一、事件經過
(一) 事件前運行方式
2018年07月20日10時35分，江蘇某發電廠1號機組負荷536MW，機組發變組保護A、B櫃保護正常投入，AGC、AVC投入。
（二）事件過程
2018年7月20日10時39分51秒，NCS畫面發出發電機定子接地保護動作信號，10時39分52秒機組DCS畫面發零功率保護跳閘動作信號、外部重動3動作信號，發電機跳閘，汽輪機聯跳，鍋爐MFT。
（三）事件後檢查及處理情況
1.檢查繼電保護裝置動作情況
事件發生後，調取保護裝置動作報告以及故障錄波器波形，B套發變組保護裝置動作報文如圖1和圖2所示，故障錄波器波形如圖3所示。機組A套發變組保護裝置95%定子接地保護未啟動。
圖1 發變阻保護裝置動作報告
圖2 發變組保護故障記錄
圖3 故障錄波器波形
從保護裝置起動時刻數據可以看出，機端三相電壓為59V左右，且三相平衡。機端和中性點電壓（基波有效值）分別為0.26V和0.28V，發電機中性點零序電流幾乎為0，發電機注入低頻電壓電流分別為0.816V、2.09mA，定子接地電阻為397Ω。
從故障錄波器錄波波形看出，錄波起動之後，機端三相電壓平衡，定子三相電流平衡，機端和中性點電壓（基波向量值）分別為0.6V、0.7V。
從上述數據看以看出，發電機機端和中性點零序電壓很小，未達到95%定子接地保護定值，所以A套發變組定子接地保護未動作。
B套注入式定子接地保護在故障時刻檢測到的20Hz低頻電壓電流分別為0.816V、2.09mA，計算出來的定子接地電阻為397Ω，乘以折算係數定值 11.34後是4.501kΩ，達到注入式定子接地保護動作定值（其中高值為12kΩ，動作於報警，低值為4.5kΩ，動作於停機），定子接地保護動作。動作值與保護動作定值吻合。
定子接地保護折算係數定值說明如下：
（1）折算係數定值：用於將注入式定子接地保護電阻二次值折算至電阻一次值的定值；
（2）保護裝置採集發電機中性點接地變二次負載電阻迴路的零序電流和零序電壓，其中零序電流為二次值，零序電壓為分壓後的數值。保護裝置需將計算得的二次值折算至發電機一次側，電阻折算係數理論計算公式如下；
其中，nT為接地變壓器電壓變比、nCT 為中間CT電流變比、nDIV 為分壓器分壓比，比如現場採用2/5分壓後接入保護裝置，則該值取為5/2=2.5。
（3）由於以上參數與設計值之間有偏差，因此需通過實測調整該係數。一般在接地變高壓側實際短接一系列電阻，通實測的方式調整電阻折算係數。
中性點與大地之間經不同阻值的電阻接地，從裝置中讀取測量接地電阻的一次值，列成表格記錄下來，見圖4。與實際電阻比較後，調整折算係數，通過實測該折算係數為11.34。
圖4 接地電阻這算係數實測
檢查過程中，設備部化學專業專職提出定冷水系統加藥對定子絕緣影響的疑問。隨即調閱發電機定子線圈進水電導率DCS趨勢圖，發現在機組跳閘前電導率由0.705μS/cm突升至7.9μS/cm，由此初步判斷定子接地保護動作的直接原因為發電機定子線圈進口定子冷卻水電導率突然增大。
2.檢查定冷水系統加藥情況
電廠發電機定冷水採用氫型混床-鈉型混床處理法。2018年6月23日，機組調停啟動後發現，定冷水指標劣化，具體表現為pH值由8～9下降至7以下，從而導致定冷水系統銅含量升高，按照DL/T 1039-2016《發電機內冷水處理導則》及電廠規程要求，定子冷卻水pH值（25℃）8.0～9.0，電導率≤2μS/cm，銅離子≤20μg/L。為降低定冷水系統腐蝕，採用補入除鹽水方式來降低系統內銅含量，同時對定冷水系統進行檢查，但換水只能在短時間內有效，無法從根本上抑制系統內銅的腐蝕速度（近期1號機組定冷水銅含量見表1）, 6月28日組織相關專業討論並制定了1號機定冷水水質超標處理措施（附件1），7月10日，經判斷定冷水交換樹脂失效。
表1 7月中旬機組定冷水銅含量
為了從根本上提高機組定冷水水質，減少定冷水中銅含量，降低系統銅腐蝕速率，擬對樹脂進行再生。為確保樹脂再生期間的水質，避免再生期間系統銅腐蝕，根據銅腐蝕機理，採取向1號機組定冷水系統投加NaOH的方法來提高pH，在加鹼過程中，控制定子線圈冷卻水進水（即定冷水箱出水）電導率≤1.5μs/cm。7月13日運行人員開展了2次NaOH小型投加試驗，定冷水pH值分別由7.15上升到7.865、7.342上升到8.366，定冷水電導率最高升至0.78μs/cm，定冷水系統無異常。
7月20日10時，化學運行人員對定冷水通藥管道先用定冷水進行沖洗，直至鈉離子交換器出口電導率與定冷水箱出口電導率平衡。10時38分40秒打開閥門JF1、F01、F02、P01，微開（逐漸開至約1/5開度）鈉離子交換器排汙閥P03，打開排汙隔絕閥P04、陰離子交換器排汙閥P05、陰離子交換器出水閥F05及出水過濾器出水閥F06（見圖5），將NaOH溶液加入定冷水系統，同時監視發電機定子線圈進水電導率和pH值，10時39分10秒就地發現發電機定子線圈進水電導率快速上升（見圖6），返回定冷水處理裝置處關閉鈉離子交換器排汙閥（定子線圈進水電導率表距離定冷水處理裝置約2米，見圖7），停止向系統加入NaOH，10點39分35秒定子線圈進水電導率繼續上升至7.92μS/cm（見圖8）。
圖5定冷水處理裝置示意圖
圖6發電機定子線圈進水電導率上升
圖7發電機定子線圈進水電導率表與定冷水處理裝置位置
圖8發電機定子線圈進水電導率最大值
圖9 MFT動作時電導率
10時39分52秒，發電機2501開關跳閘，機組MFT（見圖9）。就地檢查發變組保護屏，發變組（B櫃）第二套保護注入式定子接地保護跳閘。
3.檢查一次設備現場情況
查閱1號發電機運行使用說明書，製造廠家明確提出定子冷卻水電導率的高值為5.0μS/cm，高高值為9.5μS/cm。
由於發電機定子冷卻水電導率過高，停機後仍超過6.1μS/cm，對評價1號發電機定子對地絕緣狀況產生影響。對定冷水進行置換並調節電導率至1.5μS/cm以下。與此同時，為防止有其他接地故障點存在，將1號發電機出口電壓互感器及避雷器從櫃體中抽出並開展絕緣電阻測量試驗。結果正常。
待發電機定子冷卻水水質合格後，對發電機定子出線連同勵磁變、封閉母線、高廠變和主變等設備開展絕緣電阻試驗，試驗數如下 所示。
發電機定子出線對地絕緣電阻
通過與歷史相近試驗環境下的數據對比，認定發電機定子出線對地絕緣狀況良好，不存在接地故障。
4.恢復併網操作
7 月20 日22:5，機組衝轉至3000r/min,22:55,起勵，加壓至20.8kV(1.04 倍額定電壓)，空載運行20 分鐘，檢查發變組保護、故障錄波器、定冷水系統，發電機各參數指標無異常。
7 月20 日23:16 分機組併網成功，運行無異常。
二、原因分析
（一）直接原因
發電機定子線圈進口定子冷卻水電導率突然增大，導致定子線棒與直接接地的匯水管之間的絕緣電阻即水阻小於注入式定子接地保護裝置的動作值（二次動作值為4.5kΩ），從而引起保護裝置動作,是造成此次非停的直接原因。
（二）間接原因
圖10 定冷水箱交換器回水管及水泵進水管位置
三、暴露問題
1.定冷水水質異常處理技術措施方案不完善。針對此次一號機組定冷水水質異常，雖然組織人員討論編制了處理方案，但處理方案論證不充分、不嚴謹、不完善，儘管明確了控制電導率不超過1.5μS/cm，但具體的控制方法不完善，導致部分高電導率定冷水進入發電機定子線圈。
2.專業人員技術培訓不到位，技術管理基礎不牢靠。未充分考慮和論證定冷水系統投加NaOH後造成導電度異常偏高帶來的後續影響，風險辨識能力不足。對DL/T 1039-2016《發電機內冷水處理導則》相關要求和內容不掌握，沒有嚴格執行導則中“鹼化劑溶液應採用自動控制加藥裝置加入”的要求，而採用人工加藥方式，無法對加鹼量進行精確控制。
3.設備技術管理不到位，對樹脂失效規律和劣化趨勢上跟蹤不到位，未及時開展樹脂再生工作或者採購備品進行更換。
四、防範措施
1.規範重要設備缺陷方案的組織措施，如方案涉及到新工藝、新方法，開工前上報並請示江蘇公司，同意後再實施。
2.加強技術管理工作，與科研院、設備製造廠家等單位加強溝通，技術方案涉及到新工藝、新方法或存在較大風險的，應開展方案審查工作，方案通過後再行實施。
3.當樹脂失效導致定冷水水質異常時，應採取補入加氨後凝結水與除鹽水等可靠方式來提高定冷水水質，根據樹脂運行
週期，在樹脂失效前，及時開展樹脂再生工作，或提前做好更換樹脂的採購工作。開展定冷水系統自動控制加鹼裝置的可行性研究。
4.加強人員的技術培訓，按照技術監督和集團公司有關制度，重新梳理、完善各專業制度並嚴格執行和監督，組織發電部、設備部人員對相關標準進行學習。
你的關注是我前進的動力，歡迎大家留言指導。
（來源；網絡。如有侵權請聯繫我們，我們將及時刪除。）
閱讀更多 科技AND美學 的文章
