一起励磁系统故障引起的发电机组跳闸事故分析

徐鹏煜，陈 强

(河南电力试验研究院，河南 郑州 450052)

在现代电力系统中，提高和维护同步发电机运行的稳定性，是保证电力系统安全、经济运行的基本条件之一。在众多改善同步发电机稳定运行的措施中，运用现代控制理论，提高励磁系统的控制性能是公认的经济有效的手段之一。因此，对励磁调节器来说，功能先进且全面的设计原理和优秀的设备制造工艺是保证机组安全可靠运行的必备条件。

现通过对某2×210MW电厂发生的一起发电机跳闸事故的分析，来说明励磁系统对发电机组安全稳定运行的重要作用。

1 事故过程

某日08:45，电厂1号发电机AVC装置正在进行增磁操作过程中，转子电压突然大幅降低，转子电流随之减小，无功降低，使发电机运行至进相状态；约2 s后，励磁调节器突变为强励状态；约5 s后，发变组“励磁绕组过负荷”保护动作，将机组解列灭磁，“过激磁反时限”、“主变差动”、“高厂变差动”、“励磁变差动”同时动作，调节器报“欠励限制”动作信号。

1号发电机励磁系统为机端自并励方式，采用国内某厂家生产的HWLT-4型微机励磁调节器，事故发生时调节器运行在2通道。由于故障时发变组故障录波器未启动，各电气量的变化情况只能从DCS和发变组保护获得。

故障前，发电机有功110MW，无功86.4 Mvar，定子电压15.76kV，转子电压274V，转子电流1311 A。

故障过程中，发电机无功最低-73.6 Mvar，最高165 Mvar；定子电压最低13.53kV，最高23.47kV；发电机转子电压最低-40V；转子电流最低369 A，最高5208 A。

2 设备试验检查

2.1 定子电压回路检查

在调节器屏将2路PT输入端子排并联，外接三相48 V电压，1通道正常显示0.47 V；2通道显示0.266V，是正常值的57 %左右。

在调节器测量板卡上测量电压信号有短时中断现象，检查发现电压回路相应的插口有松动，重新紧固后，两通道电压显示均正常。

2.2 转子电流回路检查

转子电流是通过励磁变低压侧CT二次交流电流进行间接测量的，对应额定转子电流1768 A时，测量电流值应为2.89 A。

实际在此CT二次侧加入电流，调节器显示的数据见表1。由表1可见转子电流较大时显示值失真，线性度非常不好。

进一步检查发现，此测量回路电阻线性度有问题，更换电阻后再次检查，调节器显示正常。

表1 调节器测量到的转子电流

2.3 PT断线功能检查

调节器2组PT回路分别外加电压100V。

自动方式下解除运行通道PT回路的一相电压，调节器报“机端电压测量”报警信号；再解除一相，调节器由自动运行方式转为手动运行方式。

先后解除2路PT回路各一相电压，调节器亦由自动运行方式转为手动运行方式。

采取降单相电压的方式，在降至4 V左右时(对应调节器显示的发电机电压为11.22kV)调节器报“机端电压测量”报警信号。

2通道自动方式运行时，突降PT回路单相电压10 %，30 %，50 %，70 %，转子电流均明显上升；突降PT回路单相电压80 %以上，转子电流无波动，报“机端电压测量故障”。

从以上PT回路试验情况来看，在PT回路发生不完全断线或电压测量回路出现异常时调节器不能可靠闭锁强励功能。

2.4 干扰试验

用干扰源(对讲机等)接近调节器，其整流波形、显示数据均正常。

2.5 调节器静态试验

按调试大纲对调节器进行了全面检查和试验，静态试验中低励限制动作正常。

2.6 调节器动态试验

静态试验全部完成并检查无误后，启动机组进行励磁调节器动态试验。发电机空载额定电压时调节器运行通道PT断线试验录波如图1所示。图中Uab为发电机电压，Uf为发电机转子电压。

图1 发电机空载PT断线试验录波图

前半段为运行通道PT单相断线试验的波形，显示发电机电压、转子电压均有明显振荡，在发电机电压下降至0.92倍额定值后缓慢回升。

后半段为模拟运行通道PT单相接触不良的试验波形，显示转子电压多次出现先强励再减磁的情况，幅值最高为2.3倍、最低为-1.6倍额定值，发电机电压最低到0.85倍额定值。

试验表明，该调节器PT断线功能存在较大隐患，不能有效闭锁电压测量回路的接触不良状态，亟待改善。

3 事故分析

3.1 发电机突然进相的原因

发电机正常运行时，若转子电流减小到一定程度，会使机组进入进相运行状态。造成转子电流减小的原因大致有：

(1) 励磁系统主回路开路或短路，造成发电机失磁。本次事故未出现此情况。

(2) 手动减磁或外部进行了励磁退出操作。本次事故前AVC正在进行增磁操作，且正常的减磁操作步长较短，无功变化很小；励磁退出操作伴随着跳灭磁开关，且在发电机并网时被闭锁。本次事故未出现此2种情况。

(3) 机端电压突然升高。从DCS的记录曲线来看，事故前机端电压是正常的。但试验已证明调节器电压测量回路存在的异常会造成电压测量值偏低。

(4) 励磁系统同步信号回路或脉冲形成及放大回路存在问题，造成脉冲跳变或丢失。调节器静态检查中脉冲回路正常，事故时也未发出脉冲丢失的报警信号。

(5) 在静态假负载状态和发电机空载额定电压时进行PT断线试验，当一相PT回路或测量板电压回路插头出现接触不良时，调节器输出波形出现先强励再减磁的波动情况。

综合来看，事故时机组的进相现象应该是第(5)种原因造成的。

3.2 进相时低励限制动作但未能限制进相的原因

事故前发电机有功为110MW，对应低励限制定值为无功进相17 Mvar。

事故中低励限制虽已报动作信号，但发电机进相无功达到73 Mvar，而没被限制在17 Mvar。分析认为，事故发生时调节器电压测量回路因接触不良而造成无功测量不正常，亦即发电机实际进相73 Mvar时，调节器的无功测量值为进相17 Mvar。

3.3 发电机的强励原因分析

从电压回路检查情况可知，事故时运行的2通道存在测量电压偏低情况。机组失磁进相后，机端电压降至13.53kV，达到强励条件，机端电压最高上升到23.47kV，此时调节器运行的2通道测量电压值只相当于13.37kV，故调节器仍应处于强励状态而不会返回。

3.4 强励倍数过高而强励限制未动的原因

该调节器的转子电流的强励限制定值为2倍额定转子电流，即转子电流不应超过3536 A。

静态试验中，当调节器显示的转子电流达到该定值时，转子电流限制可以正常动作。但通过之前的检查可知，由于采样回路失真，此时CT二次电流已经达到8.5 A，相当于直流侧为5208 A；而当输入相当于2倍额定转子电流的二次电流5.8 A时，调节器显示的转子电流只有1850 A，远低于限制器动作定值，因此事故发生时调节器因采样偏差导致强励限制并未动作。

更换测量回路电阻后，调节器采样正常。

3.5 综合分析

根据前面几项分析可初步认定事故发生过程：机组励磁调节器运行在2通道，因调节器PT断线，不能有效闭锁PT回路出现的接触不良，造成发电机进相运行；由于2通道电压测量回路有插口松动，电压测量值为正常值的57 %，导致无功计算偏小，低励限制未能阻止发电机深度进相；发电机进相73 Mvar时，发电机实际电压降至13.53kV，达到强励条件，励磁调节器强励运行；由于励磁调节器转子电流测量失真，转子电流限制器未能限制转子电流的上升；强励后，励磁电流、发电机电压大幅升高，发变组“励磁绕组过负荷”保护达到定值后动作。

4 解决措施

(1) 全面检查处理并重新校准转子电流测量回路，使测量及限制功能正常。

(2) 对同步信号回路和脉冲形成及放大回路进行了详细检查，无接线松动、损坏、插接不良的情况。

(3) 从PT根部到调节器屏内电压测量板，对电压回路进行了详细检查，排除接触不良、电缆损坏、寄生回路等情况，绝缘检查合格，PT二次电压波形及幅值光滑、正确。

(4) 按调试大纲要求对调节器进行了全面检查和试验；按新调节器投运试验要求完成各项动态试验，试验合格。

(5) 采取下列临时措施，以防止发电机在机组并网运行中出现异常后紧急停机，使事故扩大。

① 将强励时间由20s改为10s。

② PT断线功能有待厂家完善，在电压回路出现异常时应可靠避免误强励。在PT断线保护功能完善以前，将发电机过电压保护定值由目前的1.3倍额定电压、延时0.5 s出口跳机，改为1.2倍额定电压、延时0.15 s出口跳机，使事故时发电机能尽快与系统解列，避免对系统稳定造成不利影响。

③ 运行维护人员应加强对励磁系统的巡视，检查调节器的测量显示值及报警信号是否正常。

④ 在机组运行出现异常的大幅波动时，运行人员应尽快将机组解列。

5 结束语

本次事故暴露出的问题，如调节器转子电流测量值偏差严重，发变组故障录波器不能正常工作等，显示设备运行维护工作不到位。

本次事故前几天，1号机已发生了PT异常情况，却在没有完全查明原因的情况下维持机组运行且未采取任何措施，忽视了设备本身存在问题的可能，表明事故预想工作不够到位。

调节器的设计缺陷是造成本次事故扩大的主要原因，建议联系厂家尽快实现软件升级，消除缺陷，或更换为功能完善的产品。

具有同类型调节器的电厂应从此次事故中吸取教训，及时采取有效措施(如利用励磁变过流的方法抑制误强励)，避免类似情况的发生。

1 李基成. 现代同步发电机励磁系统设计及应用[M]. 北京：中国电力出版社，2009.

2 龙俊平. 发电机励磁误强励原因探讨[J]. 继电器，2006，34(19):71～74.