封閉母線結露引起機組異常原因分析

吳俊廣

(華電國際萊城發電廠，山東 濟南 271100)

1 設備概述

某廠4號鍋爐為SG-1025/17.44-M850型亞臨界、中間再熱、強制循環、汽包式鍋爐，采用單爐膛、∏型、露天布置、全鋼架懸吊結構、固態排渣。汽輪機為N320-16.7/538/538型亞臨界、中間再熱，單軸、雙缸、雙排汽、凝汽式汽輪機。發電機型號為QFSN-300-2，額定功率300 MW、額定電壓為20 kV、額定電流為10 190 A、額定轉速為3000 r/min、額定氫壓為0.31 MPa、絕緣等級為B級，采用水氫氫冷卻。機組采用MAX-1000分散控制系統。

2 事故經過

2016年某日19∶10，4號機組發出機組跳閘報警，發電機解列。工作人員立即檢查主機交流油泵，電泵聯啟正常，汽輪機轉速下降。查看陰極射線管(CRT)畫面，發現為線路保護柜動作，分析跳閘原因為發電機定子接地。匯報省調，城東2624開關轉冷備用，拉開城東26241出線隔離開關。

事故發生前4號機組負荷240 MW，煤量100 t/h，A、B、C、D磨組運行，E磨組備用。A、B汽泵運行，電泵備用。機組各參數穩定，運行正常。

4號機組跳閘后，設備部及維修部電氣專業人員共同對 4號發變組保護柜進行檢查，確認保護A、B柜同時發“發電機定子接地”動作信號，查看保護裝置內跳閘報告信息，發電機定子零序電壓值為8.29 V(保護定值為8 V)，屬于正確動作。同時從故障波形可以看出，發電機機端電壓A、B、C三相分別為58.42 V、67.30 V、54.09 V[1]。

查看DCS歷史趨勢，發電機零序電壓從下午14∶00開始波動并緩慢上升，到18∶24時上升到8 V以上，與發變組保護動作情況一致。如圖1所示，圖1中紅線為發電機機端零序電壓。

圖1 DCS畫面中機端零序電壓歷史趨勢

對4號發電機及封閉母線絕緣電阻進行測量，絕緣電阻值為0.1 MΩ。將4號發電機出線處和主變及高廠變壓器處軟連接拆開，分別對發電機和封閉母線絕緣情況進行測量。經測試，發電機絕緣電阻值為380 MΩ，A、B相封閉母線絕緣電阻值均大于1000 MΩ，C相封閉母線絕緣電阻值為0.1 MΩ。同時檢查發現，發電機出線箱C相盤式絕緣子內有積水，如圖2所示。

圖2 發電機出線箱C相盤式絕緣子

發電機出線C相封閉母線內部第3、第5封閉母線支撐瓷瓶底部有積水，溢出瓷瓶凹陷部位，第2、第4封閉母線支撐瓷瓶底部只有少量積水。外部封閉母線C相高廠變壓器上方盆式絕緣子放水口放出約500 mL積水，拆開高廠變壓器上方封閉母線盆式絕緣子，發現盆式絕緣子上表面有明顯的放電痕跡。

對封閉母線C相內積水處理完成后，測量絕緣電阻值為2500 MΩ以上。對封閉母線A、B相內部進行檢查，B相情況良好、無積水，A相在穿墻膨脹節處有輕微積水(約200 mL)，清理后測量A、B相封閉母線絕緣電阻值均在2500 MΩ以上。對封閉母線微正壓裝置充入母線的氣體進行濕度檢測，濕度<30%，屬于合格范圍。對封閉母線密封性進行檢測，母線內氣體壓力由2 kPa降至300 Pa，時間約4 min，小于規定的15 min，說明封閉母線密封不良[2]。

3 原因分析

本起非停事故的直接原因是4號發電機機端零序電壓升高至8.29 V，超過整定值8 V，使發變組A、B套保護裝置定子接地保護動作，直接導致發電機停機。

本起事故的根本原因是4號發電機外部封閉母線C相高廠變壓器上方盆式絕緣子上結露積水，逐漸漫過盆式絕緣子溝槽，使C相導體通過積水發生放電現象。

結露原因分析如下：4號機4月1日開始進行大修及超低排放改造，至6月底改造結束，期間封閉母線微正壓裝置處于停運狀態時間長達近3個月。機組停機時間較長，且正值環境較為潮濕的季節，封閉母線內部聚集了一定量的水汽。這種水汽多以液態形式存在，且水量比較集中，沒有影響到母線內部絕緣，所以在啟機絕緣量測過程中，封閉母線絕緣水平良好。

在機組啟機后，封閉母線內導體發熱，加速了封閉母線內外空氣的置換速度，大量水汽滯留在母線內，形成凝結水[3]。且C相封閉母線處在迎風口，外界環境溫度更低，母線內導體、支撐絕緣子、外殼的內表面及盤式絕緣子上更容易出現凝結水滴的現象。凝結水大量積聚在封閉母線中的最低位置，即高廠變壓器上方盆式絕緣子上表面，當凝結水積聚到一定程度，漫過盆式絕緣子上表面溝槽[4]，導致導體與封閉母線外殼通過絕緣子表面發生放電，所以在盆式絕緣子表面產生了放電痕跡。

4 暴露問題

a.隱患排查工作開展不到位，沒有及時發現封閉母線內結露問題，未能定期對封閉母線內積水進行排放處理[5]。

b.設備巡視不到位，對與主設備相關的附屬設備重視程度不夠。設備管理人員沒有意識到封閉母線微正壓裝置運行狀況對封閉母線安全運行造成的威脅，沒有及時發現封閉母線微正壓裝置長期未投入運行而造成的影響[6]。

c.設備管理不到位，設備管理人員沒有意識到封閉母線密封性不良[7]，在微正壓裝置退出運行期間，會存在加劇封閉母線內外冷熱空氣對流的情況，造成母線內結露加重。

d.運行管理不到位，運行規程不完善，未對微正壓裝置投退作具體規定，造成機組長時間停運期間微正壓裝置未正常投入運行。

5 防范措施

a.開展封閉母線隱患排查工作，對其他機組的封閉母線內結露情況、微正壓裝置的運行狀況進行排查，發現問題立即處理。

b.對封閉母線C相損壞的絕緣子進行更換，對封閉母線進行整體查漏，消除漏點，使封閉母線密封性達到合格標準[8-9]。

c.將封閉母線排水工作納入封停必檢項目，每次機組調停時對放水孔位置進行檢查，并對封閉母線內部的結露情況(特別在最低點位置及高廠變壓器升高座處)進行定期打開檢查，發現問題立即處理[10]。

d.點檢員、運行巡視人員定期巡查空壓機、微正壓裝置工作狀況，要仔細巡查微正壓裝置各管路，確保微正壓裝置向母線充氣正常，并記錄運行各參數。

e.繼保人員、運行巡視人員定期查看并記錄發變組保護柜、發變組故障錄波器和DCS發電機零序電壓、機端電壓參數是否有異常變化。如果DCS系統、故障錄波器有告警信號，應及時查看確認，判斷異常原因，并采取措施進行處理。

f.點檢員、運行巡視人員要監視封閉母線內部的溫度、濕度，定期巡查封閉母線運行情況，遇有異常天氣要加強巡檢[11]。

g.修訂運行規程，對封閉母線微正壓裝置的運行和維護提出明確要求，并按規程嚴格執行到位。

h.對同類型的5號機組的微正壓裝置進行排查，發現問題立即處理。

6 結束語

封閉母線防結露裝置對于封閉母線安全運行具有重要作用，本文分析了封閉母線防結露裝置的工作原理，對工作流程進行了總結。通過結合設備的運行和操作，歸納出巡檢過程中需要注意的問題，對防結露裝置日常運行操作具有一定的指導意義[12]。同時，結合母線設備本身和實際的環境情況，分析了封閉母線防結露裝置所存在的問題，并對需要改進的措施進行闡述，對該設備進一步完善具有一定參考作用。全廠對封閉母線工作進行徹底排查，發現缺陷立刻處理，杜絕了類似事情的再次發生，有利于保證機組長周期的穩定運行。