一起发电机定子接地保护动作引起机组非停的分析

黎 帅

（国家电投集团江西电力有限公司贵溪电厂，江西 贵溪 335400）

0 引言

发电机定子接地故障是发电机在运行过程中比较常见的一种电气故障，易造成发电机本体绝缘的局部损坏，且故障持续恶化后容易引起相间和匝间故障，事故危害较大[1-2]。目前常见的发电机定子接地保护的基本原理有基波零序和3次谐波构成的100%定子接地保护、外加电源式定子接地保护、选择性定子接地行波保护和相位判别式3次谐波电压型定子接地保护等[3-6]。

本次发生非计划停运（以下简称“非停”）事件的电厂，其定子接地保护采用的是A套95%定子单相接地保护和B套注入式定子单相接地保护。其不仅能保护发电机定子绕组，而且能对与发电机直接相连的发电机封闭母线、发电机出口和主变低压侧电磁式电压互感器、励磁变及高厂变高压侧单相接地故障产生反应。

在发生因发电机定子接地保护动作造成机组非停事件后，如何快速准确判断故障点位置成为事故分析的首要任务。因此，本文以某电厂4号机组因发电机定子接地保护动作造成电厂4号机组非停事件为背景，论述了该机组定子接地故障点的分析和寻找过程。

1 故障概述

2016年12月13日4时，某电厂4号机组DEH报警、锅炉MFT，运行人员排查保护动作记录，排除外部重动，首出为发电机定子零序电压保护动作。检查发变组保护装置，4号机组发电机保护A套定子95%接地保护、B套注入式定子接地保护均动作，跳4号发电机主变高压侧2502开关，跳励磁开关，发电机解列，快切装置启动，高备变带6 kV母线运行，模向连锁保护关闭主汽门，锅炉MFT。监视发电机各部温升正常，现场检查发电机本体无异常声音、气味，振动数值正常，检查发电机内冷水系统参数正常，运行人员按规程停用锅炉和汽机。测量4号发变组20 kV系统对地电阻为0 MΩ。

跳机前运行工况：开关跳闸前，3、4号机组（2×660 MW）正常运行于220 kV母线。3号发电机负荷526.75 MW，AGC投入；4号机组负荷527.8 MW，AGC投入；220kV系统：4Y37线、4Y39线及1号主变高压侧2501开关运行于I母，4Y38线、4Y40线及4号主变高压侧2502开关运行于II母，母线合环运行。4号高厂变带6 kV母线正常运行。

2 故障后情况检查

4号机组非停事件发生以后，电厂立即组织人员对机组进行检查，检查情况如下所述。

2.1 继电保护动作检查

非计划停运事件发生后，查看发电机A、B套保护报文，内容如下：4时02分51秒，4号机组发电机保护A套定子95%接地保护、B套注入式定子接地保护均动作于跳闸，调取故障录波器录波文件，4时02分51秒272 ms到806 ms约500 ms内，发电机机端零序电压由约3 V增大逐渐增大到10V（发电机零序电压定值为10V，延时0.5s跳闸）；再经约600ms，4号发变组高压侧开关分闸，4号发电机机端零序电压最大值约48V。保护动作正确。

4时02分51秒0 ms至240 ms期间，即故障发生前，4号机组故障录波器录取的发电机机端电压、机端电流、中性点零序电压、零序电流的波形平稳，幅值相位正确，具体波形如图1所示。

4时02分51秒603 ms，发电机机端零序电压、中性点零序电压和中性点零序电流开始波动并逐渐增大，具体波形变化如图2所示。806 ms时，发电机机端零序电压达到10 V（发电机机端零序电压定值为10 V，延时0.5 s跳闸），600 ms后，4号发变组高压侧开关分闸，发电机机端电流降为0 A，发电机机端电压Ub最低约为30 V，Ua和Uc电压升高，最高时约为79 V和72 V。具体波形变化如图3所示。

图1 机组故障录波器故障前波形图

图2 机组故障录波器故障中波形图

图3 机组4号主变高压侧开关跳闸后波形图

4号发变组RCS985保护装置录取的不同电气量保护动作波形如图4-图7所示。

在故障发生后，从图4看以看出，发电机机端A相和C相电压逐渐升高，发电机机端B相电压逐渐降低，从而导致发电机机端零序电压逐渐增大至保护定值，引起延时保护动作。从图4可初步判定，发电机定子绕组B相发生接地故障。调取发电机匝间专用电压互感器三相电压的波形变化，如图5所示，匝间专用电压互感器三相电压及纵向零序电压均无变化，且如图6所示，纵向零序电压以三次谐波为主，可以推断不存在匝间或相间短路故障。主变高压侧A、B、C三相电压的波形变化如图7所示，波形变化非常平稳，可推断主变高压侧状态正常。

图4 发电机机端三相电压波形

图5 匝间专用PT三相电压波形

图6 机端和中性点零序电压和三次谐波分量波形

图7 主变高压侧电压波形

综上所述，根据4号机组故障录波器录波文件和4号发变组RCS985保护装置录取的不同电气量保护动作波形，可初步判定接地点位置在发电机—励磁变—封闭母线—高厂变—主变电气接线的B相。

2.2 定子接地故障点检查

为查找4号发变组系统接地故障点，将4号发变组系统转检修，并按照发电机出口电压互感器、发电机本体、励磁变、主变和高厂变的顺序依次对电气设备进行排查，排查结果如下：

1）退出全部发电机出口电压互感器小车，测量发电机本体、励磁变、封闭母线、高厂变高压侧及主变低压侧对地绝缘，绝缘电阻值为0 MΩ，排除发电机出口电压互感器存在故障；

2）拆除发电机出线与20 kV封闭母线间的软连接线，测量发电机机端三相绕组对地绝缘，绝缘电阻值为410 MΩ；测量封闭母线、高厂变高压侧及主变低压侧对地绝缘，绝缘电阻为0 MΩ，排除发电机内部定子接地故障；

3）拆除励磁变高压侧与封闭母线连接线，测量封闭母线对地绝缘，绝缘电阻为0 MΩ，排除励磁变存在故障；

4）在拆除4号主变低压侧B相套管升高座上的活动套筒时，目视检查时发现有部分橡胶密封圈滑落至套管升高座上，套管升高座铜排上有明显放电痕迹，橡胶密封圈有烧灼炭化痕迹。随后取出橡胶密封圈，测量封闭母线、高厂变高压侧及主变低压侧对地绝缘，绝缘电阻为670 MΩ，绝缘恢复正常，确认定子接地故障点位置，不再对高厂变高压侧进行检查。

现场检查情况如图8-图10所示。从图8可以看出，升高座铜排对橡胶密封圈的放电痕迹。图9是升高座铜排放电后，被烧蚀炭化的橡胶密封圈。图10是刚打开主变低压侧活动套筒时，拍摄到的橡胶密封圈的位置示意图。综合以上现场检查情况，可基本断定定子接地故障点位置在主变低压侧，具体位置如图11所示。

图8 B相套管升高座上铜排放电痕迹

图9 被烧蚀炭化的橡胶密封圈

图10 掉落的橡胶密封圈

图11 定子接地故障点位置示意图

3 故障原因分析

3.1 跳机原因分析

图12中红线所指的橡胶密封圈是直径1 550 mm，宽度为40 mm，厚度为10 mm的橡胶环。现场检查时，部分橡胶密封圈掉落至红色标注区域内，即主变B相套管升高座铜排上。

图12 橡胶密封圈位置示意图

根据现场检查情况和电气试验结果综合判断，本次某电厂4号机组非计划停运事件的直接原因为4号主变低压侧B相活动套筒顶端的环形橡胶密封圈部分掉落至主变B相套管升高座铜排上，套管升高座上铜排对掉落的橡胶密封圈放电，橡胶密封圈烧灼炭化，造成B相接地，机端零序电压升高，从而引起定子接地保护动作于跳闸。

3.2 橡胶密封圈掉落原因分析

现场检查后发现，该橡胶密封圈的断面为长方形，无凹槽，运行时仅依靠安装前的涂胶进行固定。由于橡胶密封圈的宽度约是活动套筒厚度的3至4倍，而活动套管由于受重力和主变振动影响，不能有力保证橡胶密封圈位置的固定，因此，在主变压器带负荷运行过程中，橡胶密封圈易发生掉落。

由于4号主变低压侧活动套筒顶部橡胶密封圈设计存在缺陷，无有效防止橡胶密封圈掉落至封母内的措施。当橡胶密封圈由于使用年限较长发生硬化或由于热胀尺寸变大后，安装时易造成偏心或虚位，在主变带负荷运行后，长时间振动的作用下，橡胶密封圈发生脱落，有效绝缘距离变小，封闭母线、套管升高座或软连接对橡胶密封圈放电，从而引起定子接地故障的发生。

4 结语

大型变压器低压侧活动套筒顶部的橡胶密封圈其安装目的之一是为了防止雨水、杂物或灰尘等进入到封闭母线中，从而导致发电机定子接地故障的发生。但在此次非计划停运事件中，橡胶密封圈成了机组定子接地故障的直接原因。因此，为防止此类问题的再次发生，建议采用类似结构的电厂，开展以下几项工作：1）改进变压器低压侧活动套筒顶部橡胶密封圈的设计，可改为“凹”型橡胶密封圈或其他有效防止掉落的设计；2）对该电厂的主变压器低压侧，高厂变高压侧等电气设备的橡胶密封圈进行排查，对无防掉落设计的变压器橡胶密封圈进行更换；3）缩短变压器橡胶密封圈更换周期，在检修或维护过程中对出现老化严重现象的橡胶密封圈及时进行更换。