基于零序电压阶梯式增加引起发电机定子接地保护动作故障分析

文聆安，林永源，熊华兵

（1.广东粤电大亚湾综合能源有限公司，广东 惠州 516000；2.广东惠州平海发电厂有限公司，广东 惠州 516000）

0 引言

利用零序电压构成的发电机定子绕组单相接地保护（以下简称90%定子接地保护），可以反映α＞15%（α表示由中性点到故障点的匝数占全部绕组匝数的百分比）范围内的单相接地故障[1-2]，故障点越接近于发电机出线端，保护的灵敏度越高[3-4]，保护范围包括与发电机直接相连的发电机封闭母线、励磁变压器、发电机出口断路器、主变压器低压侧的单相接地等故障[5-6]。

本文以某电厂2号发电机出口断路器内发电机侧电容器漏油引起的90%定子接地保护动作为例，分析了电容器漏油的原因及电气量的变化特征，并对电容单元在少油条件下带电运行，发生电容器短路击穿故障的表现形式进行分析。

1 设备概况

1.1 发电机及其保护配置

该电厂2号发电机为上海汽轮发电机厂生产的水-氢-氢冷、隐极式、三相同步汽轮发电机，型号为THDF-125/67，额定功率为1000 MW，额定电压为27 kV，配套西门子THYRIPOL静态励磁系统。发电机中性点经配电变压器二次侧电阻接地，接地变压器容量50 kVA，二次侧电阻0.13Ω，一次侧电压27 kV，二次侧电压240 V，带有100 V抽头。

发变组保护为双重化配置，两套保护装置全部为美国通用电气公司原装进口，发变组保护配置如图1所示。其中，发电机90%定子接地保护取自中性点接地变压器TV0基波零序电压，整定值为13.86 V，延时0.5 s，动作于跳闸；主变压器低压侧接地保护取自出口断路器内TV4开口三角电压，整定值为5 V，延时2 s，动作于信号；DCS采集的发电机零序电压3U0数据取自发电机机端TV1开口三角电压。

图1 发变组保护配置

1.2 出口断路器

发电机出口断路器型号为HEC8A，由ABB公司生产制造，额定电压为30 kV、额定电流为28 000 A、额定分断电流为160 kA。出口断路器发电机侧电容器型号为BIORIPHASO/TF AT/S 0.132/36/C，由意大利ICAR公司制造，额定电容CN=0.132μF，额定电压UN=36 kV，用于限制断路器分断时的暂态恢复过电压[7]。

该电厂2号机组自2011年投运至今，共发生过两起发电机定子接地保护动作触发的机组跳闸事件，且两起故障位置都在发电机出口断路器内部，分别为TV4内部短路和发电机侧电容器漏油。以下就发电机侧电容器漏油引起的90%定子接地保护动作进行分析。

2 故障过程

2021-03-11T23：56：01，DCS监控显示2号发电机机端零序电压出现异常，此时，2号机组带有功负荷822 MW，发电机氢、油、水系统运行正常。初步判断发电机本体或与之相连接的电气设备存在故障。申请退出2号机组AGC，对机组降负荷处理，并做好停机准备。

2021-03-12T00：21：46，2号机组故障录波器报主变压器低压侧零序电压（TV4）突变量启动；00：57：36，2号发变组保护C屏T60-1（主变压器保护1）和D屏T60-2（主变压器保护2）同时报低压侧接地动作告警；01：19：37，2号机组故障录波器报2号发电机W相电压突变量启动；01：28：04，机组有功负荷670 MW，2号发变组保护A屏G60-1（发电机保护1）和B屏G60-2（发电机保护2）90%定子接地保护动作，跳开2号发电机出口断路器，2号机组解列。上述4个时间点的电压数据如表1所示。

DCS监控显示2号发电机机端零序电压自23：56：01开始呈阶梯式增加趋势，每一个阶梯平台量值保持时间为7~10 min，直到90%定子接地保护动作出口跳闸，整个过程大约持续1.5 h，过程趋势如图2所示。

图2 2号发电机零序电压和负荷趋势图

3 故障点排查及措施

3.1 出口断路器外侧故障

出口断路器跳开后，主变压器低压侧零序电压降至正常范围（58 V左右），相位相差120°，由此判断故障点不在出口断路器外侧。

3.2 发电机定子绕组绝缘击穿

发电机定子绕组出现绝缘击穿性接地故障时，故障相电压会大幅度降低甚至接近于0[8-9]，发电机中性点经高阻接地，非故障线电压会升高至额定电压的 3倍[1-4]。从表1数据可以看出，本次故障中三相电压始终维持在50 V以上，电压值也明显低于UN。断开中性点接地变压器隔离开关，拉出机端TV，对发电机及与之相连接的出口断路器和励磁变压器高压侧进行了整体绝缘电阻测试，结果为：在15 s和60 s时绝缘值分别为223 MΩ和690 MΩ，绝缘值和吸收比合格[10]，因此，基本排除发电机定子绕组存在绝缘击穿的可能。

表1 不同时刻电压数据 V

3.3 发电机和出口断路器内部检查及应对措施

对发电机及出线小室、出线套管与主封母线连接室内部进行检查，未发现异常。对出口断路器内部进行检查，发现出口断路器V相发电机侧电容器出线套管伞裙上存在明显积油现象，如图3所示。

图3 电容器出线套管积油

该电容器倒立安装在出口断路器外壳的内壁上，电容器为全密封设备，由出线瓷套管和金属油箱组成，电容单元集中布置在油箱内。出线套管根部与金属油箱连接处采用锡焊工艺，电容器通过出线套管末端电缆连接至出口断路器主回路。

图3中套管伞裙上的积油颜色已呈黑褐色，据此判断电容器内部存在放电现象，因此对U、V、W三相电容器进行了更换。在机组启动过程中，发电机采用零起升压，升压及并网全过程各项数据无异常；在低负荷阶段稳定运行一段时间，检查各相电气量无异常情况后，投入机组AGC。

4 故障原因分析

4.1 电容器漏油

拆下电容器进行检查，发现某出线套管根部与电容器金属油箱连接处存在裂纹，如图4所示，图中标记位置为裂纹区。

图4 根部裂纹

文献[11]指出，该型号电容器出线瓷套管根部与电容器油箱连接，密封处锡焊厚度为3.2 mm，在出线套管端部施加43 N的拉应力会使焊接处产生形变，而在出口断路器分、合时引起的正常振动对瓷套管的拉力接近137 N，在长时间间断性开关分、合振动外力作用下，可造成焊缝处疲劳开裂。对此，将焊缝厚度增加至8 mm，使其能够承受410 N的外部拉力，从而成功解决了焊缝开裂漏油的问题。

4.2 零序电压升高

电容器渗、漏油，一是因绝缘油液面下降造成绝缘水平降低，二是因内部压力降低引起外部潮气侵入，最终都可能会导致内部电容元件被击穿放电[12-13]。

发电机出口断路器内的电容器一般采用内部多电容单元串联方式，缺陷发生后的整体电容值会增大，与零序电压的变化关系见公式（1）[14]：式中：CΣ0为发电机正常运行时的三相对地总电容；CΔ为电容器缺陷后对地电容变化量；Rn为发电机中性点接地电阻；ω为角速度。

根据公式（1），当出口电容器缺陷后CΔ增大时，发电机零序电压U0会随之增大。当U0数值达到90%定子接地保护整定值时，就会触发保护动作。

4.3 零序电压阶梯式增加

DCS采集的发电机零序电压3U0取自集控楼电子设备间变送器屏，电压源引自图1中TV1开口三角电压，电压变送器型号为FPV-V1-F1-PD1-03，该变送器为平均值转换、有效值标定。

电容器漏油时，因其绝缘水平降低，引起部分电容元件首先发生击穿，一方面，引起该电容器的电容值增大，容抗值减小；另一方面，造成电容器内部正常的电容元件承受更高的电压，在运行一段时间后，也相继发生击穿故障。电容单元的电容量变化率k1与电容元件击穿数量ΔN的关系为[15]：

式中：N为电容元件数量。

根据公式（1）和公式（2），在故障发展过程中，电容单元相继逐个击穿，表现为零序电压呈阶梯式增加趋势。

5 结论及建议

由以上分析可知，出口断路器内电容器油箱漏油会导致电容单元击穿，从而触发发电机90%定子接地保护动作；机端零序电压呈现阶梯式增加趋势，是电容元件逐个击穿的电气量反应，也是区别于其他故障类型的最明显特征。当发电机机端零序电压出现阶梯式增加时，应及时停机检查，避免事故扩大（如电容器爆炸）和机组突然跳闸对系统造成冲击。

发电机出口断路器内电容器，在长时间运行过程中，存在裂纹、漏油、电击穿等风险，建议对电容器开展定期检查，重点检查出线套管与油箱焊缝位置，有条件可进行加焊强化处理。同时，为了避免电容运行老化发生故障，建议根据运行周期，对电容器进行定期更换。