发电机组保护动作跳闸原因分析及处理

唐建惠，宁 涛

(1.河北省电力公司电力科学研究院，石家庄 050021；2.河北华电石家庄热电有限公司，石家庄 050041)

1 概述

某电厂一期工程建设2台1 000 MW超超临界发电机组，汽轮机为N1000-26.25/600/600型一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，发电机为THDF 125/67型水氢氢冷汽轮发电机，自并励静止励磁。机组首次冲转定速3 000 r/min后，按照调试规范要求，完成发电机并网前的各项电气试验。

2号机组于2011年1月26日凌晨05:45实现首次并网，带初始负荷200 MW左右暖机，并逐渐带负荷至25%～30%，各系统运行正常，参数稳定。

08:16左右，负荷271.36 MW，主蒸汽压力8.0 MPa、温度526 ℃，氢气压力0.470 MPa，定子冷却水流量127 t/h，定子冷却水压力560.587 kPa，定子冷却水液位无液位低报警，密封油泵出口压力1.33 MPa，氢油差压维持在130 kPa。

08:16:27，发电机差动保护动作，跳发电机，联跳汽轮机，因负荷低于30%，锅炉未联动MFT。08:16:30，2A定子冷却水跳闭式冷却水泵。08:16:33，转子一点接地保护动作。08:16:38，定子冷却水箱水位低报警，2B定子冷却水泵由于水位低报未联启。08:16:40，发电机断水保护，定冷水压力缓慢下降，氢压迅速下降至0.50 MPa，而后缓慢下降，下降速率为0.004 MPa/min，打开定冷水箱排气时发现，氢气纯度达99%，紧急置换氢气。08:17:06，发电机氢气温度49.724 ℃，压力0.49 MPa。08:17:23，发电机励端液位高报警。08:17:41，锅炉手动MFT。08:29:31，发电机出线盒底部液位三高报警。08:29:35，发电机出现盒底部液位二高报警。08:29:39，发电机出现盒底部液位一高报警，就地排水，水量较大。08:16:35，氢气干燥器入口氢气湿度由5.76%升至27.52%。

2 发电机组跳闸原因分析

根据保护及故障录波装置的相关数据，并对比故障现场的实际情况，判断保护装置、录波装置等均正确动作。从保护动作及录波的分析结果来看，短路故障首先在U、V两相之间发生相间短路，进而发展为U、V、W三相短路故障。发生前的定子电流为5 650 A，故障发生时，U、V、W三相定子电流分别达到了224 938 A、211 813 A、210 000 A(正常时的额定电流为23 778 A)。转子发生接地故障时，也触发了转子一点接地保护装置正确动作。

2.1 故障录波波形分析

2号发电机保护装置故障录波波形见图1。

由图1可以看出以下几种情况。

a. 发电机出口TA的U、V、W相电流幅值与中性点TA的U、V、W相电流幅值大小一样，相位相差180°。

b. 故障从0 s算起，初期的20 ms内为U、V相间短路，W相也有短路放电现象，20 ms后发展为完全的三相短路。

图1 2号发电机保护装置故障录波波形

c. 发电机差动保护在30 ms处动作出口，到60 ms的时候，发电机出口断路器跳闸，切除故障，主蒸汽门在100 ms时关闭。

d. 发电机定子零序电流在10～20 ms处略有起伏，幅值很小，判断为定子U、V相短路时产生的对地电容电流。

e. 三相短路的持续时间约为70 ms。

故障瞬时最大电流幅值见表1。

表1 故障瞬时最大电流

项目一次电流/A二次电流/A额定电流倍数故障前5 6501.00.24额定电流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

从图1的2号发电机保护装置波形可见，第4行负序电流波形和左边第4行显示的数值可以看出，故障时在定子绕组出现的最大负序电流为76.125 kA，持续时间约为10 ms，出现负序电流的持续时间为50～60 ms。负序电流在发电机定子内会出现负序旋转磁通，以同步速度与转子相反方向旋转，在励磁绕组、阻尼绕组及转子本体中感应出2倍工频的电流，从而引起这些部位的附加损耗而发热。由于这个2倍工频感应电流频率较高，集肤效应较大，且只在转子表面的薄层中流过，感应电流流过转子槽契齿，并流过槽齿与护环的许多接触。而这些地方电阻较高，发热尤为严重，当流过76 kA的负序电流时，已在转子出现瞬时的局部高温，破坏了转子部件的机械绕组绝缘，电气人员对转子绕组与地测绝缘的结果为零。

2.2 保护动作分析

差动保护(图1中U、V、W开关量)动作正确，机组全停。

发电机匝间保护纵向零序过压3U0(辅助过电压3U0，图1开关量曲线第4行)动作；负序方向过流动作(图1开关量曲线第5行)。整定值：3U0启动为0.03 p.u.，2 V；I2为0.05 p.u.，0.25 A，正向85°，指向发电机内部故障点；动作时间为0.2 s。保护启动正确，由于在60 ms时发电机出口开关跳闸，故障电流消失，保护自动返回，不出口跳闸。

转子一点接地保护整定值高值报警(40 kΩ)；低值(15 kΩ)出口，延时6 s动作。转子一点接地保护高低值均动作正确。

2.3 现场情况检查

打开发电机的出线端人孔门，检查发现出线小室内的部件严重损毁，主要情况如下：室内的绝缘隔板全部损坏、断裂、移位、或掉落；U相出线风管脱落，其它5根风管的上端也全部损坏；U、V、W三相的软连接前、后部位均有电弧烧融现象；U相中性点的软连接后部有电弧融化现象，但V、W两相的中性点软连接完好无损。邻近U、V、W三相套管的小室内壁上(靠人孔门侧)，有大量电弧烧融的铜水凝固物；出线小室内的6根套管全部损毁；V相出线的环形引线、W相出线的环形引线及W相中性点环形引线，其绝缘因受到下方绝缘隔板的撞击，表面有深度撞痕，绝缘损坏；定子励端的绕组受到电弧产生的大量烟气及粉尘吹拂，绝缘受损；少数测温元件的引线灼伤；5根绝缘引水管损坏，励端的汇水管也因受到绝缘隔板的撞击发生轻微的变形，个别部位出现凹坑；发电机转子存在接地故障，外部可视部分未见损伤，但覆盖有大量黑色的烟气粉尘。

在检查现场的残余物品时，发现有少量花线，经分析判断是基建安装过程中遗留的。根据出线小室内部电弧造成的铜水熔渣喷溅的痕迹判断，短路故障点在三相出线套管上方的软连接处。当短路故障发生时，电弧将软连接上的铜片瞬间烧融，并喷溅到小室内壁上，将事故扩大导致三相短路故障。发电机转子匝间短路有待通过试验判定。

2.4 试验分析

发电机短路故障后应做的电气试验项目和机务方面应检查的内容主要包括发电机转子在膛内、膛外的交流阻抗、功率损耗、绝缘电阻，发电机定子绕组的直流电阻、直流耐压试验、定子气密试验等。[1]在汽轮机温度达到可以停盘车的条件时，立即停盘车进行发电机转子在膛内的交流阻抗、功率损耗、直流电阻和绝缘电阻的测试工作。将测试后的数据与故障前的试验数据进行对比(见表2)，发现转子绕组出现交流阻抗变小、功率损耗增加的现象。转子直流电阻出厂测试为0.074 Ω，故障后现场测试仅为0.05 Ω，使用500 V兆欧表测量转子绝缘电阻，数据显示为绝缘电阻接近零，这些异常数据提示有转子绕组匝间短路。

表2 试验数据比较

测试时间测试部位电压/V电流/A交流功耗/W交流阻抗/Ω故障前膛内220.539.58 709.85.58膛外22042.49 3285.18故障后膛内220.145.710 058.54.82膛外220.647.510 4784.64

3 处理措施及效果

经过厂家装配人员的进一步确认可知转子回路上有残存铜皮。在断定转子匝间短路的位置后,经制造厂人员进行绝缘处理，将转子护环用热处理法进行了复位。复位后对转子进行交流阻抗测试，膛外电压为220.1 V、电流43.2 A、交流功率9 508.3 W，交流阻抗5.09 Ω，结果正常。

对故障部位进行修复后，为检查发电机定子的绝缘情况，必须通过交、直流耐压试验来验证。完成发电机定子冷却水管路的8 h气密性试验后，进行定子冷却水的循环工作，使发电机定子冷却水水质导电度合格后再进行发电机的耐压试验。交、直流耐压试验结果合格，交流耐压试验电压为2倍的发电机额定电压(发电机额定电压为27 kV)，时间为1 min，未发生击穿。直流耐压的最高试验电压为2倍额定电压,试验时分别在0.5 UN、1.0 UN、1.5 UN及2.0 UN处持续1 min，均未发生击穿。

4 结束语

根据运行经验，大型发电机发生单相对地短路故障是比较常见的，但发生相间短路故障、尤其是三相短路故障则是非常罕见的。此次事故主要是发电机出线小室的异物引起，先是两相短路，继而发展为三相短路事故。这类异物虽然数量极小，但危害很大，经分析这些异物是在基建安装过程中遗留的。事故发生时，电气保护动作正确，三相短路现象明显，判断故障点在发电机出线盒处，修复后完成了相关电气试验，机组再次正常投运。此次事故也提示建设单位在基建过程中应加强全过程质量控制，避免此类风险。

参考文献：

[1] 龚春波.600 MW发电机短路故障后的检查及试验[J].发电设备,2006(4)：292-294.

[2] 李建明,朱 康.高压电气设备试验方法[M].北京：中国电力出版社，2005.