一起大型發(fā)電機中性點電流互感器故障診斷與分析

王明朗

(龍灘水電開發(fā)有限公司龍灘水力發(fā)電廠,廣西天峨547300)

一起大型發(fā)電機中性點電流互感器故障診斷與分析

王明朗

(龍灘水電開發(fā)有限公司龍灘水力發(fā)電廠,廣西天峨547300)

通過對某大型水力發(fā)電廠一起保護裝置報警故障的診斷及分析,明確了由中性點電流互感器損壞導致故障的原因。依據該廠運行經驗,提出了對發(fā)電機通風系統(tǒng)進行風道測試并進行相應的技術改造,以降低發(fā)電機風洞環(huán)境溫度；在銘牌上按國標要求標注電流互感器的絕緣耐熱等級；大型發(fā)電機應選用絕緣耐熱等級為F級及以上的電流互感器；相鄰相間電流互感器應有足夠的抗干擾距離等改進措施。

電流互感器；環(huán)境溫度；耐熱等級；鄰近效應

1 工程概況

某大型水力發(fā)電廠一期工程共裝有7臺額定功率為700 MW的空氣冷卻水輪發(fā)電機組。該廠機組定子繞組為F級絕緣,每相繞組接線采用8并聯支路、“Y”型連接結構。在發(fā)電機中性點處,每相第1、3、5、7支路通過銅環(huán)引線裝配連接在一起后三相再連接,構成中性點第一分支；每相第2、4、6、8支路通過銅環(huán)引線裝配連接在一起后三相再連接,構成中性點第二分支。中性點第一分支與第二分支并聯后經中性點接地變壓器接地。發(fā)電機保護采用南京南瑞繼保電氣有限公司RCS-985GW型設備,依照雙重化原則配置A、B兩套保護裝置。發(fā)電機中性點每分支三相各裝設1臺P級保護用電流互感器(CT),型號為LMZB12-20,互感器額定電流比為15 000/1 A,額定輸出15 V·A,準確級5P級,準確限值系數40,每臺CT各有兩只二次繞組。發(fā)電機中性點電流互感器及保護裝置電路見圖1。

2 事故發(fā)生經過

2015年09月10日20∶00 6號發(fā)電機帶689 MW有功負荷運行。20∶40監(jiān)控報“6號發(fā)電機保護A套保護裝置報警；6號發(fā)電機保護A套TA斷線”；現場初步檢查保護裝置顯示：裂相差動差流報警,不完全差動2差流報警,管理板報警；TA斷線燈亮；裝置報警燈亮；其他保護未見異常。立即對裝置信息

圖1 發(fā)電機中性點電流互感器及保護裝置電路

進行檢查并監(jiān)視故障發(fā)展趨勢。在此后至停機過程中,第一、第二分支B相CT的二次端子相繼發(fā)生故障,電流發(fā)生偏差, A套裂相橫差差流最大達到0.22 Ie,B套裂相橫差差流最大達到0.18 Ie(發(fā)電機保護差流報警值為0.15 Ie,差動保護動作值為0.3 Ie)。裂相橫差及不完全差動2保護相關中性點CT所測二次電流見表1。

表1 中性點CT所測故障電流

3 保護裝置報警原因篩查

3.1 發(fā)電機電氣一次設備檢查

停機后,立即對發(fā)電機進行電氣試驗。使用2 500 V 搖表測得發(fā)電機定子繞組1 min的絕緣電阻為165 MΩ,10 min的絕緣電阻為506 MΩ,極化指數為3.07,滿足環(huán)氧粉云母絕緣定子繞組極化指數不小于2.0的要求。定子繞組B相一分支直流電阻為1.473 mΩ(20 A)；一分支直流電阻為1.464 mΩ(20 A),互差為0.61%,滿足各分支直流電阻相差不得大于最小值1%的要求。初步排除電氣一次設備故障導致保護報警。

3.2 發(fā)電機保護裝置檢查

檢查保護裝置采樣板正常。用繼電保護測試儀在發(fā)電機中性點端子箱處,對保護裝置分別加1 A三相對稱電流量至發(fā)電機A、B套保護裝置。檢查兩套保護裝置CPU板、管理板所有采樣幅值及相位均正常,進而排除發(fā)電機保護裝置故障導致報警。

3.3 中性點CT回路檢查

對連接至CT二次回路及CT外觀進行檢查,無明顯異常。用CT分析儀對CT進行試驗分析,其分析數據見表2。

將試驗結果與上次預防性試驗結果(見表3)進行對比發(fā)現,兩個分支B相CT各端子二次繞組電阻、變比、比差、復合誤差數值均發(fā)生較大偏差；該5P級保護用CT的復合誤差均已超過5%的限值；測得CT變比嚴重超差,明顯超過5P級保護用電流互感器在額定一次電流下±1%的比值差；各二次繞組均測不出拐點電壓及拐點電勢,查詢相應繞組的勵磁特性曲線,發(fā)現在進行勵磁特性測試過程中,從低勵磁起始,施加于二次端子上的正弦波電壓與勵磁電流之間近似線性關系,并無輸出拐點的趨勢；兩臺保護用CT已失去其暫態(tài)特性。故判斷CT內部故障導致此次保護報警。

4 故障CT解剖檢查

將故障CT剝除環(huán)氧樹脂絕緣層進行解體檢查,

表2 故障后CT分析數據

表3 預防性試驗CT分析數據(故障前)

解剖后發(fā)現CT二次繞組、屏蔽繞組碳化現象嚴重,沿環(huán)形鐵芯的二次繞組各部均有碳化現象,部分二次繞組銅引線有明顯的過熱變色情況發(fā)生；拆解二次繞組發(fā)現碳化現象一直延伸到鐵芯部位,且二次繞組首尾端、屏蔽繞組接頭處碳化現象尤為明顯,鐵芯上也附著有大量碳化物；各層繞組間的環(huán)氧漆絕緣均已脆化。

分析以上現象可得出：CT內部整體絕緣熱老化明顯；二次繞組過熱,相鄰銅引線及銅引線層間發(fā)生碳化,導致繞組匝間絕緣降低并出現多點不確定性短路現象,使得CT二次電流響應異常導致保護裝置報警。

5 故障主要原因分析

5.1 發(fā)電機風洞溫度較高

該電廠7臺發(fā)電機均為立軸半傘式三相凸極同步發(fā)電機。發(fā)電機通風系統(tǒng)采用密閉自循環(huán)空氣冷卻方式。在定子機座外壁均勻地分布了16個空氣冷卻器,定子鐵心、定子繞組及轉子繞組均為空氣冷卻?？諝獾难h(huán)通過發(fā)電機轉子的徑向氣流作用來實現,氣流經轉子磁軛環(huán)隙、磁極通風隙、氣隙、定子鐵芯和機座導入空氣冷卻器,通過空氣冷卻器冷卻的氣流再返回到轉子上下端 。通風系統(tǒng)在設計初期由哈爾濱電機廠和法國Alstom公司通過利用相似原理進行了1∶5的通風模型試驗,通過測試結果來分析通風系統(tǒng)的品質,以便計算各部風量和風速的分配等情況,并以此為依據選擇了發(fā)電機的通風結構。

在實際生產運行過程中,對發(fā)電機風洞內各設備進行紅外測溫定期監(jiān)測。各電氣設備在運行環(huán)境中的溫度與負荷呈穩(wěn)定的正比關系,主要的定子繞組等電流致熱型設備溫升穩(wěn)定,各監(jiān)測點無明顯異常,但所采集環(huán)境溫度均較正常的環(huán)境溫度明顯偏高,發(fā)電機通風系統(tǒng)的冷卻效率并未最大化利用。

由于該電廠投產相對其他大型水力發(fā)電廠較早,在設計期間進行的通風系統(tǒng)各項試驗有一定的局限性,且通風模型結果只能說明通風設計滿足相似規(guī)律,由于生產安裝技術產生的誤差影響不能進行充分論證。發(fā)電機風洞內設備主要為電流致熱性設備,機組在夏季常處于大負荷運行狀態(tài),且風洞內的定子線圈有明顯的電磁效應,使得風洞內設備均處于較強的電磁場環(huán)境中。大負荷運行期間,機組有功負荷在500 MW以上時,所測的環(huán)境溫度均超過40 ℃。

風洞內環(huán)境溫度較高,使CT主絕緣長期處于較高溫度的運行環(huán)境中,導致主絕緣逐步發(fā)生劣化。中性點CT的安裝位置對CT散熱也有一定影響：中性點CT立放在支架上,安裝于靠風洞內壁側,以發(fā)電機軸為圓心呈扇形分布,安裝高度與發(fā)電機定子鐵芯上端水平面齊平,安裝位置離風洞內壁較近,上端靠近發(fā)電機上機架,故可近似認為CT安裝于風洞通風死角位置。通風系統(tǒng)流向此處的概率較小,導致CT散熱效果不理想。環(huán)境溫度較高且散熱效果不理想,使CT主絕緣熱老化速率增快,是CT損壞的原因之一。

5.2 CT絕緣等級不滿足環(huán)境要求

出現故障的兩臺CT分別位于兩個分支的B相,兩臺CT均為上次檢修期間新更換的備品。

替換的兩臺備品與原CT制造廠家相同,銘牌上標注的型號、標準號、額定絕緣水平、額定電流比、額定輸出、準確級、準確限值系數等參數均與原CT一致,生產日期為2010年4月,經絕緣試驗、特性試驗合格后安裝到位。

在進行事故分析中發(fā)現,采購的這兩臺事故CT備品絕緣耐熱等級均為B級,機組投產期間所使用的CT絕緣耐熱等級均為F級。B級絕緣耐熱等級為130 ℃,F級絕緣耐熱等級為155 ℃。大負荷運行期間機組連續(xù)運行時間長,CT紅外測溫監(jiān)測中雖未發(fā)現超過耐熱等級的溫度,但長時間暴露于高溫、強磁場環(huán)境中,對CT絕緣會造成不可逆的損害,且這兩臺CT主絕緣耐熱等級為B級,相對于其他F級絕緣的CT,更易受高溫影響而加速絕緣老化并提前損壞。

大型發(fā)電機用CT除二次繞組外,還有屏蔽繞組,以代替?zhèn)鹘y(tǒng)的金屬外殼屏蔽,保證CT的精度。當CT主絕緣有損傷后,風洞內的強磁場將直接在屏蔽繞組上感應出大電流；當CT主絕緣進一步劣化后,強磁場便直接作用于CT二次繞組,使二次繞組也產生感應電流。感應電流達到超過額定電流值,就會使CT內的繞組嚴重發(fā)熱,并發(fā)生碳化燒損現象。因此,CT絕緣等級較低也是故障發(fā)生的重要原因之一。

5.3 CT受相鄰導體鄰近效應的影響

發(fā)電機中性點導體是直接穿過CT的,導體的軸線與CT中心軸線基本重合。在發(fā)電機運行時,通過導體上的電流在CT的鐵心上形成感應磁場。導體離CT鐵心越近,形成的磁感應強度越大,在CT二次繞組產生的感應電流也越大。6號機第一分支和第二分支母線均水平排列,三相CT間只有0.3 m左右的距離。由于大型發(fā)電機風洞內磁場強且復雜,各CT雖設有屏蔽繞組,但鐵心不能排除受相鄰導體鄰近效應的影響。根據CT安裝排列的位置分析,安裝在中間的B相CT磁通極易受A、C兩相導體影響。A、C兩相導體所產生的磁場在B相CT上疊加,使B相CT鐵心具有較高的磁感應強度。加上B相導體的感應,使CT鐵心產生磁飽和,形成較強的磁滯損耗,導致鐵心發(fā)熱，這也是CT損壞的原因之一。

6 結 論

通過以上故障原因分析,可得出如下結論：

(1)該廠發(fā)電機通風系統(tǒng)可能存在風路紊亂現象。當機組在大負荷狀態(tài)下運行時環(huán)境溫度較高,導致CT長時間暴露于較高環(huán)境溫度中,使CT絕緣老化而產生短路。應加強對發(fā)電機風洞內各設備的紅外測溫定期監(jiān)測,同時盡快開展發(fā)電機通風系統(tǒng)測試,檢測通風系統(tǒng)效率,以便對發(fā)電機通風系統(tǒng)提出相應的技術改造,以降低發(fā)電機風洞環(huán)境溫度。

(2)針對此類大型發(fā)電機所用的母線式環(huán)氧樹脂澆注CT,在設備出廠時,應要求制造廠在銘牌上按國標要求標注絕緣耐熱等級。

(3)由該電廠運行經驗來看,大型發(fā)電機應選用絕緣耐熱等級為F級及以上的CT。同時應在CT相關國標規(guī)程、選用導則中明確提出該原則。

(4)大型發(fā)電機中性點電氣回路設計時,應考慮電氣設備的布置問題,盡量將相鄰導體對CT的鄰近效應影響降到最低。相鄰相間CT要有足夠的距離,還可考慮在相鄰相間CT裝設屏蔽外罩。

[1]林貴文, 任樹峰. 大型發(fā)電機用電流互感器的屏蔽繞組結構[J]. 電力建設, 2006, 27(3): 58- 60．

[2]GB 20840.2—2014 互感器 第2部分： 電流互感器的補充技術要求 [S]．

[3]DL/T 866—2004 電流互感器和電壓互感器選擇及計算導則[S]．

[4]GB/T 11021—2014 電氣絕緣 耐熱性和表示方法[S]．

[5]楊樹鋒. 大型發(fā)電機中性點電流互感器故障分析[J]. 變壓器, 2010, 47(1): 60- 63．

(責任編輯 焦雪梅)

Diagnosis and Analysis on a Fault of Neutral Point Current Transformer for Large Generator

WANG Minglang

(Longtan Hydropower Plant, Longtan Hydropower Development Co., Ltd., Tian’e 547300, Guangxi, China)

Through the diagnosis and analysis on a failure alarm of protection device in a large hydropower plant, it is clear that the fault is caused by the damage of neutral point current transformer. According to operation experiences, some improvement measures are proposed, such as conducting air passage test and technical reform of generator’s ventilation system to reduce wind tunnel ambient temperature of generator, marking the thermal class of current transformer on the label according to national standards, using the current transformer with a thermal Class F or above for large generators, and arranging current transformers of adjacent phase with sufficient anti-interference distance．

current transformer; ambient temperature; thermal class; proximity effect

2017- 02- 15

王明朗(1989—),男,四川成都人,助理工程師,從事電氣一次設備檢修維護及絕緣監(jiān)督工作．

TV734;TM452(267)

A

0559- 9342(2017)04- 0051- 04