張建生，秦文忠，畢國軒

（神華國能(神東電力)集團公司，北京 100033）

1 設(shè)備概況及事故經(jīng)過

某電廠主變?yōu)閵W地利ELIN公司產(chǎn)品，呈三相分體式布局，額定容量為3×210 MVA。由于A相變壓器運行期間油中乙炔含量超標返廠大修，臨時替換為保定天威保變電氣股份有限公司生產(chǎn)的變壓器，其額定容量、電壓、電流與之前一致，但短路阻抗有所偏差，A相為12.7 %，B，C相為13.43 %。

2013年，該電廠運行中發(fā)電機A套“定子接地A”、B套“定子接地B”保護動作，發(fā)變組解列，汽輪機超速保護掉閘，爐緊停。機組跳機前運行方式為：帶有功負荷440 MW，5臺磨煤機運行，汽泵運行，2臺電泵備用，RB(輔機故障減負荷)，AVC(自動電壓控制)投入，機組自帶廠用電。

2 跳機事故發(fā)生后的試驗檢查

2.1 繼電保護及二次回路檢查試驗情況

2.1.1 A套定子接地保護校驗(原定值校驗)

(1)A/B套定值整定。基波取自發(fā)電機中性點開口三角電壓，三次諧波取自中性點開口三角電壓和機端開口三角電壓。校驗零序電壓、三次諧波比率、三次諧波差動報警及動作值正確。

(2)95 %定子接地保護定值試驗。零序電壓定值動作值低定值為14.5 V，高定值為16.5 V，動作時間為0.8 s，定值、出口正確。

(3)TV(電壓互感器)斷線閉鎖檢查正常。

(4)保護A柜試驗。模擬A柜發(fā)電機定子接地，發(fā)變組A柜記錄“A柜發(fā)電機定子接地保護”；錄波器記錄“A柜發(fā)電機定子接地”；電氣DCS(分布式控制系統(tǒng))柜記錄“發(fā)電機定子接地保護A”；信號檢查正確。

(5)核對TV變比。發(fā)電機中性點TV(保護及錄波器用)變比為發(fā)電機出口TV變比為

2.1.2 精度檢驗和動作檢查

(1)A，B套發(fā)電機差動保護電流通道零漂及精度檢驗。對A，B柜發(fā)電機機端差動保護電流通道零漂及精度進行檢驗，三相全部無零漂；分別加電流0.5 A，2 A，5 A，10 A，最大誤差為4 %，滿足誤差不大于5 %的要求。

(2)A，B套差動保護啟動值檢查。A，B套差動保護機端和中性點整定(Ie倍數(shù))均為0.2，計算電流為0.97 A，Ie倍數(shù)為0.95時均不動作，Ie倍數(shù)為1.05時均動作，檢查結(jié)果正確。

(3)A，B套差動速斷檢查。A，B套差動保護機端和中性點調(diào)試整定(Ie倍數(shù))均為4，計算電流為18.84 A，Ie倍數(shù)為0.95時均不動作，Ie倍數(shù)為1.05時均動作，檢查結(jié)果正確。

(4)A，B套時間檢查。單相加定值的1.2倍，測試差動時間A相為71.1 ms，B相為71.7 ms，C相為71.7 ms；速斷時間A相為30.6 ms，B相為31.2 ms，C相為30.7 ms，符合要求。

2.1.3 二次回路檢查

(1)打開發(fā)電機消弧線圈二次線(包括TV，CT)、保護柜連片及接地點，測試電纜的對地、相間絕緣大于50 MΩ,符合要求，從就地與發(fā)變組保護柜對線正確。

(2)檢查本次主變、高廠變二次回路絕緣大于50 MΩ, 符合要求。

(3)發(fā)變組保護所有CT(電流互感器)電纜對地絕緣大于50 MΩ, 符合要求。

(4)與熱控傳動電氣保護動作去熱控關(guān)主汽門信號正確。

2.2 一次設(shè)備絕緣試驗

2.2.1 主變試驗

(1)直流電阻測試。主變A相因乙炔超標更換為國產(chǎn)備用變壓器，低壓側(cè)直流電阻比其他兩相偏小，本次實測值與交接時的數(shù)據(jù)相一致，故可以判斷為合格。

(2)絕緣電阻及極化指數(shù)測試。變壓器低壓繞組對高壓繞組及地絕緣電阻大于40 000 MΩ，極化指數(shù)為2.0，試驗數(shù)據(jù)符合《交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》的要求。

(3)泄漏電流測試。低壓繞組加壓20 kV/min，測得泄漏電流最大為3.2 μA，試驗數(shù)據(jù)符合《交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》的要求。

2.2.2 高廠變試驗

（1） 繞組直流電阻測試。測試繞組線間直流電阻值互差為0.21 %，與前次測試值比較，歸算到20 ℃后偏差0.28 %，試驗數(shù)據(jù)符合《交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》的要求。

(2)絕緣電阻及極化指數(shù)測試。高壓繞組對低壓繞組2uvw，3uvw及地的絕緣電阻大于20 000 MΩ，極化指數(shù)為2.0，試驗數(shù)據(jù)符合《交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》的要求。

(3)泄漏電流測試。高壓繞組加壓20 kV/min，測得泄漏電流最大為27.2 μA，試驗數(shù)據(jù)符合《交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》的要求。

2.2.3 發(fā)電機試驗

對于發(fā)電機定子繞組直流耐壓及泄漏電流，因為是檢查性試驗，沒有進行分相耐壓試驗，由于匯水環(huán)接地?zé)o法打開，水回路泄漏電流無法屏蔽，且儀器容量未升至規(guī)程標準值，所以發(fā)電機未排空定子冷卻水，升壓至30 kV時泄漏電流為581.4 μA。

2.2.4 發(fā)電機出口避雷器試驗

(1)絕緣電阻測試。測試三相避雷器絕緣電阻值均大于20 000 MΩ， 避雷器計數(shù)器未動作。

(2)電導(dǎo)電流測試。測試三相避雷器電壓為20 kV時的電導(dǎo)電流最大為6.5 μA，符合《交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》的要求。

2.2.5 發(fā)電機出口封閉母線試驗

(1)絕緣電阻測試。A，B，C三相封閉母線的絕緣電阻值分別為20 000 MΩ，9 000 MΩ，10 000 MΩ，符合《交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》的要求。

(2)工頻耐壓試驗。B，C相封閉母線加壓51 kV/min時通過；但A相封閉母線在第1次耐壓電壓為46 kV時持續(xù)35 s被擊穿后，在第2次耐壓電壓升至45.8 kV時又一次發(fā)生擊穿，耐壓后測其絕緣電阻為1.8 MΩ。

2.2.6 發(fā)電機出口母線TV試驗

(1)繞組的絕緣電阻測試。5組發(fā)電機出口母線TV絕緣電阻均大于20 000 MΩ，符合《交接和預(yù)防性試驗規(guī)程》的要求。

(3)交流耐壓試驗。5組發(fā)電機出口母線TV施加電壓59 kV后，試驗頻率為118 Hz,其中編號為F23的TV的A相在電壓為45.6 kV時絕緣被擊穿，其余交流耐壓合格。

上述試驗表明：由于A相封母耐壓擊穿，因此主要對A相絕緣進行檢查，后檢查發(fā)電機封母編號為F04的CT絕緣不合格，對其進行了更換，更換后恢復(fù)封閉母線進行絕緣耐壓試驗，電壓為51 kV時通過。由于編號為F23的TV的A相三倍頻試驗絕緣低，對其也進行了更換。

3 檢查試驗后的分析

該電廠發(fā)變組保護為南京南瑞繼保電氣有限公司生產(chǎn)的RCS-985系列保護裝置，機組跳機后檢查發(fā)變組保護A，B柜保護裝置報告為“發(fā)電機定子接地”保護動作出口，依據(jù)機組事故實時故障錄波圖和2套發(fā)變組保護事件記錄動作報告分析，故障時發(fā)電機中性點零序電壓達14.99 V，發(fā)電機機端開口零序電壓為15.1 V，零序電壓升高至定值，且發(fā)電機端電壓出現(xiàn)不平衡，使定子接地保護動作。

對事故發(fā)生時的發(fā)變組保護動作情況、發(fā)變組事故實時故障錄波圖、一次設(shè)備檢查試驗情況進行分析，由于更換A相變壓器后，已有較大的不平衡電壓出現(xiàn)，發(fā)電機機端一次系統(tǒng)出現(xiàn)微小的擾動(如濕度、溫度、瓷絕緣性能不佳等)，將引起三相不平衡電壓變化增大，導(dǎo)致零序電壓同步變化增大，達到定值，保護動作出口。故障跳機前當?shù)赜嘘幱晏鞖獬霈F(xiàn)，現(xiàn)場一、二次相關(guān)設(shè)備試驗除發(fā)電機A相封閉母線、編號為F04的TV外均正常，封閉母線交流耐壓A相在升壓至46 kV時擊穿，其對地阻抗由理論上的純電容性質(zhì)變?yōu)殡娙莺碗娮璨⒙?lián)組成，而B，C相封閉母線在對地交流耐壓加壓51 kV時通過，其對地阻抗為純電容性質(zhì)。發(fā)電機出口側(cè)三相對地阻抗不平衡，引起發(fā)電機三相不平衡電壓變化增大而跳機，同時由A相耐壓擊穿電壓值及3U0電壓可以看出，該A相對地阻抗絕緣電阻仍較高(但不合格)。

由發(fā)變組事故實時故障錄波圖可看出，在機組跳閘甩負荷后，發(fā)電機三相空載電壓及零序電壓較未跳閘前幅值有一定變化(不是引起跳機的原因)，疑似跳機后發(fā)電機機端等效參數(shù)發(fā)生變化，存在多次諧波小幅值振蕩。三相電壓不平衡，保護二次開口三角電壓偏高，主要是由于分布電容與發(fā)電機的電感、TV電感以及封閉母線和變壓器電感引起諧振，進而組成一個LC振蕩電路；此電路在振蕩時會產(chǎn)生很高的電壓。引起發(fā)電機振蕩的原因有很多，主要有氣候條件如濕度、溫度、瓷絕緣上塵土的改變，以及由于更換近似型號元件所引起的電感量的改變等，但一般只有1項起著主要作用。

綜上所述，應(yīng)在開機時進行相關(guān)發(fā)電機零起升壓及接地電容電流試驗，并在試驗后依據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)決定是否調(diào)整中性點消弧線圈電感值，以消除諧振。

4 采取的措施

在中性點不接地系統(tǒng)中，在中性點加裝消弧線圈的作用是當系統(tǒng)發(fā)生單相接地時，由消弧線圈提供一個電感電流來補償接地電容電流，從而減小接地電流、降低接地電弧、恢復(fù)電壓，使電弧自動熄滅，并可防止大的接地電流燒損定子繞組和鐵芯。消弧線圈的投入應(yīng)盡量減小單相接地故障時的殘流，但也不能因中性點偏移造成相對地電壓過高，因此要合理調(diào)整消弧線圈檔位來取得最佳效果。

因該廠主變A相變壓器更換，導(dǎo)致A相主變與B，C相主變的對地電容不同，發(fā)電機中性點零序電壓不為0，不平衡電壓較高。此基波零序電壓為定子接地保護的主要判據(jù)，使用三相同型號主變運行時，應(yīng)接近0。如正常運行時此不平衡電壓大，則會影響定子接地保護的靈敏度。而該廠正常運行時，在原中性點補償電感下，保護裝置測得零序電壓約為12.8 V，表明更換變壓器后中性點消弧線圈電感已和現(xiàn)系統(tǒng)對地電容不匹配，需要重新測定發(fā)變組的對地電容以及此電容量對應(yīng)的補償電感，從而減小中性點的不平衡電壓，增加定子接地保護的有效保護范圍。采取的具體措施如下。

(1)斷開消弧線圈刀閘，在發(fā)電機出口A相編號為F21的TV處經(jīng)5 A電流表接地，發(fā)電機升壓至50 %額定電壓時，測試發(fā)電機對地電容電流為2 A，因此在額定電壓時實際接地電容電流為4 A。

(2)合上消弧線圈刀閘，將編號為F21的TV處接地，測試在不同分接頭情況下的補償電流。同時，調(diào)整中性點消弧線圈的補償度，以驗證中性點補償電感的選取。

(3)發(fā)電機空載試驗。斷開發(fā)電機A相接地點，機端電壓升至50 %時，由中性點檔位及電壓關(guān)系可知，應(yīng)選取較小零序電流和較小零序電壓的檔位，即-7檔。

(4)經(jīng)過調(diào)整消弧線圈的補償度，發(fā)電機并網(wǎng)后對中性點零序電壓和機端零序電壓進行測試，在機組額定負荷時實測中性點零序電壓為8.33 V，相比事故前中性點零序電壓12.8 V，減小4.47 V。通過調(diào)整消弧線圈的補償度，降低了中性點零序電壓值，使得95 %定子接地保護定值由原來的16.5 V減小至13 V，基波零序電壓有效保護范圍增加了3.5 %。同時保護定值計算時充分考慮了發(fā)電機機端一次系統(tǒng)出現(xiàn)微小擾動造成中性點零序電壓變化進而引起誤動的可能。