張 偉

(中國大唐集團科學(xué)技術(shù)研究院有限公司華東電力試驗研究院， 安徽 合肥 230000)

1 事件概述

2019年4月19日，3號機組運行于500 kV Ⅳ母，機組有功出力為257 MW，8時24分，真空破壞閥電動門誤動，導(dǎo)致3號機組真空低跳閘。2019年4月19日13時3分，3號機組進行并網(wǎng)操作時，A套發(fā)變組差動保護、主變差動保護動作，B套發(fā)變組差動保護、主變差動保護動作，C套主變重瓦斯、主變壓力釋放動作，主變高壓側(cè)5003開關(guān)跳閘，滅磁開關(guān)跳閘。一次系統(tǒng)圖見圖1。

圖1 一次系統(tǒng)圖

2 設(shè)備概況

3號汽輪發(fā)電機由上海汽輪發(fā)電機有限公司生產(chǎn)，額定容量為356 MVA，型號為QFS2-320-2，1995年出廠，1998年投入運行；3號主變壓器由保定變壓器廠生產(chǎn)，額定容量為370 MVA，型號為SEP-370000/500，1996年出廠，1998年投入運行。具體設(shè)備參數(shù)見表1及表2。

表1 發(fā)電機參數(shù)

表2 主變壓器參數(shù)

3 故障檢查

3.1 設(shè)備現(xiàn)場檢查

檢查發(fā)現(xiàn)3號主變壓器箱體嚴重變形，A相側(cè)面箱體焊縫開裂，高壓套管A相端部和C相底部破損。5003高壓斷路器外觀無異常，高廠變和發(fā)電機外觀無異常。調(diào)閱歷史技術(shù)資料了解到，3號主變2001年12月預(yù)試發(fā)現(xiàn)變壓器高壓側(cè)直流電阻不平衡率由0.55%增長至1.8%，吊罩檢查發(fā)現(xiàn)B相高壓繞組從下向上第31餅外側(cè)單股焊接點開路，并與相鄰股搭接，主變焊接工藝不良。

3.2 繼電保護檢查

查看發(fā)變組保護裝置，13時3分7秒，3號發(fā)變組保護A套主變差動速斷、發(fā)變組差動速斷、主變比率差動、發(fā)變組比率差動動作，B套主變差動速斷、發(fā)變組差動速斷、主變比率差動、發(fā)變組比率差動動作，C套主變輕瓦斯、主變重瓦斯、主變壓力釋放動作。調(diào)取故障錄波器文件，相關(guān)動作信息見表3。

表3 繼電保護動作信息

(1)在發(fā)電機建壓后并網(wǎng)故障發(fā)生前，3號發(fā)電機電壓相位滯后500 kV母線電壓150度，見圖2左游標(biāo)。

圖2 機組故障錄波器圖形

(2)13時3分7秒280毫秒，發(fā)電機機端電流由0 A瞬間增大到22.4 A(一次值為67 kA)，為額定電流的6.5倍(額定電流二次值為3.42 A)，機端相電壓由11.5 kV跌落至1 kV左右，此時主變高壓側(cè)電流為5.4 A(一次值為2.7 kA)，為額定電流的6.7倍(額定電流二次值為0.81 A)，相電壓由300 kV跌落至282 kV，見圖2右游標(biāo)和圖3左游標(biāo)。

圖3 機組故障錄波器圖形(接圖2)

(3)13時3分7秒288毫秒，主變輕瓦斯發(fā)信，13時3分7秒293毫秒，主變重瓦斯動作出口，見圖4。

利用小角X射線散射技術(shù)考察濕熱處理對大米淀粉顆粒半結(jié)晶層狀結(jié)構(gòu)的影響。兩種大米淀粉濕熱處理前后的小角 X射線散射曲線和特征參數(shù)分別如圖1a和表3所示。由圖可見，YF和YJ分別在q=0.06542 ?-1和q=0.06807 ?-1處有明顯的散射峰，根據(jù)布拉格公式[9]：dBragg=2π/q，可以計算淀粉顆粒半結(jié)晶層厚度（dBragg），也叫Bragg層間距。由表3可知，經(jīng)濕熱處理后，YF和YJ的半結(jié)晶層狀厚度dBragg均增加，且YJ增加的程度更為顯著。

圖4 機組故障錄波器圖形(接圖3)

(4)13時3分7秒332毫秒，主變高壓側(cè)A相電流增大到50 A(一次值為25 kA)，主變高壓側(cè)零序電流與主變高壓側(cè)A相電流波形同步，主變高壓側(cè)B、C相電流無明顯變化。在此期間A相電壓跌落至250 kV，B相和C相電壓恢復(fù)至305 kV和302 kV，但波形明顯畸變，見圖2右游標(biāo)和圖3。

(5)13時3分7秒343毫秒，主變高壓側(cè)三相電流變?yōu)? A，此時發(fā)電機B相電流衰減明顯，約為1.3 A(一次值為4 kA)，發(fā)電機A相和C相電流約為5.3 A(一次值為16 kA)和3.3 A(一次值為10 kA)，見圖3右游標(biāo)。

(6)13時3分7秒354毫秒，主變差動速斷保護動作(動作值為6Ie)、發(fā)變組差動速斷保護動作(動作值為6Ie)，13時3分7秒365毫秒，主變壓力釋放動作，再經(jīng)約650 ms后，發(fā)電機B相電流降為0 A，此時A相和C相電流約為3.3 A(一次值為10 kA)，見圖4和圖5。

圖5 發(fā)變組保護裝置動作報告

4 故障分析

4.1 保護動作分析

主變壓器接線組別為YNd11，正常情況下并網(wǎng)發(fā)電機側(cè)電壓相位應(yīng)超前500 kV母線側(cè)電壓30度。由圖2可知，3號發(fā)電機在并網(wǎng)時發(fā)電機電壓相位滯后500 kV母線電壓150度。檢查3號發(fā)變組保護C柜500 kV Ⅳ母PT用于3號機同期并網(wǎng)的電壓回路，發(fā)現(xiàn)L640和Sa640二次接線錯誤，現(xiàn)場對比啟備變(220 kV電源)電壓回路和該電壓回路相位差180度，確認極性接反，見圖6～圖8。

通過故障調(diào)查和相關(guān)技術(shù)資料檢查，了解到該廠于2007年開展500 kV母線分斷技改，將原升壓站500 kV二母分段為二、四母，四母新增加一組PT，該PT即為本次3號機同期裝置系統(tǒng)側(cè)電壓來源。而后在2009年將3號發(fā)電機同期裝置更換。電廠在兩次技改時，在發(fā)電機同期系統(tǒng)技術(shù)管理方面均存在嚴重漏洞，對改造項目管理不規(guī)范，相關(guān)技術(shù)資料無存檔，導(dǎo)致改造過程和改造質(zhì)量失控。兩次技改均涉及同期系統(tǒng)設(shè)備異動，根據(jù)國家能源局《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求》第10.9.2條規(guī)定：新投產(chǎn)、大修機組及同期回路(包括電壓交流回路、控制直流回路、整步表、自動準(zhǔn)同期裝置及同期把手等)發(fā)生改動或設(shè)備更換的機組，在第一次并網(wǎng)前必須進行以下工作，必須開展同期核相等相關(guān)工作，確保同期系統(tǒng)的正常、可靠。由于廠內(nèi)未按照規(guī)定要求開展工作，在改造和更換裝置過程中PT二次回路極性接反問題一直未被發(fā)現(xiàn)，為本次故障埋下安全隱患。

圖6 3號機組同期系統(tǒng)原理圖

13時3分7秒293毫秒，變壓器高壓側(cè)帶電持續(xù)13 ms后，變壓器內(nèi)部故障急劇產(chǎn)生瓦斯氣體，導(dǎo)致油流涌動，重瓦斯動作，保護動作正確。

13時3分7秒354毫秒，主變差動速斷保護動作，主變差動速斷定值為6Ie(20.5 A)，根據(jù)圖2～圖4，13時3分7秒288毫秒，主變高低壓側(cè)電流相位相反，發(fā)電機機端A相電流約為20.6 A，主變高壓側(cè)A相電流為5.2 A，換算到低壓側(cè)電流約為43.6 A，差流大于主變差動速斷定值，保護動作正確。

圖7 正確的500 kV Ⅳ母電壓接線圖(左)及其對應(yīng)的同期電壓向量圖(右)

圖8 實際的500 kV Ⅳ母電壓接線圖(左)及其對應(yīng)的同期電壓向量圖(右)

4.2 故障過程分析

由故障錄波分析及表3可知，3號機組并網(wǎng)期間，在網(wǎng)側(cè)和發(fā)電機側(cè)電壓相位相反時刻非同期并網(wǎng)，對主變壓器產(chǎn)生沖擊，在短路電動力的作用下，由于變壓器存在繞組焊接不良等制造缺陷，主變抗短路能力不足，變壓器A相繞組縱絕緣發(fā)生嚴重故障(如匝間短路、導(dǎo)線斷股等)，劇烈產(chǎn)生大量瓦斯氣體，變壓器內(nèi)部壓力突增，在8.4毫秒時(為便于分析以高壓側(cè)帶電時間為起始時刻)，主變輕瓦斯發(fā)信；13毫秒時，重瓦斯保護動作，啟動網(wǎng)側(cè)5003高壓斷路器；50.4毫秒時，5003高壓斷路器首先開斷B相；51.6毫秒時，變壓器A相發(fā)生明顯主絕緣對地短路放電(故障變壓器吊罩后A相繞組燒損)；58.8毫秒時，開斷C相；62.8毫秒時，開斷A相，高壓斷路器分閘成功，A相對地短路電流持續(xù)11.2 ms，瞬時峰值達61.6 kA；73.6毫秒時，主變差動動作出口(高壓斷路器已先于差動出口時刻分閘)。

5 其他主要設(shè)備情況初步評估

5.1 對電網(wǎng)的影響

根據(jù)故障錄波數(shù)據(jù)，主變高壓側(cè)短路電流最大值為2.7 kA，變壓器從高壓側(cè)帶電到高壓側(cè)開關(guān)分閘持續(xù)時間為62.8 ms，經(jīng)與電網(wǎng)確認對系統(tǒng)無影響。

5.2 高壓斷路器初評

5003高壓斷路器額定開斷電流為63 kA，根據(jù)GB/T 1984《高壓交流斷路器》規(guī)定，根據(jù)斷路器用途型式試驗可選做額定失步關(guān)合和分閘試驗，試驗的外施電壓應(yīng)為634 kV，額定失步開斷電流應(yīng)為額定開斷電流的25%(15.75 kA)，額定失步關(guān)合電流應(yīng)為額定失步開斷電流峰值(43.3 kA)。

本次故障關(guān)合時刻，非同期合閘電流最大為6.2 kA(峰值)，遠小于性能要求值(43.3 kA)，分斷時刻A相對地放電，開關(guān)開斷電壓為A相對地電壓，此時電流峰值為61.5 kA，小于開關(guān)的額定分斷能力63 kA(有效值)。如該型號高壓斷路器型式試驗要求考核額定失步關(guān)合和分閘試驗，則本次不良工況，在斷路器開斷能力之內(nèi)。

5.3 高廠變初評

非同期合閘期間，發(fā)電機端無過電壓，本次過程中保護裝置無發(fā)信和出口，初步判斷高廠變未經(jīng)受不良工況。2019年4月20日19時，完成了高廠變繞組變形試驗，與歷史數(shù)據(jù)比對無明顯異常。

5.4 發(fā)電機初評

根據(jù)GB/T 7064《隱極同步發(fā)電技術(shù)要求》的規(guī)定，額定容量為1200 MVA及以下的電機，應(yīng)能承受1.5倍的額定定子電流歷時30 s而無損傷，容量在1200 MVA及以下，電機允許的過電流時間與過電流倍數(shù)按以下公式表示：

(1)

在本次故障中，發(fā)電機故障電流經(jīng)歷兩個階段：第一階段為非同期并網(wǎng)期間，過電流倍數(shù)約為6.6倍，過電流時間為53 ms，計算得出電機允許的過電流時間為2.25 s；第二階段，勵磁滅磁，發(fā)電機惰走，發(fā)電機主要從A相和C相向主變注入電流，電流從14 kA指數(shù)衰減至額定值10 kA，歷時592 ms，按電流最大值計算得出電機允許的過電流時間為9.5 s。綜上評估及現(xiàn)場檢查情況，發(fā)電機本次所受不良工況，在其故障運行能力之內(nèi)。

6 結(jié)論及建議

6.1 結(jié)論

3號機組并網(wǎng)期過程中，因Ⅳ母PT二次回路極性接反，在網(wǎng)側(cè)和發(fā)電機側(cè)相位相反時刻非同期并網(wǎng)，對主變壓器產(chǎn)生沖擊，在短路電動力的作用下，主變內(nèi)部縱絕緣發(fā)生嚴重故障，主變重瓦斯動作跳5003開關(guān)。

6.2 建議

(1)檢查500 kV Ⅲ母和Ⅳ母母線PT所有電壓回路，尤其是送至同期、保護、故障錄波等裝置二次電壓回路相位、幅值的正確性。對500 kV Ⅲ母和Ⅳ母母線電壓進行一次同源二次核相[1]。

(2)對3號機組同期裝置重新進行校驗，用500 kV Ⅲ母和Ⅳ母PT分別與發(fā)電機機端PT進行同期帶開關(guān)傳動試驗，3號發(fā)變組分別與500 kV Ⅲ母和Ⅳ母母線進行零起升壓試驗核查同期裝置電壓極性，開展3號機組假并網(wǎng)試驗錄取波形重新確定同期導(dǎo)前時間[2]。

(3)若臨時替換主變壓器，應(yīng)重新核算3號機組繼電保護和勵磁系統(tǒng)定值，投產(chǎn)前宜按大修后試驗標(biāo)準(zhǔn)進行電氣試驗考核。

(4)盡快開展發(fā)電機、斷路器、高廠變和封閉母線等設(shè)備的檢查和試驗工作，如發(fā)現(xiàn)異常及時分析處理。

(5)盡快討論制定變壓器更換具體方案，明確各方分工安排和時間節(jié)點。

(6)維修或更換主變壓器，應(yīng)要求制造廠家根據(jù)安裝點短路電流情況，加強變壓器突發(fā)短路能力的計算、設(shè)計和制造工藝管控等工作；3號主變?yōu)?996年生產(chǎn)，早期變壓器抗突發(fā)短路能力存在不足，隨著技術(shù)的發(fā)展，當(dāng)前在變壓器抗短路能力設(shè)計、電磁線的應(yīng)用(采用半硬導(dǎo)線、自粘導(dǎo)線等)、絕緣成型件工藝以及繞組軸向和徑向繞制工藝等方面都有顯著的提高[3]。

(7)維修或更換主變壓器后，除常規(guī)項目外，應(yīng)按國家能源局《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求》的標(biāo)準(zhǔn)進行長時感應(yīng)耐壓和局部放電試驗，以及采用變頻響應(yīng)法和低電壓短路阻抗法進行繞組變形試驗。