基于I 0和3U 0突變量啟動的發(fā)變組離相封閉母線絕緣缺陷分析

文聆安,林永源

(1.廣東粵電大亞灣綜合能源有限公司,廣東 惠州 516000；2.廣東惠州平海發(fā)電廠有限公司,廣東 惠州 516000)

1 設(shè)備概述

某電廠裝機容量2×1 000 MW超超臨界燃煤發(fā)電機組,1、2號機組分別于2010年、2011年投產(chǎn)發(fā)電。2臺機組均以發(fā)電機－變壓器單元接線接入500 k V配電裝置,發(fā)電機與主變壓器、高壓廠變之間采用離相封閉母線連接,封閉母線制造廠家為鎮(zhèn)江華東電力設(shè)備廠,封母采用微正壓干燥裝置保持內(nèi)部干燥。發(fā)電機裝設(shè)出口斷路器,每臺機組設(shè)兩臺分裂高壓廠變壓器,電源從主變壓器低壓側(cè)與發(fā)電機之間引接。

發(fā)電機中性點采用經(jīng)配電變壓器二次側(cè)電阻接地的接地方式,接地變壓器容量為50 k VA,二次側(cè)電阻為0.13Ω,一次側(cè)電壓為27 k V,二次側(cè)電壓為240 V,帶有100 V抽頭。主變壓器500 k V側(cè)中性點直接接地,高壓廠變壓器6 k V側(cè)中性點經(jīng)電阻接地,接地電阻為23Ω。

發(fā)變組保護裝置采用雙重化配置,每套保護包含完整的主保護和后備保護,發(fā)電機兩套保護分別布置在發(fā)變組保護A、B屏。其中,100%發(fā)電機定子接地保護由兩部分組成:

a.第一部分是零序電壓保護,取自中性點接地變側(cè)基波零序電壓UN0[1],整定值為13.86 V,延時0.5 s,動作于發(fā)電機全停II,且當(dāng)故障點越接近發(fā)電機出線端時保護的靈敏度越高[12]。

b.第二部分為利用3次諧波電壓比值構(gòu)成定子繞組接地保護,3次諧波電壓取自中線點接地變3次諧波VN3與機端電壓互感器3次諧波VS3,且當(dāng)故障點越靠近中性點時保護的靈敏度越高[1-2]。

發(fā)變組接入故障錄波裝置錄和發(fā)變組保護A、B屏的電氣量,如圖1所示。

圖1 發(fā)變組保護配置

發(fā)變組故障錄波裝置中設(shè)定發(fā)電機機端零序電壓3U0(取自圖1中2YH)上限報警值5 V,突變量啟動值5 V；設(shè)定發(fā)電機定子零序電流I0(取自圖1中11LLH)上限報警值1.1 A,突變量報警值0.1 A。

2 I 0、3U 0突變量啟動

某年4月14日10時16分43秒993毫秒,2號發(fā)電機定子零序電流I0第一次報突變量啟動,持續(xù)時間約650 ms,錄波數(shù)據(jù)如圖2所示。因電壓量未達發(fā)電機定子接地保護動作定值,定子接地保護未動作。

圖2 I 0突變量啟動錄波

從圖2可以看出:機端零序電壓3U0的波形突變和2號發(fā)電機定子零序電流I0的波形突變完全同步；發(fā)電機、主變壓器、高壓廠變壓器三相電壓、三相電流處于平衡狀態(tài),未發(fā)生波形突變；主變壓器高壓側(cè)中性點零序電流未發(fā)生突變。

4月14日為雨天,空氣濕度大。根據(jù)故障錄波記錄,2號發(fā)電機定子零序電流I0第一次突變量啟動后,于4月14日,即出現(xiàn)超過5次I0的突變量啟動。此后一段時間,電廠區(qū)天氣晴朗、空氣干燥,未發(fā)生I0突變量的啟動。直至5月3日,再次下雨,I0又發(fā)生多次突變量啟動。

通過數(shù)據(jù)分析,發(fā)現(xiàn)各次I0突變量數(shù)值一直在穩(wěn)定在0.253 A以內(nèi),且每次啟動都伴隨3U0波形的同步突變,與此同時,發(fā)變組系統(tǒng)三相電氣量全部處于對稱、正常狀態(tài)。故障錄波裝置中3U0未生成報文的原因是突變量啟動(5 V)及上限報警設(shè)定數(shù)值(5 V)偏大,靈敏度不夠。發(fā)電機定子零序電流I0突變量啟動時,機端3U0同步突變的典型數(shù)據(jù)如表1所示。

I0和3U0的多次突變量啟動,以及啟動后有效值是正常運行數(shù)值的2～3倍,說明發(fā)變組系統(tǒng)存在絕緣薄弱點；同時,因為突變量啟動發(fā)生在雨天,所以重點懷疑絕緣缺陷存在于主廠房外露天布置的主變低壓側(cè)封閉母線上。電廠方計劃向調(diào)度申報停機檢修,對絕緣缺陷進行處理。

2 缺陷查找與處理

5月4日,突遇2號機鍋爐內(nèi)部發(fā)生爆管,電廠方向調(diào)度申請停機檢修,發(fā)電機解列、出口斷路器斷開,主變壓器、高壓廠變壓器繼續(xù)掛網(wǎng)運行,鍋爐與發(fā)變組同步開展檢修工作。

當(dāng)發(fā)電機停運后,故障錄波裝置中實現(xiàn)發(fā)變組系統(tǒng)絕緣監(jiān)視的電氣量I0與3U0退出運行,發(fā)變組系統(tǒng)失去絕緣監(jiān)視。為了進一步判斷是否為主變側(cè)封母的絕緣缺陷,電氣專業(yè)組將主變接地保護開口電壓(圖1中4YH)3U0接入故障錄波。根據(jù)發(fā)電機機端3U0的突變量經(jīng)驗,將主變壓器3U0突變量設(shè)定為0.8 V、上限設(shè)定為2 V。5月5日7時57分28秒156毫秒,主變壓器低壓側(cè)3U0報突變量啟動、上限啟動,相關(guān)數(shù)據(jù)記錄如表2所示。

表2 主變壓器低壓側(cè)3U 0數(shù)據(jù) V

表2顯示主變壓器低壓側(cè)封母存在絕緣薄弱點。表1與表2中3U0的數(shù)據(jù)差異是因為發(fā)電機GCB斷開后,發(fā)變組系統(tǒng)對地分布電容發(fā)生了改變。

因故障現(xiàn)象依然存在,電廠方向調(diào)度申請停運主變,進行發(fā)變組間封閉母線及其他電氣連接元件的全面檢查。

該電廠發(fā)電組離相封閉母線載流導(dǎo)體采用3個呈120°對稱排列的支持絕緣子固定安裝在封母外殼上,每間隔一段距離,設(shè)置一組不飽和聚酯玻璃纖維材質(zhì)的支持絕緣子,支持絕緣子結(jié)構(gòu)如圖3所示。

圖3 支持絕緣子(單位:mm)

拆下支持絕緣子,發(fā)現(xiàn)主變壓器側(cè)封母絕緣子表面臟污嚴重,如圖4所示。采用2 500 V兆歐表測量絕緣,測得大量絕緣子絕緣值較低,部分絕緣子絕緣值甚至接近于0。發(fā)電機側(cè)主封母絕緣子未發(fā)現(xiàn)絕緣不合格的情況,這也與發(fā)電機側(cè)封母處于室內(nèi)良好的運行環(huán)境直接相關(guān)。

圖4 支持絕緣子清潔前后對比

對每一套絕緣子進行清潔處理、更換密封墊,并在試驗合格后,完成復(fù)裝工作；全面檢查除封閉母線外的其他電氣連接件,未發(fā)現(xiàn)缺陷。檢修結(jié)束,主變壓器送電,故障錄波中,主變壓器低壓側(cè)3U0沒有再次發(fā)生上限及突變量的啟動；發(fā)電機并網(wǎng)運行至今,未發(fā)生發(fā)電機I0、3U0及主變壓器側(cè)3U0突變量及上限啟動的現(xiàn)象。

3 原因分析

經(jīng)過缺陷分析及停機檢修,確定I0和3U0突變量啟動的原因是主變側(cè)封母存在絕緣缺陷,其中的根本原因是封母絕緣子氯丁橡膠密封墊老化破損,雨天時,外部潮氣、鹽霧及浮塵沿縫隙緩慢滲入絕緣子表面,導(dǎo)致絕緣性能下降,并間隙性產(chǎn)生輕微泄露電流,使故障錄波裝置中電流及電壓突變量達到設(shè)定的整定值,從而引起故障錄波啟動。

氯丁橡膠密封墊貯存期為7年[3]；在紫外線光照熱老化形式下,使用壽命為6年[4]；在濕熱老化形式下,使用壽命為4年[4]。該電廠地處廣東南邊,臨海而建,環(huán)境濕熱,日曬、紫外線強烈,絕緣子橡膠密封墊自然老化速度較快。

4 結(jié)束語

本次發(fā)變組離相封閉母線絕緣缺陷的及時發(fā)現(xiàn)及處理,消除了發(fā)電機發(fā)生單相接地故障進而發(fā)展成兩相短路故障的隱患,因此,做好發(fā)變組系統(tǒng)的絕緣監(jiān)視工作尤為重要。結(jié)合本次發(fā)電組離相封閉母線絕緣缺陷處理經(jīng)驗,提出如下建議:

a.將發(fā)電機出口裝設(shè)斷路器的主變壓器低壓側(cè)3U0接入故障錄波,有利于與發(fā)電機機端3U0進行數(shù)據(jù)對比,且在主變單獨掛網(wǎng)運行時不失去絕緣監(jiān)視。

b.記錄I0與3U0正常運行時的數(shù)據(jù),在突變量或上限啟動時,有利于通過數(shù)據(jù)對比,判斷缺陷的嚴重程度。

c.設(shè)定合理的I0與3U0突變量及上限啟動值,增加靈敏度,有利于快速發(fā)現(xiàn)缺陷。

d.根據(jù)項目地理位置,定期進行封母橡膠密封墊的檢查,并根據(jù)檢查情況進行密封墊的更換。