发电机中性点零序电压变化导致跳机的分析

张建生，秦文忠，毕国轩

（神华国能(神东电力)集团公司，北京 100033）

1 设备概况及事故经过

某电厂主变为奥地利ELIN公司产品，呈三相分体式布局，额定容量为3×210 MVA。由于A相变压器运行期间油中乙炔含量超标返厂大修，临时替换为保定天威保变电气股份有限公司生产的变压器，其额定容量、电压、电流与之前一致，但短路阻抗有所偏差，A相为12.7 %，B，C相为13.43 %。

2013年，该电厂运行中发电机A套“定子接地A”、B套“定子接地B”保护动作，发变组解列，汽轮机超速保护掉闸，炉紧停。机组跳机前运行方式为：带有功负荷440 MW，5台磨煤机运行，汽泵运行，2台电泵备用，RB(辅机故障减负荷)，AVC(自动电压控制)投入，机组自带厂用电。

2 跳机事故发生后的试验检查

2.1 继电保护及二次回路检查试验情况

2.1.1 A套定子接地保护校验(原定值校验)

(1)A/B套定值整定。基波取自发电机中性点开口三角电压，三次谐波取自中性点开口三角电压和机端开口三角电压。校验零序电压、三次谐波比率、三次谐波差动报警及动作值正确。

(2)95 %定子接地保护定值试验。零序电压定值动作值低定值为14.5 V，高定值为16.5 V，动作时间为0.8 s，定值、出口正确。

(3)TV(电压互感器)断线闭锁检查正常。

(4)保护A柜试验。模拟A柜发电机定子接地，发变组A柜记录“A柜发电机定子接地保护”；录波器记录“A柜发电机定子接地”；电气DCS(分布式控制系统)柜记录“发电机定子接地保护A”；信号检查正确。

(5)核对TV变比。发电机中性点TV(保护及录波器用)变比为发电机出口TV变比为

2.1.2 精度检验和动作检查

(1)A，B套发电机差动保护电流通道零漂及精度检验。对A，B柜发电机机端差动保护电流通道零漂及精度进行检验，三相全部无零漂；分别加电流0.5 A，2 A，5 A，10 A，最大误差为4 %，满足误差不大于5 %的要求。

(2)A，B套差动保护启动值检查。A，B套差动保护机端和中性点整定(Ie倍数)均为0.2，计算电流为0.97 A，Ie倍数为0.95时均不动作，Ie倍数为1.05时均动作，检查结果正确。

(3)A，B套差动速断检查。A，B套差动保护机端和中性点调试整定(Ie倍数)均为4，计算电流为18.84 A，Ie倍数为0.95时均不动作，Ie倍数为1.05时均动作，检查结果正确。

(4)A，B套时间检查。单相加定值的1.2倍，测试差动时间A相为71.1 ms，B相为71.7 ms，C相为71.7 ms；速断时间A相为30.6 ms，B相为31.2 ms，C相为30.7 ms，符合要求。

2.1.3 二次回路检查

(1)打开发电机消弧线圈二次线(包括TV，CT)、保护柜连片及接地点，测试电缆的对地、相间绝缘大于50 MΩ,符合要求，从就地与发变组保护柜对线正确。

(2)检查本次主变、高厂变二次回路绝缘大于50 MΩ, 符合要求。

(3)发变组保护所有CT(电流互感器)电缆对地绝缘大于50 MΩ, 符合要求。

(4)与热控传动电气保护动作去热控关主汽门信号正确。

2.2 一次设备绝缘试验

2.2.1 主变试验

(1)直流电阻测试。主变A相因乙炔超标更换为国产备用变压器，低压侧直流电阻比其他两相偏小，本次实测值与交接时的数据相一致，故可以判断为合格。

(2)绝缘电阻及极化指数测试。变压器低压绕组对高压绕组及地绝缘电阻大于40 000 MΩ，极化指数为2.0，试验数据符合《交接和预防性试验规程》的要求。

(3)泄漏电流测试。低压绕组加压20 kV/min，测得泄漏电流最大为3.2 μA，试验数据符合《交接和预防性试验规程》的要求。

2.2.2 高厂变试验

（1） 绕组直流电阻测试。测试绕组线间直流电阻值互差为0.21 %，与前次测试值比较，归算到20 ℃后偏差0.28 %，试验数据符合《交接和预防性试验规程》的要求。

(2)绝缘电阻及极化指数测试。高压绕组对低压绕组2uvw，3uvw及地的绝缘电阻大于20 000 MΩ，极化指数为2.0，试验数据符合《交接和预防性试验规程》的要求。

(3)泄漏电流测试。高压绕组加压20 kV/min，测得泄漏电流最大为27.2 μA，试验数据符合《交接和预防性试验规程》的要求。

2.2.3 发电机试验

对于发电机定子绕组直流耐压及泄漏电流，因为是检查性试验，没有进行分相耐压试验，由于汇水环接地无法打开，水回路泄漏电流无法屏蔽，且仪器容量未升至规程标准值，所以发电机未排空定子冷却水，升压至30 kV时泄漏电流为581.4 μA。

2.2.4 发电机出口避雷器试验

(1)绝缘电阻测试。测试三相避雷器绝缘电阻值均大于20 000 MΩ， 避雷器计数器未动作。

(2)电导电流测试。测试三相避雷器电压为20 kV时的电导电流最大为6.5 μA，符合《交接和预防性试验规程》的要求。

2.2.5 发电机出口封闭母线试验

(1)绝缘电阻测试。A，B，C三相封闭母线的绝缘电阻值分别为20 000 MΩ，9 000 MΩ，10 000 MΩ，符合《交接和预防性试验规程》的要求。

(2)工频耐压试验。B，C相封闭母线加压51 kV/min时通过；但A相封闭母线在第1次耐压电压为46 kV时持续35 s被击穿后，在第2次耐压电压升至45.8 kV时又一次发生击穿，耐压后测其绝缘电阻为1.8 MΩ。

2.2.6 发电机出口母线TV试验

(1)绕组的绝缘电阻测试。5组发电机出口母线TV绝缘电阻均大于20 000 MΩ，符合《交接和预防性试验规程》的要求。

(3)交流耐压试验。5组发电机出口母线TV施加电压59 kV后，试验频率为118 Hz,其中编号为F23的TV的A相在电压为45.6 kV时绝缘被击穿，其余交流耐压合格。

上述试验表明：由于A相封母耐压击穿，因此主要对A相绝缘进行检查，后检查发电机封母编号为F04的CT绝缘不合格，对其进行了更换，更换后恢复封闭母线进行绝缘耐压试验，电压为51 kV时通过。由于编号为F23的TV的A相三倍频试验绝缘低，对其也进行了更换。

3 检查试验后的分析

该电厂发变组保护为南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS-985系列保护装置，机组跳机后检查发变组保护A，B柜保护装置报告为“发电机定子接地”保护动作出口，依据机组事故实时故障录波图和2套发变组保护事件记录动作报告分析，故障时发电机中性点零序电压达14.99 V，发电机机端开口零序电压为15.1 V，零序电压升高至定值，且发电机端电压出现不平衡，使定子接地保护动作。

对事故发生时的发变组保护动作情况、发变组事故实时故障录波图、一次设备检查试验情况进行分析，由于更换A相变压器后，已有较大的不平衡电压出现，发电机机端一次系统出现微小的扰动(如湿度、温度、瓷绝缘性能不佳等)，将引起三相不平衡电压变化增大，导致零序电压同步变化增大，达到定值，保护动作出口。故障跳机前当地有阴雨天气出现，现场一、二次相关设备试验除发电机A相封闭母线、编号为F04的TV外均正常，封闭母线交流耐压A相在升压至46 kV时击穿，其对地阻抗由理论上的纯电容性质变为电容和电阻并联组成，而B，C相封闭母线在对地交流耐压加压51 kV时通过，其对地阻抗为纯电容性质。发电机出口侧三相对地阻抗不平衡，引起发电机三相不平衡电压变化增大而跳机，同时由A相耐压击穿电压值及3U0电压可以看出，该A相对地阻抗绝缘电阻仍较高(但不合格)。

由发变组事故实时故障录波图可看出，在机组跳闸甩负荷后，发电机三相空载电压及零序电压较未跳闸前幅值有一定变化(不是引起跳机的原因)，疑似跳机后发电机机端等效参数发生变化，存在多次谐波小幅值振荡。三相电压不平衡，保护二次开口三角电压偏高，主要是由于分布电容与发电机的电感、TV电感以及封闭母线和变压器电感引起谐振，进而组成一个LC振荡电路；此电路在振荡时会产生很高的电压。引起发电机振荡的原因有很多，主要有气候条件如湿度、温度、瓷绝缘上尘土的改变，以及由于更换近似型号元件所引起的电感量的改变等，但一般只有1项起着主要作用。

综上所述，应在开机时进行相关发电机零起升压及接地电容电流试验，并在试验后依据相关数据决定是否调整中性点消弧线圈电感值，以消除谐振。

4 采取的措施

在中性点不接地系统中，在中性点加装消弧线圈的作用是当系统发生单相接地时，由消弧线圈提供一个电感电流来补偿接地电容电流，从而减小接地电流、降低接地电弧、恢复电压，使电弧自动熄灭，并可防止大的接地电流烧损定子绕组和铁芯。消弧线圈的投入应尽量减小单相接地故障时的残流，但也不能因中性点偏移造成相对地电压过高，因此要合理调整消弧线圈档位来取得最佳效果。

因该厂主变A相变压器更换，导致A相主变与B，C相主变的对地电容不同，发电机中性点零序电压不为0，不平衡电压较高。此基波零序电压为定子接地保护的主要判据，使用三相同型号主变运行时，应接近0。如正常运行时此不平衡电压大，则会影响定子接地保护的灵敏度。而该厂正常运行时，在原中性点补偿电感下，保护装置测得零序电压约为12.8 V，表明更换变压器后中性点消弧线圈电感已和现系统对地电容不匹配，需要重新测定发变组的对地电容以及此电容量对应的补偿电感，从而减小中性点的不平衡电压，增加定子接地保护的有效保护范围。采取的具体措施如下。

(1)断开消弧线圈刀闸，在发电机出口A相编号为F21的TV处经5 A电流表接地，发电机升压至50 %额定电压时，测试发电机对地电容电流为2 A，因此在额定电压时实际接地电容电流为4 A。

(2)合上消弧线圈刀闸，将编号为F21的TV处接地，测试在不同分接头情况下的补偿电流。同时，调整中性点消弧线圈的补偿度，以验证中性点补偿电感的选取。

(3)发电机空载试验。断开发电机A相接地点，机端电压升至50 %时，由中性点档位及电压关系可知，应选取较小零序电流和较小零序电压的档位，即-7档。

(4)经过调整消弧线圈的补偿度，发电机并网后对中性点零序电压和机端零序电压进行测试，在机组额定负荷时实测中性点零序电压为8.33 V，相比事故前中性点零序电压12.8 V，减小4.47 V。通过调整消弧线圈的补偿度，降低了中性点零序电压值，使得95 %定子接地保护定值由原来的16.5 V减小至13 V，基波零序电压有效保护范围增加了3.5 %。同时保护定值计算时充分考虑了发电机机端一次系统出现微小扰动造成中性点零序电压变化进而引起误动的可能。