火电圈

一、非计划停运事件简述

1、设备简介

4号机组锅炉为SG－1025/17.44－Ｍ850型亚临界、中间再热、强制循环、汽包式锅炉，单炉膛、∏型、露天布置、全钢架悬吊结构、固态排渣。汽轮机为N320－16.7/538/538型亚临界、中间再热，单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机。发电机型号为QFSN-300-2，，额定功率300MW，额定电压为20kV，额定电流为10190A，额定转速为3000r/min，额定氢压为0.31MPa，绝缘等级B级，采用水氢氢冷却。机组采用上MAX－1000分散控制系统。

2、事件经过

2017年12月19日18时24分，4号机组发出机组跳闸报警，发电机解列。立即检查主机交流油泵、电泵联启正常，汽轮机转速下降。查看CRT画面为线路保护柜动作，跳闸原因:发电机定子接地。汇报省调，塘邵2624开关转冷备用，拉开塘邵26241出线刀闸。

事件发生前，4号机组负荷240MW，煤量100t/h，42、43、44、45号磨组运行，41号磨组备用。41、42号汽泵运行，43号电泵备用。机组各参数稳定，运行正常。

接到运行通知4号机组跳闸后，设备部及维修部电气专业人员共同对4号发变组保护柜进行检查，确认保护A、B柜同时发“发电机定子接地”动作信号，查看保护装置内跳闸报告信息，发电机定子零序电压值为8.29V（保护定值为8V），属于正确动作。同时从故障波形可以看出，发电机机端电压A、B、C三相分别为58.42V、67.30V、54.09V。

图1发变组动作记录

查看DCS历史趋势，发电机零序电压从下午14时开始波动并缓慢上升，到18时24分时上升到8V以上，与发变组保护动作情况一致。如图2所示，图中红线为发电机机端零序电压。

图2 DCS画面中机端零序电压历史趋势

随即对4号发电机及封闭母线绝缘进行测量，绝缘为0.1MΩ。然后将4号发电机出线处和主变及高厂变处软连接拆开，分别对发电机和封闭母线绝缘情况进行测量。经测试，发电机绝缘电阻值为380MΩ，A、B相封母绝缘电阻均大于1000MΩ，C相封闭母线绝缘电阻值为0.1MΩ。同时检查发现，发电机出线箱C相盘式绝缘子内有积水，如图3所示。

图3 发电机出线箱C相盘式绝缘子

发电机出线C相封母内部第3、第5封母支撑瓷瓶底部有积水，溢出瓷瓶凹陷部位，第2、第4封母支撑瓷瓶底部只有少量积水。外部封母C相高厂变上方盆式绝缘子放水口放出大约500ml积水，如图4所示。

图4高厂变上方盆式绝缘子排水口

拆开高厂变上方封母盆式绝缘子，发现盆式绝缘子上表面有明显的放电痕迹，如图5所示。

图5盆式绝缘子上表面放电痕迹

对封闭母线C相内积水处理完成后，测量绝缘为2500MΩ以上。

对封闭母线A、B相内部进行检查，B相情况良好、无积水，A相在穿墙膨胀节处有轻微积水（约200ml），清理后测量A、B相封母绝缘均在2500MΩ以上。

对封闭母线微正压装置充入母线的气体进行湿度检测，湿度＜30%，属于合格范围。

对封闭母线密封性进行检测，母线内气体压力由2kPa降至300Pa，时间约4分钟，小于规定的15分钟，说明封闭母线密封不良。

3、设备损坏情况

封闭母线C相高厂变升高座处盘式绝缘子损坏。

二、非计划停运原因分析

（1）直接原因

本起非停事件的直接原因是4号发电机机端零序电压升高至8.29V，超过整定值8V，使得发变组A、B套保护装置定子接地保护动作，直接导致发电机停机。

（2）根本原因

本起事件的根本原因是4号发电机外部封母C相高厂变上方盆式绝缘子上结露积水，逐渐漫过盆式绝缘子沟槽，使得C相导体通过积水发生放电现象。

结露原因分析如下：

4号机4月1日开始进行大修及超低排放改造，至6月底改造结束，期间封闭母线微正压装置处于停运状态时间长达近三个月。机组停机时间较长，且正值环境较为潮湿的季节，封母内部聚集了一定量的水汽。这种水汽多以液态形式存在，且水量比较集中，没有影响到母线内部绝缘，所以在启机绝缘量测过程中，封母绝缘水平良好。

在机组启机之后，封母内导体发热，加速了封母内外空气的置换速度，大量水汽滞留在母线内，形成凝结水。且C相封闭母线处在迎风口，外界环境温度更低，母线内导体、支撑绝缘子、外壳的内表面及盘式绝缘子上更容易出现凝结水滴的现象。凝结水大量积聚在封母中的最低位置，即高厂变上方盆式绝缘子上表面，当凝结水积聚到一定程度，漫过盆式绝缘子上表面沟槽，导致导体与封母外壳通过绝缘子表面发生放电，所以在盆式绝缘子表面产生了放电痕迹。

三、暴露问题（设备问题、管理问题）

1、隐患排查工作开展不到位，没有及时发现封闭母线内结露问题，未能定期对封闭母线内积水进行排放处理。

2、设备巡视不到位，对与主设备相关的附属设备重视程度不够。设备管理人员没有意识到封闭母线微正压装置运行状况对封闭母线安全运行的造成的威胁，没有及时发现封母微正压装置长期未投入运行而造成的影响。

3、设备管理不到位，设备管理人员没有意识到封闭母线密封性不良，在微正压装置退出运行期间，会存在加剧封闭母线内外冷热空气对流，造成母线内结露情况加重。

4、运行管理不到位，运行规程不完善，未对微正压装置投退作具体规定，造成机组长时间停运期间微正压装置未正常投入运行。

四、防范措施

1、开展封闭母线隐患排查工作，对其他机组的封闭母线内结露情况、微正压装置的运行状况进行排查，发现问题立即处理。

2、对封闭母线C相损坏的绝缘子进行更换，对封闭母线进行整体查漏，消除漏点，使封闭母线密封性达到合格标准。

3、将封闭母线排水工作纳入封停必检项目，每次机组调停时对放水孔位置进行检查，并对封闭母线内部的结露情况（特别在最低点位置及高厂变升高座处）进行定期打开检查,发现问题立即处理。

4、点检员、运行巡视人员定期巡查空压机、微正压装置工作状况，要仔细巡查微正压装置各管路，确保微正压装置向母线充气正常，并记录运行各参数。

5、继保人员、运行巡视人员定期查看并记录发变组保护柜、发变组故障录波器和DCS发电机零序电压、机端电压参数是否有异常变化。如果DCS系统、故障录波器有告警信号，应及时查看确认，判断异常原因，并采取措施进行处理。

6、点检员、运行巡视人员要监视封闭母线内部的温度、湿度，定期巡查封闭母线运行情况，遇有异常天气要加强巡检。

7、修订运行规程，对封闭母线微正压装置的运行和维护提出明确要求，并按规程严格执行到位。

8、对同类型的5号机组的微正压装置进行排查，发现问题立即处理。

免责声明:本平台所发表内容及图片，标原创内容为本人原创。对所有原创、转载文章的陈述与观点均保持中立，原创、转载和分享的内容只以学习为目的，仅供参考，不代表本人的观点和立场。如有侵权和错误，请联系删除或修改，欢迎各位同行，共同交流学习！