一起6KV电机故障造成机组全停事故的原因分析及防范措施

葛爽++倪颖++孙迪

摘 要：本文针对某电厂1000MW1号机组6 kV11号给水前置泵电机引线接地短路故障，引起高厂变分支零序保护越级跳闸，造成机组全停事故进行分析，查明了越级跳闸的原因为：6KV综合保护装置零序CT变比配置不当，造成综合保护内小CT饱和，导致6 kV11号给水前置泵电机综合保护装置中零序电流保护没按整定的动作时间出口，而越级跳闸高厂变分支开关，由于高厂变分支接线错误，最终导致机组跳闸。针对发现的问题，提出了整改措施，防止再次发生类似事故，为其他安装相同设备的电厂提供警示、借鉴作用。

关键词：电机引线；CT饱和；越级跳闸；原因分析；防范措施

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）20-0147-03

某厂1号机机组正常运行中跳闸，运行人员现场检查发现11号给水前置泵电机零序过流保护动作，1号机1A高厂变第一套、第二套零序分支保护动作，1号机组全停，6kV11段、6kV12段、6kV13段、6kV14段厂用工作电源均切换至备用电源。

1 零序保护跳闸事件经过

某日07时04分06秒，1号机11号给水前置泵电机C相电机引线与接线柱压接处烧断，引起接地短路故障。11号给水前置泵电机零序过流保护启动，但零序保护没有在整定动作时间0.3S出口。故障1.1S后，高厂变分支12段零序过流一段保护（1.1S，动作于跳12段分支并启动快切）动作，6kV12段厂用工作分支跳闸快切动作切换至备用电源。由于11号给水前置泵电机故障在6kV11段，故障仍然存在，1.7S后高厂变分支12段零序过流二段保护（1.7S，动作于全停并启动快切）动作，机组全停，其它三段6kV母线快切均启动并切换成功。

该电厂保护配置情况如下：11号给水前置泵电机保护型号：四方公司CSC-232综合保护；零序保护动作电流整定值一次值20A，0.3秒；高厂变分支零序保护型号：南瑞RCS-985TS变压器保护；分支零序保护动作电流整定值120A，1.1秒动作于跳分支开关，1.7秒动作于全停。高厂变中性点接地电阻为6欧姆，零序接地时最大故障电流约为580A。

2 零序保护跳闸原因分析

现场检查11号给水前置泵电机接线盒有明显焦糊味，打开接线盒发现C相电机运行中引线与接线柱压接处烧断，造成引线接地短路故障。由于11号给水前置泵电机零序过流保护没有按照整定时间出口动作，引起高厂变分支零序过流保护越级动作。11号给水前置泵电机在11段分支，按照原理应该是高厂变11段分支零序保护一段动作（1.1秒），隔离故障。但是却由于高厂变11段分支零序和12段分支零序电流回路接线错误，导致高厂变分支12段零序过流保护一段动作。此时因故障电流持续存在，高厂变分支12段零序过流保护二段1.7秒动作于机组全停。故障2秒后11号给水前置泵电机零序过流保护才动作出口跳闸。

2.1 11号给水前置泵电机故障原因分析

从11号给水前置泵电机C相引线与接线柱处烧损情况分析，可能由于11号给水前置泵电机引线与接线柱为点压接，当电机启动时，电动力引发压接点受损松动，运行中设备振动加剧，造成松动点持续发热，最终导致引线烧断引发接地短路故障。

2.2 11号给水前置泵零序保护装置延时动作原因分析

11号给水前置泵电机引线接地短路时，11号给水前置泵综合保护装置中零序电流保护动作，报告显示：动作电流6A，动作时间2.098S。但零序保护整定动作时间为0.3S，11号给水前置泵零序保护装置为何会2.098S才出口呢？

2.3 故障后现场检查情况

（1）检查11号给水前置泵零序保护用CT为BW-LJK（J），保护准确级5P10，容量10VA，变比为150/5，和设计CT变比150/1不符。继电保护班在此前已经发现了这个问题，并且立即按照实际变比更改了综合保护零序二次保护定值，但由于时间短，没能按照设计变比更换零序CT（6kV综合保护接近80只零序CT）。

对此类变比为150/5的CT外观进行检查，未发现异常。进行变比试验为150/5，10%误差试验符合技术规范要求。

（2）现场试验，11号给水前置泵零序CT处分别加故障电流19.5A，200A，400A，500A，保护都正确出口，且装置显示动作时间都是0.3S。在一次通入电流大于300A时，CT二次电流和一次电流成正比，但综合保护装置内的电流显示值明显小于CT输出二次电流，存在削顶现象。经咨询厂家，综合保护内小CT是按照1A配置，当CT二次输出电流大于6倍即6A时，综合保护装置对采样的电流通过软件进行削顶。即不管一次电流多大，二次最大采样电流为7A左右。试验结果如表1。

（3）调取11号给水前置泵在此故障前、后做的模拟试验的录波图可以看出：大电流情况下有明显的削波现象。

（4）从故障录波器调取1号机故障时高厂变分支保护动作时的录波图，可以看出11分支最大零序电流约528A。

2.4 故障后综合保护厂家试验情况

事故后，我们针对综合保护装置和原零序CT，在该制造厂家的试验室进行了一系列的试验，试验记录表明：大电流故障，谐波，直流分量都不影響综合保护装置的出口及动作时间。

为了验证150/5的CT在上述故障时刻是否饱和，零序CT配合综合保护装置一起试验，搭建一次系统，用升流器作为一次电流输出，其输出故障电流通过电缆穿过零序CT给综合保护装置（试验用CT为厂内备用间隔同型号变比为150/5的CT，综合保护装置为原11号给水前置泵用综合保护装置）。试验结果如表2。

厂家试验结果与现场试验结果一致表明：当外部一次故障电流到600A或更高时，零序CT能正常反应外部故障，和CT一次电流成正比。但综合保护装置在外部一次故障电流到300A时已经不能正确反应实际故障的电流值，存在削顶现象。但每一次故障综合保护装置都能正确动作，出口动作时间及录波都正常。endprint

上述试验表明，外部零序CT变比为150/5，在一次故障电流为526A A时，外部零序CT没有饱和。虽然上述试验综合保护都能正确出口，但都是在稳态状况下进行的试验。我们分析认为，由于上述试验不能模拟现场的故障发生的实际情况，不能模拟当时电缆接地时的接地状态及接地故障发展过程中的暂态特性。本次故障时一次零序电流为526A，一次零序CT变比为150/5，进入综合保护CT的二次故障电流17.5A，由于综合保护装置二次额定电流为1A，最大允许电流为6A，因此进入综合保护的二次故障电流远大于综合保护最大允许电流6A，综合保护内零序CT可能出现了严重饱和不能正确反应零序电流的真实值。

检查发现零序CT没有按照设计变比150/1配置，实际配置的零序CT变比为150/5，当进入综合保护的故障电流远大于综合保护允许的最大故障电流且含有大量的非周期分量时，微机保护装置内的小TA材料饱和特性差，会造成综合保护内小CT饱和。当CT严重饱和时，一次电流可能全部转化为励磁电流，使铁芯饱和，二次输出电流几乎为零。贵溪电厂#6机组6KV工作进线开关越级跳闸也是由于当零序CT饱和时，综合保护没能正确动作，导致电动机保护不能及时跳闸而越级跳分支电源开关。

如果此次故障时零序CT配置为设计的变比150/1，而不是150/5，当本次故障一次零序电流为526A，则二次故障电流为3.5A，小于综合保护装置最大允许电流6A，则综合保护装置内小CT不会饱和，综合保护装置就能正确动作跳闸，及时隔离故障，避免生此次跳机事故。

2.5 高厂变11段分支零序和12段分支零序电流回路接线错误原因分析

从录波图可知高厂变分支11段、分支12段零序电流回路接线错误，应为基建时施工人员把高厂变低压侧1和低压侧2接反，实际检查也证实了这一点。出现这种情况的原因是：变压器厂家一次接线标识不清，基建接线时电气一、二次施工人员未进行沟通；投产时未从根部进行二次通流试验。后来结合变压器停电，专业人员对其它机组的厂用变压器低压侧接线进行了全面检查，结果表明，高压备用变压器的两个分支接线正确，而1号机的两台高厂变和2号机的两台高厂变接线都是同样的情况，两个分支接线颠倒。随后对1号机的两台高厂变和2号机的两台高厂变错误接线进行了更改，并分别从根部进行一一通流试验检查，保证保护装置内部反应的电流值的组别与实际接线一致。

事后，又询问了采用相同设备的其它电厂，其中几家电厂出现了和我厂类似的高厂变两个低压分支接线错误，说明此次故障有一定的普遍性。

3 暴露的问题

3.1 电机制造中存在工艺不完善的隐患

电机接头出厂工艺采用的是点压工艺，而不是完善的焊接或是相对保险可靠的环压工艺，这造成了引线接头处接触面积小.在电机长期运行过程中容易由于发热导致接触面积进一步减少，接触电阻增大，最终导致引线断裂。电机引线焊接不良问题曾经出现过，但一直没有引起重视，最终引发了此次停机事故。

3.2 基建施工未认真按照设计图进行施工

基建安装人员在施工时没有认真按照设计图进行施工接线，事后也没有认真检查核对，只凭简单的机组排列顺序进行接线，造成接线错误。

3.3 检查试验不全面

调试及后续的检查试验，都没有从根部进行通流试验，导致没有及时发现CT变比的错误及高厂变分支接线的错误。

4 提高发电厂零序保护可靠性的处理措施

4.1 选择合理的厂用电系统接地方式和接地电阻

高压厂用电系统在选择接地方式时一般需要考虑：供电连续性、短路电流动稳定和热稳定对设备的影响以及对人身安全的威胁、接地稳定过电压（非故障相）、接地暂态过电压（非故障相），继电保护动作的正确性、故障点寻找和清除、绝缘配合要求、投资等等多方面因素，其选择是个复杂的过程需要针对厂用电一次接线和保护配置等进行综合考虑。我国大型火力发电厂的启备变和高厂变低压侧中性点接地方式在实际应用中厂用电（6kV系统）接地方式有以下几种：直接接地、不接地、高电阻接地（I∑≤10A）、中电阻接地（10A

若选择中电阻接地方式（接地电阻32Ω）则具有接地稳定过电压（非故障相）较低、接地暂态过电压（非故障相）较低，继电保护动作的正确性较高、故障点寻找和清除容易、绝缘配合要求容易实现等优点，但也存在供电连续性一般、短路电流动稳定和热稳定对设备的影响以及对人身安全的威胁相对较高、投资多等不足。

本次选择低电阻接地方式（接地电阻6.06Ω），其优点主要是发生单相接地时，相电压升幅较小，对设备的绝缘要求可以降低，并且可以限制接地的电流。由于流过故障线路的电流比不接地系统较大，使得零序过流保护有较好的灵敏度，可以比较容易确定故障，快速解除接地线路。缺点为当发生单相接地时，保护拒动或者动作不及时，接地电流较大时，可能导致故障扩大。并且由于该保护具有较高的灵敏度，当发生短暂接地故障时，也会引发动作跳闸，影响供电的可靠性。

4.2 新安装或CT回路变更时要从CT根部通电流检查，验证电流二次回路接线的正确性

机组检修及保护装置定检记录表明，当时仅从端子排进行通流检查，未按照要求从CT根部通电流检查。所以未能及时发现高厂变本体低压侧6KV11段零序CT与6kV12段分支零序CT接反问题，也未能及时发现6KV厂用电辅机所用零序CT实际变比150：5与设计值150：1不符，最终导致11号给水前置泵电机发生单相接地故障时综保装置实际故障电流为17.6A，远超综保装置允许最大额定零序电流，综保装置内部CT严重饱和，零序保护未能在定值时间内动作出口。

4.3 正确安装使用零序CT，提高小电流选线装置的可靠性

零序电流互感器一般安装在电缆头下方，零序电流互感器上方电缆外皮接地线必须穿过CT后，在线路侧接地，零序电流互感器下方电缆皮接地，则不能穿过零序电流互感器，避免形成短路环。

所有零序CT极性必须严格一致，对于有两段以上母线的厂用电系统，必须保证所有引入小电流选线装置的零序CT极性一致。

双电缆或多电缆供电的回路应避免并联使用两个零序CT，必须安装一个大的零序CT作为一条出线接入小电流选线检测装置。电缆固定卡子与电缆外皮应绝缘，并严禁接地线与固定卡子接触。

4.4 加强管理，做好检修维护工作，降低6KV辅机单相接地故障的可能性

利用机组大小修机会检查电机引线重新加装热缩管，对电机引线与接线柱进行银焊接处理，更换引线绝缘瓷瓶。进行电机绝缘电阻、直流电阻、交流耐压试验，电机电缆交流耐压试验。

CT、PT回路新投产第一次检修及更换CT、PT及二次回路电缆等，一定要进行通流试验，验证接线的正确性。

完善大小修作业指导书，包括对大电流引线接头隐秘部位进行全面检查，CT、PT根部及二次回路的通流检查试验等。

電气设备只要发现隐患，就要立即处理。电机引线焊接不良问题在这之前已经出现过，但没有引起重视，否则就不会出现此次故障。

5 结语

通过现场检查、试验及分析，找出了导致此次机组全停事故的原因：起因为高压电机引线压接工艺存在缺陷，造成接地短路故障；其次基建时零序保护用CT变比未按设计变比进行配置，造成故障时综保装置内小CT暂态饱和，使综保零序保护没能正确动作；最终高厂变分支11段、分支12段零序电流回路接线错误，使故障没能及时隔离，越级跳闸。对于这些问题，如果基建时调试工作做得细致，或新机组第一次检修时对新投运的CT进行变比及一次通流试验，就能及时发现隐患，从而可避免此次跳机事故的发生。

参考文献

[1]曽建平.贵溪电厂#6机组6KV工作进线开关越级跳闸[C].南昌：江西省电机工程学会年会，2012.

[2]张俊芳.电机学[M].北京：中国电力出版社，2010.