机组励磁变故障原因分析和防范措施

2010-05-31孙富根陈海军

电力安全技术 2010年5期

孙富根，陈海军

（1.汉江集团公司电厂，湖北丹江口 442700 ；2.汉江王甫洲水力发电公司，湖北老河口 441800）

1 电厂概况

电厂位于南水北调中线水源，地湖北省丹江口市境内的汉江干流上，装有6台150 MW混流式水轮发电机组，总装机容量900 MW，是我国上世纪60年代投产的大型水力发电厂之一。枢纽初期工程总库容209亿m3，南水北调工程实施后，总库容将达290亿m3。电厂具有良好的可调节性能，是电网的重要调频、调峰和事故备用厂。

2 水轮发电机组励磁系统运行情况

2000年9月，该电厂计划将运行超过30年的6台水轮发电机组原装的同轴直流励磁机系统更换为静止可控硅自并激励磁系统。2001年11月，改造后的2号机励磁系统首次投入运行，该套静止可控硅自并激励磁系统由南瑞电气控制公司负责设计、选型、安装和调试，其中，励磁变主要参数见表1。

表1 励磁变主要参数

新的静止可控硅自并激励磁系统投运后，运行稳定，维护工作量小，建压迅速，对提高电厂设备的健康水平和自动化水平起到很大的促进作用。截止2009年6月的故障，整套系统只发生过一次整流柜可控硅散热管损坏故障，未影响机组正常运行。

3 故障发生经过及应急处理

3.1 故障发生经过

2009-06-13，2号机正常并网运行，带有功149 MW，无功81 MVar。10:32，监控系统报：“2号励磁变保护跳闸动作，2号机出口丹02分，2号机事故停机”。事故一览有：“2F励磁变保护跳闸动作，2F励磁(B柜)消失”。值班人员观察2号机与系统解列停机。现场检查励磁变保护(励磁变单独配置一套保护装置)显示：励磁变差动保护动作，B相差流6.5 A；对励磁变进行检查未发现明显故障和烟雾，只是在B，C相线圈上部低压引出线铜板有烟雾熏黑的痕迹，B相下部铁心上落有溶化的铜渣。

3.2 故障检查经过

研究决定2号机解备，重点进行励磁变检查。运行人员用1 000 V摇表测2号机励磁变低压侧对地绝缘0.2 MΩ。高低压与发电机解开后用2 500 V摇表测对地绝缘为50 MΩ，定子绝缘吸收比：25 MΩ/5 MΩ,转子回路绝缘：100 MΩ。通过检查，初步确定励磁变本身有故障，机组其他部位正常。为进一步确认故障点，检修人员将励磁变高低压侧解引后进行了试验检测，结果见表2，表3。

表2 直流电阻检测结果

表3 绝缘电阻检测结果

通过双臂电桥检测的直流电阻数据和兆欧表检测的绝缘电阻数据看，高压测B相线圈直流电阻值明显偏大，兆欧表检测反映励磁变低压侧绝缘偏低。综合以上现象及保护动作情况推断：高压侧B相发生过匝间短路故障，导致B相线圈存在开路现象，低压侧绝缘偏低可能是由高压侧线圈发生短路后喷出的高温溶化的铜渣等附着物造成。经现场技术人员研究后，初步断定励磁变已损坏不能使用。

4 故障原因分析

2号机励磁变故障后，励磁变返厂进行解剖分析，发现励磁变B相高压线圈发生匝间短路故障，线圈风道内壁烧损。其它各相线圈及铁心无损伤，各相试验合格，可以继续使用。

通过厂家提供的资料，2号机励磁变出厂时经过严格的检测，局部放电量为5pc，基本可以确认内部无隐患，完全可以达到设计的20～30年的使用寿命。2号机励磁变投运近8年，按照故障 “浴盆曲线”理论，已进入稳定运行期，发生此类故障，厂家认为原因很难判断，无法给出合理的解释。

根据现场运行情况来看，电厂处在鄂豫两省交界处，是地区电网的重要电压支撑点，新的励磁系统投运后，2号机运行期间一直是系统的无功主要来源，长期带80 MVar～100 MVar无功运行，励磁变基本处于满负荷运行状态，夏季运行最高温度基本在90 ℃～100 ℃。励磁变采用自然冷却，周围通风条件较差，2号励磁变故障后对其它运行中的励磁变运行温度进行了红外测温，最高温度达到118℃，而励磁变温控器显示温度在92 ℃左右，两者相差26 ℃之多。即使这样，与励磁变允许100 K温升来看，温度高可能加速其绝缘老化，但不是励磁变损坏的直接原因。励磁变发生故障时，正值4号发电机改造定位筋安装阶段，期间因焊刨在厂房内产生大量粉尘，使励磁变运行环境受到一定影响，但没有证据证实其会造成励磁变损坏。

综合以上情况，励磁变匝间短路主要是内部原因造成，在生产过程中可能存在工艺上的缺陷，只是现有检测方法无法发现，加之长时间运行过程中，可能遭受雷击过电压、系统操作过电压、励磁整流谐波、运行温度过高等多重不利因素的影响，最终导致其薄弱环节绝缘老化击穿损坏。