寧東2＃發電機定子接地排查及原因分析

劉宏軍

（國華電力公司寧東發電有限公司，寧夏回族自治區銀川市，750000）

1 發變組系統設備概況

發變組一次系統如圖1所示。其主要設備及參數見表1。

圖1 發變組一次系統示意圖

表1 發變組主要設備及參數

2 保護在事故當天的動作情況及正確性確認

2.1 事件經過

2012年12月24日11時3分，寧東2＃機組跳閘，ETS系統首出為 “發電機A 屏遮斷”，鍋爐MFT、BT 保護聯鎖動作。

檢查發變組保護A／B 屏同時發 “定子零序電壓”保護動作，查看發變組A／B 屏保護裝置動作報告 “定子零序電壓保護”啟動，0.5s后 “定子零序電壓保護動作”出口，并發 “定子接地零序電壓”信號。

2.2 發電機定子接地保護的配置情況

發電機零序電壓定子接地保護靈敏段零序電壓定值為10V，時限為0.5s，發電機定子接地保護邏輯圖如圖2所示。

圖2 發電機定子接地保護邏輯圖

由邏輯圖2可以看出，定值取樣與閉鎖取樣來自不同位置的不同設備。當中性點零序電壓Un0實際值為13.16 V 時達到啟動條件，發電機機端TV1開口三角測量電壓為11.05V，TV3開口三角測量電壓為11.08 V，分別越過閉鎖定值7.8 V（此定值為保護裝置根據系統參數中機端和中性點TV 變比自動轉換），閉鎖解除，經過延時0.5s發變組保護A／B柜均出口切機，認定保護動作正確。在排查過程中，又對此保護回路進行了加壓模擬，回路正確無誤，進一步確認為發變組一次系統出現接地故障。

3 一次系統的排查與分析

3.1 發電機絕緣測試

發電機解列并做好檢修措施后，進行發電機絕緣測試，結果見表2。

對表2中的數據進行初步分析可知，發變組一次系統絕緣是合格的，但與運行時的系統差異為：三組出口TV 退出系統、中性點接地設備退出系統。事故處理小組出于謹慎考慮，不放過疑點，防止設備損壞，決定對發電機出口引線、主變低壓側與封母引線、高壓廠高壓側引線、勵磁變引線進行拆解，逐一對發電機、主變、封母、勵磁變進行排查。

表2 發電機絕緣測試

3.2 發電機直流耐壓試驗

按預試DL／T 596-2005 《電力設備預防性試驗規程》，由寧夏電科院進行了發電機直流耐壓試驗，試驗數據見表3。

表3 發電機直流耐壓試驗數據

對發電機各相分別施加31.5kV 工頻交流，1 min順利通過。

排查結論：發電機主絕緣合格。

3.3 兆歐表電阻測量

使用2500V 兆歐表，對發電機中性點刀閘、接地變、中性點接地電阻、中性點與TV2中性點連續的電纜進行絕緣測試，測試結果均合格，無異常。

3.4 封閉母線的檢查

事故前微正壓運行正常，對進氣管處封閉母線絕緣子拆卸后，檢查此處無積水；對室外部分封封閉母線與主變低壓側和高廠變高壓側連接處的盆式絕緣子處進行檢查，內部干爽，排除積水可能。

對發電機與主變低壓側間的封閉母線 （含高廠變高壓側）單相施加40kV 工頻交流進行耐壓試驗（欠壓試驗），順利通過。耐壓試驗數據見表4。

表4 耐壓試驗數據

排查結論：封閉母線絕緣合格。

3.5 勵磁變高低壓側絕緣測試

勵磁變進行高低壓側絕緣測試，測試結果均合格。

3.6 廠用負荷帶電電纜絕緣測試

為排除由于高廠變低壓側共箱母線元件或負荷接地感應到發變組側，對2＃機6kV 廠用負荷帶電電纜進行絕緣測試，測試結果均合格，事故期間無投切操作。

對2＃高壓變低壓側共箱母線及進線PT 間隔進行絕緣測試，測試數據見表5。

表5 共箱母線及進線PT 間隔絕緣測試 MΩ

排查結論：高廠變低壓側共箱母線絕緣合格。

3.7 發電機母線避雷器檢查

對發電機母線出口避雷器進行試驗檢查，試驗數據見表6。

表6 發電機母線出口避雷器試驗數據

排查結論：避雷器合格，無異常。

4 排查范圍的縮小及故障點的確定

經過上述排查后，檢查范圍縮小到三組TV上。因為TV1、TV3為分級絕緣設備，首先開展常規特性試驗。試驗數據如下：

4.1 高壓側絕緣試驗

用2500V 兆歐表，進行高壓側絕緣電阻測定，具體試驗數據見表7。

表7 高壓側絕緣試驗數據 MΩ

可以判定，兆歐表沒有檢出絕緣缺陷。

4.2 高壓側直流電阻試驗

高壓側直流電阻試驗，見表8。

表8 高壓側直流電阻試驗

在DL／T596-2005 《電力設備預防性試驗規程》中，對電壓互感器的直阻無明確要求，而在GB50150—2006 《電力設備交接試驗規程》中規定換算到同溫度下誤差不宜大于10%。但從試驗數據來看，TV1的三相不平衡度雖然未超過標準，但已經很嚴重，查閱TV1出廠試驗時直阻試驗數據見表9。

表9 TV1出廠試驗時直阻試驗數據

三相設備的直阻嚴重不平衡度，編號為9113131的電壓互感器高壓側繞阻直阻出現變大現象，專業人員鑒于此，決定對出口三組TV 進行破壞性耐壓試驗，試驗數據見表10～表12。

由表10～表12可知，TV2、TV3及TV1的A／B相均順利通過試驗絕緣，沒有問題，而TV1的C相分別從二次繞組1a1n、2a2n、dadn進行三倍頻感應耐壓，升壓過程發現二次電流直線上升，而一次感應電壓不起壓，判斷一次有匝間短路現象。

表10 TV2工頻耐壓試驗數據

表11 TV3三倍頻感應耐壓試驗數據

表12 TV1三倍頻感應耐壓試驗數據

通過最終試驗確定，引起發變組一次系統接地故障點為出口TV1的C 相一次繞組匝間短路。更換3臺同型號新產品，機組順利并網運行，整個處理過程歷時90h。

5 接地原理的反向分析

發電機定子繞組與出口TV 的一次繞組都是直接接地，相當于多個線圈并列。當TV1的C 相匝間出現短路，三相平衡被破壞，中性點上會合成零序電壓，發電機的中性點會產生零序電壓。所以，從錄波來看，三組TV 所測電壓值均出現C 相電壓瞬間下降現象，且TV1、TV2二次側開口三角出現零序電壓且越過定值，解除了對定子接地保護靈敏段的閉鎖，最終保護正確動作。

將產生故障的設備返回廠家進行解剖，進一步確認了一次繞組存在匝間短路現象。

6 故障原因分析及整改措施

6.1 故障原因分析

（1）從編號來看，產生故障的設備與其他5臺同型號的JDZX3-20型電壓互感器不是一個生產批次。經查閱，包括一號機共12臺此型設備只有故障設備編號為911開頭，其他均為910開頭。不是同一個生產批次的設備在接入系統后負擔有可能不均衡，從基建期已經埋下安全隱患。故障設備在執行過程中因基建試驗單位沒有三倍頻發生器而未進行。

（2）2＃機組已經投運2 年，在2 年里有過兩次維修機會，對此設備的檢查缺失。

6.2 整改措施

（1）交接試驗時應該對設備進行編號確認，盡量保證使用同批次電壓互感器。對于這種分級絕緣的電磁式電壓互感器，應嚴格按照GB 50150-2006 《電力設備交接試驗規程》，執行3倍頻耐壓試驗。

（2）安排對出口電壓互感器、電流互感器等“小四器”設備進行特性試驗檢查。對于電磁式電壓互感器來說，額定電壓下的空載特性試驗與三倍頻感應耐壓試驗原理一樣，事實證明對TV1的C相進行空載試驗，試驗現象也表現為每個線圈都是加不起壓，電流直線上升。

（3）對發電機出口TV 這樣價錢較低，而一旦出現損壞影響又大的設備，應積極儲備或與同型機組電廠聯儲，以保證在發生事故后，能在最短時間內恢復。

（4）經與生產廠家溝通，生產廠家技術人員確認此類設備為2009年以前產品，生產廠家已進行產品升級，制造時絕緣等級由E 級上升為F 級。寧東電廠已訂購新品，計劃利用兩臺機組，在檢修時進行100%更換。

7 結語

發變組一次系統因出口電壓互感器一次繞組匝間短路，而引發機組解列是定子接地保護故障的一種典型模式。現列舉的定子接地保護故障排查方法和整改措施，對同類型事件具有一定的指導意義。