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1、电厂发电机异常停运分析报告一、设备简况：某厂4号机组额定容量350MW,发电机为ATB-2-50型汽轮发电机,额定电压23kV,采用水、氢、氢冷却方式，1999年投产。发变组保护采用南瑞继保的PCS-985B发电机变压器组保护装置，2014年改造后投运。发电机定子接地保护由基波零序电压和三次谐波定子接地保护组成，其中基波零序电压定值设置为7.5V,0.5S投跳；三次谐波零序电压投报警。发电机机端设置3组单相式全绝缘PT,为发电机投产时配套，型号JVTT50,容量200VA,保护精度等级3P,测量精度等级0.2。二、事前工况：机组AGC控制方式，机组负荷217MW,主汽压151bar,磨煤机A、
2、B、D运行，总煤量109th。励磁电压163V,励磁电流1861A,AVRl号通道运行，2号通道备用，励磁小室空调运行，室温正常。三、事件经过及处理：23时31分57秒，4号发变组保护动作报警，发电机定子接地保护动作，发电机跳闸，汽机、锅炉联跳，检查厂用电自动切换正常。检修事后检查，发变组A、B柜保护动作一致，发变组故障录波器采样和保护动作逻辑吻合，机端A、B两相电压降低至54V,C相电压提高至60V,三相相角差接近120度，无零序电流，中性点零序电压为8.2V,达到动作定值（7.5V）,保护动作正确，查阅发电机中性点零序电压变化过程如下：23时31分19秒前，零序电压一直维持在0.12V以下
3、，处于正常状态。23时31分19秒,零序电压从0.12V开始上升,至23时31分57秒上升至8.2V,在此过程中机端A、B两相电压逐渐降低至54V,C相电压逐渐提高至60V。3时50分，运行执行机组跳闸后检查卡正常，外观检查发电机、励磁装置、封闭母线、发电机中性点接地装置、主变、单元变无异常。7月9日0时30分，“#4发电机定子绕组接地故障检查”工作票开工，检修检查发电机定子及封母。测量发电机出线带主变低压侧、单元变高压侧包括封母对地绝缘2.8MQ,与历次记录对照绝缘正常。测量发电机出口封闭母线绝缘，对地9.7MQ,发电机中性点变压器高压侧对地绝缘31200MQ,低压侧带接地电阻对地绝缘174
4、MQ,中性点变压器所带接地电阻值为0.92Q,均正常，确认一次系统正常。2时30分，结合检查情况和故障录波数据，重点怀疑机端PT异常。测量4号发电机机端PT绝缘正常，在进一步对发电机机端各组PT进行空载试验，发现机端第三组PTA在电压较小时电流出现突升，判定该相PT一次绕组匝间短路，其余PT正常。8时0分，完成备品PT的空载试验、耐压试验、直流电阻测试，结果均正常，对故障PT进行更换。9时30分，锅炉点火，重新启动。14时0分，进行起励升压，检查各PT回路采样正常，二次核相试验结果正常。15时2分，4号机组并网成功。四、原因分析：1、发电机机端第三组PTA相一次绕组匝间短路，该相对地等效阻抗减
5、小，产生中性点零序电压升高，造成定子接地保护达到动作值，发电机跳闸。据测算，当PT一次绕组发生匝间短路时，对地电压的最高相（比正常略有升高）的下一相即为故障相，与现场实际情况相符（最高相为C相，滞后相为A相）。2、检查2018年的4号发电机机端PT试验报告，其空载试验、工频耐压、直流电阻试验结果均正常，该相PT匝间短路具体故障点及原因分析待进一步解体检查。五、暴露问题：1、4号机组机端PT因绝缘老化或制造质量不良导致发生匝间短路。2、电气专业对机端PT设备重要性重视不足，未从PT投运时间较长的客观情况出发，提高PT预试标准和局放试验。六、防范措施：1、立即更换故障的4号机组发电机端第三组A相PT。2、在2020年10月份4号机组检修期间，全面排查PT设备情况，并提前做好更换机端PT的准备。3、举一反三，利用检修或调停机会，全面排查PT设备情况，并根据检查情况及时采取措施。4、今后检修工作中，按照DL/T596电力设备预防性试验规程规定的试验项目，定期开展互感器空载电流试验、倍频感应耐压等试验。5、进一步加强电厂设备管理工作，根据设备特性和投运时间，合理安排缩短预试周期。
