摘 要：本文通过一次660MW机组的发电机定子接地保护动作引起机组跳闸的案例，分析发电机定子接地保护动作的原因，浅析防止同类型问题引发发电机定子接地动作的再次发生。 关键词：汽轮发电机 注入式 定子接地保护 定冷水 电导率 1 前言
定子绕组的单相接地是发电机最常见的一种故障，定子故障接地电流超过一定值就可能造成发电机定子铁芯烧坏，而且发电机单相接地故障往往是相间或匝间短路的先兆，因此大型发电机必须配置快速可靠的发电机定子绕组单相接地保护。目前应用较多的发电机定子绕组单相接地保护主要有基波零序电压型定子接地保护、双频100%定子接地保护和注入式定子接地保护。由于注入式定子接地保护不仅可以反映定子绕组在静止无励磁和起停机状态下的接地故障，还可以反映由于各种原因引起的定子绕组绝缘的逐渐降低，且其灵敏度与接地位置无关，因此得到了越来越多的应用。 2 发电机定子冷却水系统及保护装置简介 2.1 定子冷却水系统简介
某厂装机4台660MW火电机组，发电机为东方电气集团东方电机有限公司生产的QFSN-660-2-22B型汽轮机直接拖动、隐极式、二极、三相同步汽轮发电机，发电机冷却方式为水－氢－氢。定子线圈包括定子引线直接水冷，转子线圈、定子铁芯采用直接氢冷。定子冷却水系统中的工作介质为除离子水，补充水源有两路，分别为化学来除盐水和凝结水，系统设置有离子交换器，手动补水经过离子交换器处理后进入水箱，在离子交换器出口至水箱的管路上并联布置有微碱化装置，用以控制定冷水的PH值在规定范围内，自动补水直接通过电磁阀控制进入水箱,系统布置如图1所示；按照设计，系统运行中进入离子交换器的水流量为15t/h左右，进入发电机的冷却水流量为96t/h，微碱化装置投自动运行，发电机入口导电率测量值低于0.5μs/cm，启动计量泵向系统加碱，高于0.7μs/cm时计量泵停止。系统补水水质要求硬度不高于2μmol/L、PH值为7～9、电导率＜0.5μs/cm；进入发电机定子线圈冷却水电导率＜1.5μs/cm，当进水电导率达1.5μs/cm时发电导率高报警，电导率达9.9μs/cm时发电导率高高报警，此时应停止发电机运行。 图1 定冷水系统布置示意图 2.2 发变组保护装置简介
该厂发变组保护装置为南瑞继保生产的PCS-985B发电机变压器保护装置，装置提供了发电机变压器单元所需要的全部电量保护，两套PCS-985B保护装置，可以实现主保护、异常运行保护、后备保护的全套双重化,两套PCS-985B取自不同组CT，主保护、后备保护共用一组CT，出口对应不同的跳闸线圈。其中发电机定子接地保护作为发电机定子绕组及其引出线单相接地故障保护。双套配置的保护装置一套采用零序电压+三次谐波电压式接地保护原理，一套采用注入式定子接地保护原理：（1）采用零序电压+三次谐波电压式接地保护原理：保护装置由反映在发电机机端至中性点85～95%范围内的基波零序电压构成90%定子接地保护，采用发电机机端与发电机中性点三次谐波电压相比较的方法来保护发电机中性点附近的25%定子绕组，从而构成对定子绕组的100%保护；（2）注入式定子接地保护原理：辅助电源装置将低频电压加在发电机中性点配电变压器二次侧接地电阻上，并通过接地变压器，将20Hz低频电压信号注入到发电机定子绕组对地的零序回路中。保护装置检测注入的电压、电流信号，通过保护计算判断接地故障。保护分别出口，各自经延时动作于发信号或全停。为防止PT高压侧熔丝熔断时零序电压继电器误动，零序电压取自发电机中性点电压互感器。具备PT断线闭锁功能，PT断线发信号。采用高性能数字滤波技术，精确计算定子接地电阻；设
有两段电阻定值，一段动作于信号，另一段动作于跳闸；零序电流保护不受20Hz电源影响；可在发电机静止、启机、停机、空载、并网运行等各种工况下实现定子接地保护，注入式定子接地保护如图2所示。
3 一起发电机定子接地跳闸的事故经过和原因分析 3.1 事故前工况及事件经过
某月10日14:25，1号机组负荷336MW，机组各参数正常。运行人员发现1号机组定子冷却水离子交换器出口电导率率DCS显示突变至满量程，DCS显示为11.14μs/cm，发电机定子入口电导率指示0.765μs/cm正常。联系维护人员检查离子交换器出口表计正常，判断离子交换器水质不合格，对进行系统换水。15:22，关闭定冷水泵出口母管至离子交换器手动门，稍开除盐水来水门对离子交换器进行充水。16:10，化学化验1号机定子水电导率0.72μs/cm正常。16:44停止离子交换器充水，稍开定冷水泵出口母管至离子交换器手动门，定冷水流量由110.1t/h降至107.8t/h。
16:44:52，1号机发电机定子冷却水供水水电导率瞬间升至慢量程11.1μs/cm，同时离导电度子交换器出口电导率显示快速下降，16:45:21，1号机发变组保护B柜注入式定子接地保护动作停机，保护动作前后系统各参数变化如图3所示，保护动作前参数为14:25:08的数值,保护动作后参数为16:45:45的数值。 3.2 排查经过
3.2.1 装置动作正确性排查
(1)检查发变组保护B柜。16:45:20:891，保护启动；915ms报警，启动录波999ms，定子接地电阻判据满足，发变组全停，机组故障录波器正常启动录波。机组跳闸时故障录波器录波图中发电机机端电压为：A相60.290V，B相55.52V，C相59.356V，机端3U0为4.992V。 (2)注入式定子接地保护定值为：10KΩ，延时3s报警，3KΩ延时1s跳闸；
(3)做好相应安全措施后，对发电机中性点接地电阻柜内注入式定子接地保护专用CT二次电缆进行绝缘测试，阻值为550MΩ正常。
(4)发电机定子测完绝缘，恢复相应措施后，从发变组保护装置内部查看接地电阻值为30KΩ，恢复正常；
(5)用电阻进行定子接地模拟，阻值为4KΩ时，发变组保护装置B柜定子接地报警，阻值为2.5KΩ时，发变组保护装置B柜定子接地跳闸，保护装置报警及全停定值均正常；
(6)用保护装置厂家专用软件打开保护装置录波图，保护装置启动时发电机机端电压A相59.654V，B相54.968V，C相59.914V，机端3U0为5.547V，测量电阻一次值为2.994kΩ,跳闸时发电机机端电压A相60.383V，B相54.887V，C相59.253V，机端3U0为5.730V，测量电阻一次值为2.229KΩ，与机组故障录波器查得数值接近，且波形相近；
综上所述，发变组保护B柜保护装置正常，注入式定子接地保护动作正确。发变组A柜保护装置未启动，是因为零序电压定值为13.1V，零序电压高定值为30V，当时电压未到动作定值，所以发变组保护A柜保护装置未启动。 图3 保护动作前后参数对比及变化趋势 3.2.2 保护动作原因分析
（1）检查发电机出口PT并试验确认正常。
（2）测量发电机定子绝缘（带主变、高厂变），水摇表显示绝缘值紊乱，100MΩ至2GΩ之间无规律跳动，停止测试。
（3）化验发电机定子冷却水电导率为16.4μs/cm，对系统进行充排，电导率逐渐降至0.8μs/cm，测发电机定子绝缘正常（15s为221MΩ，60s为333MΩ，10min为495 MΩ）。 由此可判断：定子水电导率突然升高是发电机定子接地保护动作的直接原因。进一步分析，原因在于：运行人员在进行离子交换器充水过程中除盐水补水门开度过小（由于系统无流量计，根据系统参数判断流量约2.3t/h），未有效将加入的碱液带入定子水箱，管道内积存高浓度碱液，在投入离子交换器时大量浓碱液突然进入定子水箱底部后经定冷水泵进行发电机定子，是造成定子水泵出口电导率急剧升高的直接原因，最终导致发电机定子接地保护动作停机。
4 针对此类事故的预防措施
（1）加强设备的管理，在日常运行中，如果离子交换器树脂失效需要更换时，严格执行厂家说明书规定，退出离子交换器时，要先停运微碱化装置运行，将计量泵停电防止误启动后将碱液加入定冷水系统；在离子交换器投入时，要先对离子交换器进行充排，待出口水质化验合格后投入离子交换器，确认无异常后投运微碱化装置自动运行，并加强监视微碱化装置自动运行正常。
（2）系统正常运行中，应通过电磁阀该路自动补水向定子冷却水箱直接补水，严禁通过手动补水来改变离子交换器运行方式来补水，避免操作发生措施引起系统电导率异常导致定子接地保护动作。
（3）通过电磁阀向定冷水箱补水时，要首先对补水管路进行充排，经化学化验水质合格后，再向水箱进行补水。
（4）系统投入运行时，将定冷水泵出口母管至离子交换器的流量调节至15t/h，系统投运后严禁关小系统进入离子交换器的手动门，防止碱液积存在管道中后在流量增大时大量碱液进入系统引发事故。
（5）微碱化装置自动状态运行时，要加强监视自动运行良好，如果异常时，停止计量泵运行，防止过量碱液连续进入系统导致定冷水电导率超标引发事故。 5 结论
引起汽轮发电机定子接地保护动作的原因是多方面的，对于发电机定子接地保护事故的预防，一方面要从绝缘监测方面入手，机组停运后再次启动时，按照规定进行发电机定、转子绝缘的测量，发电机在绝缘合格的前提下再进行机组启动，发电机绝缘过热监测装置、发变组保护装置可靠投入，另一方面也要从整个附属系统进行着手预防，比如定冷水系统的电导率、定冷水温度、PH值等参数以及发电机氢气系统各参数的监督与控制，严格按照行业规程、厂家说明书和运行规程来控制，避免方式改变及参数异常引起事故或者导致机组的损坏。 参考文献：
【1】南瑞继保. PCS-985B发电机变压器组保护装置说明书
【2】东方电机控制设备有限公司. 660MW汽轮发电机氢油水系统运行维护手册 【3】南瑞继保. RCS-985 发电机注入式定子、转子接地保护技术使用说明书
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