巨爭號

（神華國能（神東電力）集團公司技術研究院，陜西 西安 710065）

發(fā)電機電壓互感器故障引起停機分析及對策

巨爭號

（神華國能（神東電力）集團公司技術研究院，陜西 西安 710065）

從發(fā)電機出口電壓互感器典型配置入手，結合某發(fā)電機電壓互感器故障案例，對電壓互感器故障時二次電壓幅值及相位關系的變化進行了分析，為減少及有效杜絕同類事故發(fā)生，提出了規(guī)范和完善的電壓互感器預防性試驗，嚴把其選型及出廠驗收等方面的對策。

發(fā)電機；電壓互感器；故障

大型發(fā)電機出口一般均裝設三組電壓互感器，分別向雙重化配置的發(fā)電機變壓器組保護、勵磁調(diào)節(jié)器、遠動及計量裝置提供發(fā)電機電壓信號。受電壓互感器絕緣水平、制造質(zhì)量及運行環(huán)境等因素影響，近年來系統(tǒng)內(nèi)外曾發(fā)生多起因電壓互感器內(nèi)部絕緣缺陷導致機組相關保護動作的停機事件。

1 發(fā)電機出口電壓互感器配置

大型發(fā)電機受中性點實際位置限制，一般只引出3個端子，即只有1個中性點，無法實現(xiàn)由單繼電器橫差保護構成的發(fā)電機匝間短路保護，取而代之的是在發(fā)電機機端裝設1組專用匝間保護電壓互感器，其電壓互感器一次中性點與發(fā)電機中性點相連，二次有兩個繞組，準確等級按3P、3P配置，分別至發(fā)電機變壓器組匝間保護裝置和自動勵磁調(diào)節(jié)器AVR（Auto Voltage Reg），考慮到發(fā)電機發(fā)生單相接地后中性點電位升高，該電壓互感器絕緣水平為全絕緣結構形式。為滿足發(fā)電機變壓器組繼電保護、遠動及變送器等要求，還配置兩組接線形式、準確等級及變比完全相同的電壓互感器，每組電壓互感器有3個二次繞組，準確等級按3P、0.2、3P配置，分別至發(fā)電機變壓器組雙套后備保護及故障錄波器、電度表及發(fā)電機變壓器組變送器、發(fā)電機變壓器組雙套定子接地保護，上述二組電壓互感器一次繞組中性點接地，考慮實際運行情況，其絕緣水平為分級絕緣結構形式，變比為，其中Ue為發(fā)電機額定線電壓，有關典型配置如圖1所示。

圖1 發(fā)電機出口電壓互感器配置圖

2 發(fā)電機出口電壓互感器故障案例及分析

發(fā)電機出口電壓互感器故障時，故障相、非故障相二次電壓幅值及相位與正常運行時不同，變化軌跡有一定的規(guī)律性，結合故障相關數(shù)據(jù)，根據(jù)其規(guī)律特性，現(xiàn)場可對故障進行快速定位判斷。

2.1 故障情況簡述和相關數(shù)據(jù)

某600MW機組運行中，發(fā)電機定子接地保護動作、機組跳閘解列，集控鍋爐主燃料跳閘MFT（Main Fuel Trip)動作、廠用電切換成功等信號發(fā)出，值班人員就地檢查發(fā)電機變壓器組保護裝置動作報告，發(fā)電機機端零序電壓值為18.1 V，中性點零序電壓為18.5 V，動作時限為0.5 s，打印發(fā)電機定子接地保護定值，機端及中性點零序電壓整定值均為15 V，動作時限0.5 s，調(diào)取故障錄波器相關參數(shù)，故障時發(fā)電機A相二次電壓為61.7 V，B相二次電壓為54.8 V，C相二次電壓為57.6 V（A、B、C相二次額定電壓為57.75V）。

2.2 故障檢查和定位

發(fā)電機定子接地保護動作時機端電壓互感器開口三角形繞組及中性點接地變壓器二次有零序電壓，保護為正確動作，同時，故障時發(fā)電機三相電壓不平衡更加證實了上述觀點。可能原因有發(fā)電機定子繞組單相接地，發(fā)電機電壓系統(tǒng)有關一次設備存在接地或絕緣損壞，出現(xiàn)問題的設備可能有發(fā)電機定子繞組、發(fā)電機出口電壓互感器、發(fā)電機電流互感器、發(fā)電機封閉母線及支柱瓷瓶，主變壓器低壓繞組及引線支柱瓷瓶，廠用高壓變壓器、勵磁變壓器高壓繞組及引線支柱瓷瓶等。為縮小查找范圍，以確定發(fā)電機本體繞組是否有接地故障，首先打開發(fā)電機出口軟連接，用水內(nèi)冷發(fā)電機專用兆歐表測量發(fā)電機繞組絕緣合格，發(fā)電機直流耐壓試驗合格，封閉母線帶主變壓器低壓側及廠用高壓變壓器、勵磁變壓器高壓側測絕緣，其絕緣電阻與故障前試驗值比較無明顯變化，發(fā)電機中性點接地變壓器一、二次繞組對地絕緣也良好。考慮到發(fā)電機電壓互感器2PT、3PT為半絕緣絕緣水平，并且為戶內(nèi)環(huán)氧樹脂澆注式封閉結構，當故障性質(zhì)不十分嚴重時，正常無法用測絕緣對其狀態(tài)進行判斷，故決定對2PT、3PT進行一、二次繞組直流電阻、三倍頻感應耐壓及空載電流等試驗[1]，試驗發(fā)現(xiàn)2PT的B相一次繞組直流電阻較正常略有下降，一次繞組對二次繞組及一、二次繞組對地絕緣電阻值大于2 500MΩ，三倍頻感應耐壓當升壓至3 kV左右時試驗儀器過流跳閘，試驗未通過（有關電力設備預防試驗規(guī)程要求三倍頻感應耐壓試驗應升壓至47 kV，升壓時間40 s無擊穿），懷疑2PT的B相一次發(fā)生擊穿放電現(xiàn)象，鑒于此，也無再進行勵磁特性試驗的必要。對2PT其他二相、3PT每相、匝間保護專用全絕緣結構1PT各相進行一次繞組對二次繞組絕緣電阻、一、二次繞組對地絕緣電阻、一、二次繞組直流電阻、三倍頻感應耐壓、空載電流等試驗，均正常。UC的中性點，Rg為等效過渡接地電阻，當B相發(fā)生上述故障后，其二次電壓偏移中性點G點視接地電阻Rg大小在以UB為弦，圓周角為Arctan（Xs/（Xs+Rg））圓弧上移動（XS為發(fā)電機出口電壓互感器等效電抗值），Rg愈大，G點愈靠近O點，可以看出其二次電壓幅值UB′較UB小，UA′較UA大，UC′較UC略大或不變，一般來講，超前相電壓增加，故障相電壓減少，滯后相電壓略有增加或不變，UA′與UB′相位差小于120°，UB′與UC′相位差大于 120°， UC′與 UA′相位差小于120°。本故障案例二次電壓數(shù)據(jù)為UA′=61.7 V，UB′=54.8 V，UC′=57.6 V，與上述分析結論一致。除本案例外，國內(nèi)其他2個發(fā)電廠發(fā)電機機端電壓互感器故障案例數(shù)據(jù)及故障結果為：某電廠600MW發(fā)電機組出口電壓互感器A相匝間接地故障，其

2.3 電壓互感器返廠解體檢查及故障分析

2 PT外觀檢查良好沒有損壞，采用專用割鋸對其進行逐層解剖，發(fā)現(xiàn)一次繞組最里層第一級線圈中間幾層完全燒毀，漆包線漆皮脫落，層間絕緣粉化，二次繞組絕緣良好，據(jù)此可以排除二次繞組及二次電纜回路短路性質(zhì)故障，也可排除系統(tǒng)接地發(fā)生鐵磁諧振過電壓導致一次繞組產(chǎn)生涌流性質(zhì)的故障，可以確定故障原因為一次繞組發(fā)生匝間短路并經(jīng)過渡電阻接地故障。該組電壓互感器運行已數(shù)年，電壓互感器匝間或?qū)娱g故障有積累效應，其一次線圈中間及靠近里層部位運行時溫度較高，絕緣老化較其他部位嚴重，對故障的產(chǎn)生有一定影響，對于由此引起的匝間絕緣缺陷，雖能承受定期及出廠感應耐壓試驗，但不一定能夠避免長期運行過程中絕緣進一步損壞的現(xiàn)象發(fā)生。

2.4 故障相量分析

該機組共有3組出口電壓互感器1PT、2PT、3PT，全絕緣結構的1PT為匝間保護專用，半絕緣結構的2PT、3PT為保護及測量裝置使用，當2PT的B相發(fā)生匝間并經(jīng)電弧過渡電阻接地故障后，發(fā)電機電壓系統(tǒng)產(chǎn)生零序電壓，發(fā)電機中性點電位升高至零序電壓，1PT由于一次繞組中性點直接與發(fā)電機中性點相連且未直接接地，其開口三角形繞組輸出為零，二次繞組各相電壓對稱。2PT、3PT一次繞組中性點接地，其開口三角形繞組有輸出，二次繞組三相電壓不對稱[1]，忽略該2PT的B相由于匝間短路匝數(shù)減少引起的二次電壓變化，其二次電壓相量大小及相位關系分析如圖2所示，UA、UB、UC為正常時二次電壓相量，其相位互差120°，幅值為UA′=52.47V，UB′=57.4V，UC′=63V，3U0=10.4V。另1電廠300MW發(fā)電機組出口電壓互感器B相匝間接地故障，UA′=63.7V，UB′=50V，UC′=60.3V，3U0=13.77 V，其結果也符合上述相量分析。當發(fā)生類似故障時，根據(jù)上述分析結論，可較快分析事故的原因并對事故設備進行定位。

圖2 2PTB相匝間短路并經(jīng)電弧過渡電阻接地相量分析圖

3 對策

為減少及有效杜絕該類事故的發(fā)生，應從以下幾個方面入手，提高電壓互感器安全運行水平。

3.1 規(guī)范和完善電壓互感器相關預防性試驗

如2.3所述，該類半絕緣結構電壓互感器故障原因與電壓互感器運行時間長短，一次線圈中間及靠近里層部位散熱不良有熱積累效應等有關。對于由此引起的絕緣事故，可以通過強化相關預防性試驗提早發(fā)現(xiàn)。按有關DL/T 596—1996《電力設備預防性試驗規(guī)程》相關要求，額定電壓為20 kV的電壓互感器應進行絕緣電阻、介質(zhì)損耗（僅限于油絕緣的電壓互感器）、交流耐壓、局部放電、空載電流、絕緣油擊穿電壓、電壓比、聯(lián)接組別和極性等相關試驗，對于固體絕緣的電壓互感器無與油相關的試驗內(nèi)容。電廠應在規(guī)定的試驗周期或必要時完成交流耐壓、絕緣電阻、空載電流測量等試驗，對于半絕緣結構電壓互感器交流耐壓應進行三倍頻（150 Hz） 感應耐壓試驗代替工頻交流耐壓試驗，以發(fā)現(xiàn)電壓互感器內(nèi)部絕緣缺陷，耐壓值按該電壓互感器出廠耐壓試驗電壓的85%確定，當無出廠耐壓值時按47 kV進行耐壓試驗?？蛰d電流測量按中性點接地系統(tǒng)、非有效接地系統(tǒng)分別加到1.5Ue/電壓下測量空載電流，空載電流不大于最大允許值，同時，空載特性曲線應與上次或出廠空載特性曲線比較不應有較大變化，空載特性試驗是發(fā)現(xiàn)電壓互感器是否存在匝間短路的有效手段，對于局部放電試驗，一般發(fā)電廠受試驗場地及試驗設備限制無法進行，建議有條件時將電壓互感器運至屬地電科院進行試驗，其他常規(guī)試驗標準及注意事項參見有關試驗規(guī)程。

3.2 嚴把設備選型及出廠驗收質(zhì)量關

針對國內(nèi)近幾年發(fā)生的同類事故，新（擴）建電廠設備選型或設備改造時應選擇質(zhì)量相對過關的電壓互感器產(chǎn)品，在產(chǎn)品內(nèi)部絕緣上，應盡量要求廠家按F級絕緣工藝生產(chǎn)（一般按B級絕緣工藝生產(chǎn)），有條件時對于非匝間專用電壓互感器建議選用全絕緣結構制造工藝。出廠交流耐壓試驗，空載電流試驗等要嚴格按相關行業(yè)標準進行。

3.3 其他對策

加強運行巡檢檢查，采用看、聽、聞等手段，檢查運行中的電壓互感器有無異常，柜內(nèi)有無異味，定期或不定期對其本體及引線進行紅外測溫，盡可能提早發(fā)現(xiàn)設備異?，F(xiàn)象。

4 結論

發(fā)電機出口電壓互感器發(fā)生匝間并經(jīng)電弧過渡電阻接地故障，發(fā)電機電壓系統(tǒng)將產(chǎn)生零序電壓并使發(fā)電機相關保護動作，理論分析和故障錄波證明其故障相二次電壓與非故障相二次電壓在幅值和相位變化上有一定規(guī)律性，針對電壓互感器故障，應從規(guī)范和完善相關預防性試驗，設備選型及運行巡檢上采取相關對策，確保發(fā)電機安全穩(wěn)定運行。

［1］ 王廣延.電力系統(tǒng)元件保護原理［M］.北京：水利電力出版社，1988：79-84.

Analysis and Measurement for Generator Trip Caused by Generator VT Fault

JU Zheng-hao
（Shenhua Guoneng（Shendong）Energy Group Technology Research Institute Co.，Ltd.，Xi’an，Shaanxi 710065，China）

The secondary side voltage amplitudeand phase relation of the generator VTduring the faultwere analysed for the typical VT configuration with a case study，and measurements for VT preventive test and the VT type selection and acceptance have been inroduced to reduce and preventsuch failures.

generator；voltage transformer；fault

TM45

B

1671-0320（2014）03-0039-03

2014-01-07，

2014-03-17

巨爭號（1963-），男，陜西扶風人，2012年畢業(yè)于西安交通大學電力系統(tǒng)及其自動化專業(yè)，高級工程師，從事電氣及自動化專業(yè)運行與管理工作。