一、事件经过
(一) 事件前运行方式
2018年07月20日10时35分，江苏某发电厂1号机组负荷536MW，机组发变组保护A、B柜保护正常投入，AGC、AVC投入。
（二）事件过程
2018年7月20日10时39分51秒，NCS画面发出发电机定子接地保护动作信号，10时39分52秒机组DCS画面发零功率保护跳闸动作信号、外部重动3动作信号，发电机跳闸，汽轮机联跳，锅炉MFT。
（三）事件后检查及处理情况
1.检查继电保护装置动作情况
事件发生后，调取保护装置动作报告以及故障录波器波形，B套发变组保护装置动作报文如图1和图2所示，故障录波器波形如图3所示。机组A套发变组保护装置95%定子接地保护未启动。
图1 发变阻保护装置动作报告
图2 发变组保护故障记录
图3 故障录波器波形
从保护装置起动时刻数据可以看出，机端三相电压为59V左右，且三相平衡。机端和中性点电压（基波有效值）分别为0.26V和0.28V，发电机中性点零序电流几乎为0，发电机注入低频电压电流分别为0.816V、2.09mA，定子接地电阻为397Ω。
从故障录波器录波波形看出，录波起动之后，机端三相电压平衡，定子三相电流平衡，机端和中性点电压（基波向量值）分别为0.6V、0.7V。
从上述数据看以看出，发电机机端和中性点零序电压很小，未达到95%定子接地保护定值，所以A套发变组定子接地保护未动作。
B套注入式定子接地保护在故障时刻检测到的20Hz低频电压电流分别为0.816V、2.09mA，计算出来的定子接地电阻为397Ω，乘以折算系数定值 11.34后是4.501kΩ，达到注入式定子接地保护动作定值（其中高值为12kΩ，动作于报警，低值为4.5kΩ，动作于停机），定子接地保护动作。动作值与保护动作定值吻合。
定子接地保护折算系数定值说明如下：
（1）折算系数定值：用于将注入式定子接地保护电阻二次值折算至电阻一次值的定值；
（2）保护装置采集发电机中性点接地变二次负载电阻回路的零序电流和零序电压，其中零序电流为二次值，零序电压为分压后的数值。保护装置需将计算得的二次值折算至发电机一次侧，电阻折算系数理论计算公式如下；
其中，nT为接地变压器电压变比、nCT 为中间CT电流变比、nDIV 为分压器分压比，比如现场采用2/5分压后接入保护装置，则该值取为5/2=2.5。
（3）由于以上参数与设计值之间有偏差，因此需通过实测调整该系数。一般在接地变高压侧实际短接一系列电阻，通实测的方式调整电阻折算系数。
中性点与大地之间经不同阻值的电阻接地，从装置中读取测量接地电阻的一次值，列成表格记录下来，见图4。与实际电阻比较后，调整折算系数，通过实测该折算系数为11.34。
图4 接地电阻这算系数实测
检查过程中，设备部化学专业专职提出定冷水系统加药对定子绝缘影响的疑问。随即调阅发电机定子线圈进水电导率DCS趋势图，发现在机组跳闸前电导率由0.705μS/cm突升至7.9μS/cm，由此初步判断定子接地保护动作的直接原因为发电机定子线圈进口定子冷却水电导率突然增大。
2.检查定冷水系统加药情况
电厂发电机定冷水采用氢型混床-钠型混床处理法。2018年6月23日，机组调停启动后发现，定冷水指标劣化，具体表现为pH值由8～9下降至7以下，从而导致定冷水系统铜含量升高，按照DL/T 1039-2016《发电机内冷水处理导则》及电厂规程要求，定子冷却水pH值（25℃）8.0～9.0，电导率≤2μS/cm，铜离子≤20μg/L。为降低定冷水系统腐蚀，采用补入除盐水方式来降低系统内铜含量，同时对定冷水系统进行检查，但换水只能在短时间内有效，无法从根本上抑制系统内铜的腐蚀速度（近期1号机组定冷水铜含量见表1）, 6月28日组织相关专业讨论并制定了1号机定冷水水质超标处理措施（附件1），7月10日，经判断定冷水交换树脂失效。
表1 7月中旬机组定冷水铜含量
为了从根本上提高机组定冷水水质，减少定冷水中铜含量，降低系统铜腐蚀速率，拟对树脂进行再生。为确保树脂再生期间的水质，避免再生期间系统铜腐蚀，根据铜腐蚀机理，采取向1号机组定冷水系统投加NaOH的方法来提高pH，在加碱过程中，控制定子线圈冷却水进水（即定冷水箱出水）电导率≤1.5μs/cm。7月13日运行人员开展了2次NaOH小型投加试验，定冷水pH值分别由7.15上升到7.865、7.342上升到8.366，定冷水电导率最高升至0.78μs/cm，定冷水系统无异常。
7月20日10时，化学运行人员对定冷水通药管道先用定冷水进行冲洗，直至钠离子交换器出口电导率与定冷水箱出口电导率平衡。10时38分40秒打开阀门JF1、F01、F02、P01，微开（逐渐开至约1/5开度）钠离子交换器排污阀P03，打开排污隔绝阀P04、阴离子交换器排污阀P05、阴离子交换器出水阀F05及出水过滤器出水阀F06（见图5），将NaOH溶液加入定冷水系统，同时监视发电机定子线圈进水电导率和pH值，10时39分10秒就地发现发电机定子线圈进水电导率快速上升（见图6），返回定冷水处理装置处关闭钠离子交换器排污阀（定子线圈进水电导率表距离定冷水处理装置约2米，见图7），停止向系统加入NaOH，10点39分35秒定子线圈进水电导率继续上升至7.92μS/cm（见图8）。
图5定冷水处理装置示意图
图6发电机定子线圈进水电导率上升
图7发电机定子线圈进水电导率表与定冷水处理装置位置
图8发电机定子线圈进水电导率最大值
图9 MFT动作时电导率
10时39分52秒，发电机2501开关跳闸，机组MFT（见图9）。就地检查发变组保护屏，发变组（B柜）第二套保护注入式定子接地保护跳闸。
3.检查一次设备现场情况
查阅1号发电机运行使用说明书，制造厂家明确提出定子冷却水电导率的高值为5.0μS/cm，高高值为9.5μS/cm。
由于发电机定子冷却水电导率过高，停机后仍超过6.1μS/cm，对评价1号发电机定子对地绝缘状况产生影响。对定冷水进行置换并调节电导率至1.5μS/cm以下。与此同时，为防止有其他接地故障点存在，将1号发电机出口电压互感器及避雷器从柜体中抽出并开展绝缘电阻测量试验。结果正常。
待发电机定子冷却水水质合格后，对发电机定子出线连同励磁变、封闭母线、高厂变和主变等设备开展绝缘电阻试验，试验数如下 所示。
发电机定子出线对地绝缘电阻
通过与历史相近试验环境下的数据对比，认定发电机定子出线对地绝缘状况良好，不存在接地故障。
4.恢复并网操作
7 月20 日22:5，机组冲转至3000r/min,22:55,起励，加压至20.8kV(1.04 倍额定电压)，空载运行20 分钟，检查发变组保护、故障录波器、定冷水系统，发电机各参数指标无异常。
7 月20 日23:16 分机组并网成功，运行无异常。
二、原因分析
（一）直接原因
发电机定子线圈进口定子冷却水电导率突然增大，导致定子线棒与直接接地的汇水管之间的绝缘电阻即水阻小于注入式定子接地保护装置的动作值（二次动作值为4.5kΩ），从而引起保护装置动作,是造成此次非停的直接原因。
（二）间接原因
图10 定冷水箱交换器回水管及水泵进水管位置
三、暴露问题
1.定冷水水质异常处理技术措施方案不完善。针对此次一号机组定冷水水质异常，虽然组织人员讨论编制了处理方案，但处理方案论证不充分、不严谨、不完善，尽管明确了控制电导率不超过1.5μS/cm，但具体的控制方法不完善，导致部分高电导率定冷水进入发电机定子线圈。
2.专业人员技术培训不到位，技术管理基础不牢靠。未充分考虑和论证定冷水系统投加NaOH后造成导电度异常偏高带来的后续影响，风险辨识能力不足。对DL/T 1039-2016《发电机内冷水处理导则》相关要求和内容不掌握，没有严格执行导则中“碱化剂溶液应采用自动控制加药装置加入”的要求，而采用人工加药方式，无法对加碱量进行精确控制。
3.设备技术管理不到位，对树脂失效规律和劣化趋势上跟踪不到位，未及时开展树脂再生工作或者采购备品进行更换。
四、防范措施
1.规范重要设备缺陷方案的组织措施，如方案涉及到新工艺、新方法，开工前上报并请示江苏公司，同意后再实施。
2.加强技术管理工作，与科研院、设备制造厂家等单位加强沟通，技术方案涉及到新工艺、新方法或存在较大风险的，应开展方案审查工作，方案通过后再行实施。
3.当树脂失效导致定冷水水质异常时，应采取补入加氨后凝结水与除盐水等可靠方式来提高定冷水水质，根据树脂运行
周期，在树脂失效前，及时开展树脂再生工作，或提前做好更换树脂的采购工作。开展定冷水系统自动控制加碱装置的可行性研究。
4.加强人员的技术培训，按照技术监督和集团公司有关制度，重新梳理、完善各专业制度并严格执行和监督，组织发电部、设备部人员对相关标准进行学习。
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