7月8日江蘇某廠4號機異常停運分析報告
一、設備簡況:
某廠4號機組額定容量350MW,發(fā)電機為ATB-2-50型汽輪發(fā)電機,額定電壓23kV,采用水、氫、氫冷卻方式,1999年投產。發(fā)變組保護采用南瑞繼保的PCS-985B發(fā)電機變壓器組保護裝置,2014年改造后投運。
發(fā)電機定子接地保護由基波零序電壓和三次諧波定子接地保護組成,其中基波零序電壓定值設置為7.5V,0.5S投跳;三次諧波零序電壓投報警。發(fā)電機機端設置3組單相式全絕緣PT,為發(fā)電機投產時配套,型號JVT-150,容量200VA,保護精度等級3P,測量精度等級0.2。
二、事前工況:
機組AGC控制方式,機組負荷217MW,主汽壓151bar,磨煤機A、B、D運 行,總煤量109t/h。勵磁電壓163V,勵磁電流1861A, AVR1號通道運行,2號通道 備用,勵磁小室空調運行,室溫正常。
三、事件經過及處理:
23時31分57秒,4號發(fā)變組保護動作報警,發(fā)電機定子接地保護動作,發(fā)電 機跳閘,汽機、鍋爐聯(lián)跳,檢查廠用電自動切換正常。
檢修事后檢查,發(fā)變組A、B柜保護動作一致,發(fā)變組故障錄波器采樣和保護動作邏輯吻合,機端A、B兩相電壓降低至54V,C相電壓提高至60V,三相相角 差接近120度,無零序電流,中性點零序電壓為8.2V,達到動作定值(7.5V),保護動作正確,查閱發(fā)電機中性點零序電壓變化過程如下:
23時31分19秒前,零序電壓一直維持在0.12V以下,處于正常狀態(tài)。
23時31分19秒,零序電壓從0.12V開始上升,至23時31分57秒上升至8.2V,在此過程中機端A、B兩相電壓逐漸降低至54V,C相電壓逐漸提高至60V。
3時50分,運行執(zhí)行機組跳閘后檢查卡正常,外觀檢查發(fā)電機、勵磁裝置、 封閉母線、發(fā)電機中性點接地裝置、主變、單元變無異常。
7月9日0時30分,“#4發(fā)電機定子繞組接地故障檢查”工作票開工,檢修檢查發(fā)電機定子及封母。測量發(fā)電機出線帶主變低壓側、單元變高壓側包括封母對地絕緣2.8MQ,與歷次記錄對照絕緣正常。測量發(fā)電機出口封閉母線絕緣,對地9.7M Q,發(fā)電機中性點變壓器高壓側對地絕緣31200MQ,低壓側帶接地電阻對地絕緣 174MQ,中性點變壓器所帶接地電阻值為0.92Q,均正常,確認一次系統(tǒng)正常。
2時30分,結合檢查情況和故障錄波數(shù)據(jù),重點懷疑機端PT異常。測量4號 發(fā)電機機端PT絕緣正常,在進一步對發(fā)電機機端各組PT進行空載試驗,發(fā)現(xiàn)機端第三組PT A在電壓較小時電流出現(xiàn)突升,判定該相PT —次繞組匝間短路,其余PT正常。
8時0分,完成備品PT的空載試驗、耐壓試驗、直流電阻測試,結果均正常, 對故障PT進行更換。
9時30分,鍋爐點火,重新啟動。
14時0分,進行起勵升壓,檢查各PT回路采樣正常,二次核相試驗結果正常。
15時2分,4號機組并網成功。
四、原因分析:
1、發(fā)電機機端第三組PTA相一次繞組匝間短路,該相對地等效阻抗減小,產生中性點零序電壓升高,造成定子接地保護達到動作值,發(fā)電機跳閘。據(jù)測算,當PT—次繞組發(fā)生匝間短路時,對地電壓的最高相(比正常略有升高)的下一相即為故障相,與現(xiàn)場實際情況相符(最高相為C相,滯后相為A相)。
2、檢查2018年的4號發(fā)電機機端PT試驗報告,其空載試驗、工頻耐壓、直流電阻試驗結果均正常,該相PT匝間短路具體故障點及原因分析待進一步解體檢查。
五、暴露問題:
1、 4號機組機端PT因絕緣老化或制造質量不良導致發(fā)生匝間短路。
2、電氣專業(yè)對機端PT設備重要性重視不足,未從PT投運時間較長的客觀情況出發(fā),提高PT預試標準和局放試驗。
六、防范措施:
1、 立即更換故障的4號機組發(fā)電機端第三組A相PT。
2、在2020年10月份4號機組檢修期間,全面排查PT設備情況,并提前做好更換機端PT的準備。
3、舉一反三,利用檢修或調停機會,全面排查PT設備情況,并根據(jù)檢查情況及時采取措施。
4、今后檢修工作中,按照DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規(guī)程》規(guī)定的試驗項目,定期開展互感器空載電流試驗、倍頻感應耐壓等試驗。
5、進一步加強電廠設備管理工作,根據(jù)設備特性和投運時間,合理安排縮短預 試周期。