，二次側實際零序電流為0.29 A，超過定值，發信正確。因保護邏輯非跳閘，1A 高給泵電機未跳閘，導致6 kV IAIB 段母線接地。接地時，1#高廠變低壓側零序電流實際2.7 A 超過保護定值，零序電流保護動作后，1#主變及1#發電機跳閘。廠用電快切裝置啟動，切換合01#高備變低壓側開關后因高壓電機6106 開關未跳閘，1A 高給泵電源接地故障點仍存在，01#高備變保護裝置檢測到低壓側零序電流2.7 A 超過保護定值，零序電流保護動作，01#高備變跳閘。廠用電零序保護方案不合理，1A 高壓給泵電機接地故障，導致高廠變零序保護動作，越級跳主變、發電機，同時由于電機持續接地，廠用電快切至01#高備變時，高備變零序保護動作，高備變跳閘是事故的主要原因之一。

2.1.2 高壓電機定子線圈絕緣損壞故障原因分析

6 月16 日，通過現場耐壓試驗發現電機內部有放電點，當日運往維修廠，整體更換線圈，拆卸繞組銅線時發現匝間短路點在W 相第40 槽上層繞組槽口處。電機定子繞組接地的原因應該是繞組輕微匝間短路所引起，導致主絕緣損壞發生接地。造成電機定子繞組匝間短路與接地短路故障主要有以下4 種情況：

（1）電機在運行中線圈經常承受有高次諧波DV/DT 沖擊，DV/DT 導致產生瞬間的高電壓，這會給電機的絕緣長期帶來沖擊，使得線圈絕緣匝間損壞形成短路。

（2）電機運行中啟動或斷開時瞬間產生不同步合閘，可能產生相電流不平衡，不平衡的電流導致絕緣老化損壞。

（3）電機頻繁過載，使得定子線圈頻繁承受大電流，造成線圈過熱從而導致匝間絕緣損壞短路。

（4）電機定子線圈的漆包線在制造過程中絕緣性能不可能是一樣的，可能存在檢測儀器和試驗不能檢測到的薄弱點，在長時間的電、熱、力作用下，出現絕緣劣化。

電機頻繁承受大電流沖擊加劇絕緣受損電機在運行過程中由于受到熱脹冷縮及電磁力的共同作用，線圈在槽內會發生一定的變化，定子繞組對地絕緣層在槽內與鐵芯之間發生摩擦，使絕緣開始慢慢損傷，而電機長期運行，最薄弱的部位就會加速損傷，最終導致絕緣燒壞對地擊穿是事故的主要原因之一。

2.1.3 定值定期校核不到位

自投產以來，繼電保護定值經過3 次的定期校核，且每年機組檢修時均有對高廠變進行保護校驗。但因6 kV 電機與高廠變不屬于同一個系統，且電氣班人員分工不同，分別由兩部分人來執行保護檢驗，未能發現保護級配不合理問題，是事故的次要原因。

2.2 存在問題及改進方向

2.2.1 人員組織方面

（1）事發時某值包括值長僅7 人，事故發生后緊急聯系住廠運行人員，此時增援人員較多，未經當值值長進行有效的統籌安排，基本是自發性的商議分工，較為無序。改進方向：值長應明確運行機組、調啟機組負責人，根據現場應急處置及人員情況，按輕重緩急進行合理的人員安排。

（2）運行機組監盤人員更換為增援人員。改進方向：當事故發生時，除非有特殊需要，原則上不更換運行機組監盤人員；切忌因事故處理，忽視運行機組的安全。

（3）事故處理機組負責人與現場人員溝通不順暢。改進方向：機組負責人應熟練事故處置的流程，整個處置過程應以其為主，其指令應準確、清楚，現場人員須確認無誤方可操作；若出現不明確的情況應請示值長。

（4）事故處理過程存在多頭指揮的情況。改進方向：在事故處理過程中，具體細節由機組負責人把握，但關鍵節點仍應匯報值長知曉、批準。

（5）因現場人員不足，查找故障及恢復時較為緩慢。改進方向：人員足夠時，應及時安排兩組人員進行母線和泵組的絕緣測量，盡早恢復廠用電正常運行。

（6）現場操作人員位置分配不合理。改進方向：合理分配現場操作人員位置，如6.5 m 層和0 m 層各安排一組人員操作，避免操作人員上下跑動，影響及時恢復廠用電。

2.2.2 操作方面

（1）機組跳閘后真空破壞閥失電，就地手搖力矩太小且破壞閥位置處于高度，開啟緩慢，未能迅速破真空從而影響退軸封蒸汽的時間，致軸加無凝結水冷卻（凝泵已跳閘）的情況下無法及時隔離熱源。改進方向：將真空破壞閥電源由380 V GE 配套MCC-2 段改接至保安段帶，防止廠用電失去后緊急破真空時遠方無法操作問題。

（2）輔機停機冷卻水泵啟動不及時。改進方向：循泵跳閘后應立即啟動輔機停機冷卻水泵或由臨機供循環水，保證凝汽器循環水供應，防止熱源對鈦管沖擊。

（3）MKVIe 上部分泵組或風機因電源失去后停運，但合閘指令一直存在，母線送電后，盤面未點擊STOP 按鈕，致該部分泵組或風機電源開關送電后即自啟動。改進方向：修訂廠用電失電應急預案，增加泵組及風機停運后，及時點擊停止按鈕，聯系熱控修改泵組跳閘后合閘指令自保持的邏輯。

2.2.3 設備方面

（1）6 kV 輔機“高壓側零序保護”動作發信告警未上傳DCS顯示，對故障判斷造成一定的延誤。改進方向：將6 kV 負載動作于發信的后備保護上傳至DCS 告警，以便運行人員快速發現并做出判斷。

（2）DCS 上發“1#高廠變及01#高備變保護操作箱保護跳閘”告警，但未發“1#高廠變及01#高備變零序保護”動作告警，經核查為熱控DCS 后臺采樣時間較500 ms，保護動作出口跳閘后因故障點不在保護范圍內，60 ms 后信號返回，DCS 無法采集到。改進方向：聯系熱控將DCS 后臺采樣時間縮短，電氣部分保護出口信號增加自保持功能。

（3）NCS 實時報警的遙信與SOE 時間存在2 min 的偏差。改進方向：檢查為對時功能出錯，已增加定期對時工作。

3 整改防范措施

（1）通過對高壓電機定子線圈絕緣損壞故障原因分析，另外根據高壓電機特點，西門子廠家推薦每10 年對高壓電機進行一次抽轉子大修，每5 年進行一次保養（電氣試驗、軸承檢查等），才能有效的提高電機壽命?，F根據機組檢修計劃排查同類輔機設備健康狀況，優化大型輔機維護周期及維護項目。

（2）根據DLT 5153—2014《火力發電廠廠用電設計技術規定》保留6 kV 輔機零序電流保護出口為信號，將1～4 號高廠變零序電流保護、01#高備變低壓側零序電流保護由跳閘改投信號。

（3）定期組織全廠保護配置校核，尤其重點核查保護上下級配合。

（4）組織電氣專項保護培訓及保護規程學習，針對出現的問題，修改電氣規程、圖紙、廠用電中斷預案等。

（5）利用仿真機加強對運行人員廠用電失電現場處置的培訓，完善廠用電失電應急預案。