一起因高压电机接地造成主变跳闸的案例分析

何 熙

（福建晋江天然气发电有限公司，福建晋江 362251）

0 引言

某燃气电厂一期装有4 台S109FA 350 MW 燃气—蒸汽联合循环发电机组。高厂变高压侧与发电机出口断路器GCB出线及主变压器低压侧相连接，其低压侧与6 kV 厂用母线相连接，机组正常运行时由高厂变向6 kV 厂用母线供电，电量保护采用两套独立的国电南自公司DGT801UB 保护装置。4 台机组共用1 台高备变，其低压侧分为8 路，分别与4 台机组的6 kV 厂用母线相连接，电量保护采用两套独立的国电南自公司DGT801UB 保护装置。6 kV 高给泵电机型号为西门子1LA4562-2CN60-Z，保护装置为上海AREVA 电力自动化的MICOM P241 保护装置。2021 年6 月15 日14：16：00，1 号机组负荷336 MW，1 号主变及高厂变跳闸，机组甩负荷；厂用电切换后，01#高备变相继跳闸。

1 事件经过

2021 年6 月15 日14：16：00，1#机满负荷运行，负荷336 MW。2#机满负荷352 MW，3#机调启（14：12 并网），负荷40.7 MW。

14：16：18，1#发电机、主变、高厂变跳闸，01#高备变自动切换带1#机6 kV IA、IB 段母线后跳闸，1#机组厂用电全失，机组转速最高升至3050 r/min。检查直流润滑油泵、直流密封油泵联启正常，柴油发电机自动启动成功，380 V 工作保安MCC 与MCCE 段母线电压恢复正常（工作保安MCC 从失电到电压恢复用时约18 s），润滑油泵B 自动联启正常，润滑油系统、密封油系统运行正常，恢复工作保安段上UPS，直流系统及其它负荷，保安段电流最大528 A，停运直流润滑油泵和直流密封油泵。期间，润滑油油压最低降至0.093 MPa（跳闸前0.22 MPa，油压低报警值0.068 95 MPa），密封油油氢差压最低降至0.012 5 MPa（跳闸前0.046 5 MPa），1#、2#瓦瓦温呈上涨趋势且温度最高为1#瓦BTJ1_1 从92.3 ℃上升至98.1 ℃；轴封压力最低降至0.005 MPa；220 V 直流母线电压最低降至201 V。停机过程中，就地手动摇开真空破坏阀，真空至零后退轴封。关闭通往管扩和本扩的所有疏水（管扩最高温度至121 ℃，机组运行中为80 ℃；本扩最高温至94 ℃，机组运行中为35 ℃）。

14：27，关闭循环水回水阀，关闭炉侧主蒸汽电动阀。

14：53，启动辅机停机冷却水泵往凝汽器水室注水，DCS 上关闭循泵出口蝶阀（循泵A/B 跳闸后蝶阀仍有15%、11%开度显示）；就地关闭化学取样架一次阀，控制锅炉汽包压力，高压包压力由10.11 MPa 上升至最高10.761 MPa，中压包供辅汽压力未上升，低压包压力由0.32 MPa 上升至最高0.45 MPa。

14：20，检查1#主变保护保护A、B 屏报“高厂变零序电流t11、t12”，01#高备变保护A/B 屏报“高备变低压侧零序t11、t21”保护动作信号（以上保护定值均为2 A，1 s），保护装置实际动作值均为2.7 A 达到保护动作值，1020 ms 后开关跳闸，保护动作正确。6 kV IA/IB 段母线上仅“高压给水泵A”报“零序保护发信（定值0.1 A，0.5 s），实际零序电流0.29 A 达到发信值”，经保护动作情况初步判断为高给泵A 电机接地故障。

14：37，检查6 kV IA、IB 母线上工作电源及备用电源进线开关在断开位，低厂变A/B 高压侧开关及励磁变开关在合闸位，其余负荷在分闸位（运行泵组开关因低电压保护动作跳闸），断开低厂变A/B 高低压侧及励磁变开关，断开380 V PC A/B 段母线上的负荷电源开关，断开380 V GE 配套MCC1/2、工作MCC A/B/C 母线电源开关。

14：45，因01#高备变做为其余3 台机的备用电源，根据保护动作及现场目视检查情况，判断01#高备变无接地故障，向省调申请后，合上01#高备变高压侧21G 开关，恢复其余3 台机的6 kV 备用电源。

14：54，盘车投入正常，检查盘车电流61.6 A，惰走时间37.3 min，偏心0.034 mm。

15：00，将6 kV 母线工作电源及备用电源进线开关转冷备用，退出母线PT 后，分别测量6 kV IA、IB 段母线对地绝缘均合格。合上6 kV IA、IB 母线备用电源进线开关，恢复母线正常运行。

15：08，分别测量跳闸时运行的辅机高给泵A 电机绝缘为0 MΩ（6 月8 日定期测高给泵A 绝缘为921 MΩ/2.51 GΩ，吸收比2.72，合格），凝泵B、闭冷泵B、循泵A/B 绝缘合格，启动凝泵B、闭冷泵B、中给泵B、高给泵B，往高中低压包上水。恢复380V PC A/B 段、GE 配套MCC 1/2、工作MCC A/B/C 母线电源。润滑油泵切至A 运行，顶轴油泵切至B 运行，停运柴油发电机（14：16 启动，15：47 停运，总运行时间91 min，油箱油位下降约80 mm），380 V 工作保安MCC 切至380 V PC-A 段带。将380 V 厂用电切至正常接线运行方式，投入相关连锁。检查UPS、直流系统已切至正常主路运行。

2 原因分析及存在问题

2.1 原因分析

2.1.1 电气继电保护动作分析

燃气电厂1#机一次系统如图1 所示，1A 高压给泵电机零序保护配置为：零序电流定值为0.1 A（二次侧，变比100/5），接地动作时间0.5 s，出口逻辑投发信；1#高厂变零序保护配置为：零序电流定值为2 A（二次侧，变比10/5），接地动作时间1 s，出口逻辑投跳闸；01#高备变零序保护配置为：低压侧零序电流保护定值为2 A（二次侧，变比10/5），接地动作时间1 s，出口逻辑投跳闸。

图1 燃气电厂1#机一次系统

高压电机接地时，二次侧实际零序电流为0.29 A，超过定值，发信正确。因保护逻辑非跳闸，1A 高给泵电机未跳闸，导致6 kV IAIB 段母线接地。接地时，1#高厂变低压侧零序电流实际2.7 A 超过保护定值，零序电流保护动作后，1#主变及1#发电机跳闸。厂用电快切装置启动，切换合01#高备变低压侧开关后因高压电机6106 开关未跳闸，1A 高给泵电源接地故障点仍存在，01#高备变保护装置检测到低压侧零序电流2.7 A 超过保护定值，零序电流保护动作，01#高备变跳闸。厂用电零序保护方案不合理，1A 高压给泵电机接地故障，导致高厂变零序保护动作，越级跳主变、发电机，同时由于电机持续接地，厂用电快切至01#高备变时，高备变零序保护动作，高备变跳闸是事故的主要原因之一。

2.1.2 高压电机定子线圈绝缘损坏故障原因分析

6 月16 日，通过现场耐压试验发现电机内部有放电点，当日运往维修厂，整体更换线圈，拆卸绕组铜线时发现匝间短路点在W 相第40 槽上层绕组槽口处。电机定子绕组接地的原因应该是绕组轻微匝间短路所引起，导致主绝缘损坏发生接地。造成电机定子绕组匝间短路与接地短路故障主要有以下4 种情况：

（1）电机在运行中线圈经常承受有高次谐波DV/DT 冲击，DV/DT 导致产生瞬间的高电压，这会给电机的绝缘长期带来冲击，使得线圈绝缘匝间损坏形成短路。

（2）电机运行中启动或断开时瞬间产生不同步合闸，可能产生相电流不平衡，不平衡的电流导致绝缘老化损坏。

（3）电机频繁过载，使得定子线圈频繁承受大电流，造成线圈过热从而导致匝间绝缘损坏短路。

（4）电机定子线圈的漆包线在制造过程中绝缘性能不可能是一样的，可能存在检测仪器和试验不能检测到的薄弱点，在长时间的电、热、力作用下，出现绝缘劣化。

电机频繁承受大电流冲击加剧绝缘受损电机在运行过程中由于受到热胀冷缩及电磁力的共同作用，线圈在槽内会发生一定的变化，定子绕组对地绝缘层在槽内与铁芯之间发生摩擦，使绝缘开始慢慢损伤，而电机长期运行，最薄弱的部位就会加速损伤，最终导致绝缘烧坏对地击穿是事故的主要原因之一。

2.1.3 定值定期校核不到位

自投产以来，继电保护定值经过3 次的定期校核，且每年机组检修时均有对高厂变进行保护校验。但因6 kV 电机与高厂变不属于同一个系统，且电气班人员分工不同，分别由两部分人来执行保护检验，未能发现保护级配不合理问题，是事故的次要原因。

2.2 存在问题及改进方向

2.2.1 人员组织方面

（1）事发时某值包括值长仅7 人，事故发生后紧急联系住厂运行人员，此时增援人员较多，未经当值值长进行有效的统筹安排，基本是自发性的商议分工，较为无序。改进方向：值长应明确运行机组、调启机组负责人，根据现场应急处置及人员情况，按轻重缓急进行合理的人员安排。

（2）运行机组监盘人员更换为增援人员。改进方向：当事故发生时，除非有特殊需要，原则上不更换运行机组监盘人员；切忌因事故处理，忽视运行机组的安全。

（3）事故处理机组负责人与现场人员沟通不顺畅。改进方向：机组负责人应熟练事故处置的流程，整个处置过程应以其为主，其指令应准确、清楚，现场人员须确认无误方可操作；若出现不明确的情况应请示值长。

（4）事故处理过程存在多头指挥的情况。改进方向：在事故处理过程中，具体细节由机组负责人把握，但关键节点仍应汇报值长知晓、批准。

（5）因现场人员不足，查找故障及恢复时较为缓慢。改进方向：人员足够时，应及时安排两组人员进行母线和泵组的绝缘测量，尽早恢复厂用电正常运行。

（6）现场操作人员位置分配不合理。改进方向：合理分配现场操作人员位置，如6.5 m 层和0 m 层各安排一组人员操作，避免操作人员上下跑动，影响及时恢复厂用电。

2.2.2 操作方面

（1）机组跳闸后真空破坏阀失电，就地手摇力矩太小且破坏阀位置处于高度，开启缓慢，未能迅速破真空从而影响退轴封蒸汽的时间，致轴加无凝结水冷却（凝泵已跳闸）的情况下无法及时隔离热源。改进方向：将真空破坏阀电源由380 V GE 配套MCC-2 段改接至保安段带，防止厂用电失去后紧急破真空时远方无法操作问题。

（2）辅机停机冷却水泵启动不及时。改进方向：循泵跳闸后应立即启动辅机停机冷却水泵或由临机供循环水，保证凝汽器循环水供应，防止热源对钛管冲击。

（3）MKVIe 上部分泵组或风机因电源失去后停运，但合闸指令一直存在，母线送电后，盘面未点击STOP 按钮，致该部分泵组或风机电源开关送电后即自启动。改进方向：修订厂用电失电应急预案，增加泵组及风机停运后，及时点击停止按钮，联系热控修改泵组跳闸后合闸指令自保持的逻辑。

2.2.3 设备方面

（1）6 kV 辅机“高压侧零序保护”动作发信告警未上传DCS显示，对故障判断造成一定的延误。改进方向：将6 kV 负载动作于发信的后备保护上传至DCS 告警，以便运行人员快速发现并做出判断。

（2）DCS 上发“1#高厂变及01#高备变保护操作箱保护跳闸”告警，但未发“1#高厂变及01#高备变零序保护”动作告警，经核查为热控DCS 后台采样时间较500 ms，保护动作出口跳闸后因故障点不在保护范围内，60 ms 后信号返回，DCS 无法采集到。改进方向：联系热控将DCS 后台采样时间缩短，电气部分保护出口信号增加自保持功能。

（3）NCS 实时报警的遥信与SOE 时间存在2 min 的偏差。改进方向：检查为对时功能出错，已增加定期对时工作。

3 整改防范措施

（1）通过对高压电机定子线圈绝缘损坏故障原因分析，另外根据高压电机特点，西门子厂家推荐每10 年对高压电机进行一次抽转子大修，每5 年进行一次保养（电气试验、轴承检查等），才能有效的提高电机寿命。现根据机组检修计划排查同类辅机设备健康状况，优化大型辅机维护周期及维护项目。

（2）根据DLT 5153—2014《火力发电厂厂用电设计技术规定》保留6 kV 辅机零序电流保护出口为信号，将1～4 号高厂变零序电流保护、01#高备变低压侧零序电流保护由跳闸改投信号。

（3）定期组织全厂保护配置校核，尤其重点核查保护上下级配合。

（4）组织电气专项保护培训及保护规程学习，针对出现的问题，修改电气规程、图纸、厂用电中断预案等。

（5）利用仿真机加强对运行人员厂用电失电现场处置的培训，完善厂用电失电应急预案。