张慧
江苏国信盐城发电有限公司，江苏 盐城 224003
摘要：本文介绍了发电机励磁回路因调节器的设计缺陷造成机组“非停”事故扩大的过程，并进行了故障分析，论述了故障产生的原因和应对防范措施，为进一步提高发电机组安全稳定性提供了保障。
关键词：发电机；励磁；PT；调节器
1.故障经过及检查情况
1.1故障经过
某电厂#1发电机AVC装置正在进行增磁操作过程中，转子电压突然大幅降低，转子电流随之减少，无功降低，发电机运行至进相状态；约2秒后，励磁调节器突然变为强励状态；约5秒后，发变组“励磁绕组过负荷”保护动作，将机组解列灭磁，“过激磁反时限”、“主变差动”、“高厂变差动”、“励磁变差动”同时动作，调节器报“欠励限制”动作信号。
#1发电机励磁系统为机端自并励方式，采用国内某厂家生产的微机励磁调节器，事故发生时调节器运行在2通道。由于故障时发变组故障录波器未启动，各电气量的变化情况只能从DCS和发变组保护获得。故障前各量运行值：发电机有功110MW，发电机无功86.4MVar，定子电压15.76kV，发电机转子电压274V，转子电流1311A。故障过程中，发电机无功最低-73.6MVar，最高165MVar；定子电压最低13.53kV，最高23.47kV；发电机转子电压最低40V；转子电流最低369A，最高5208A。
1.2设备试验检查
1.2.1 定子电压回路检查
在调节器屏将两路PT输入端子排并联，外接三相48V电压，1通道正常显示0.47，2通道显示0.266，是正常值的57%左右。在调节器测量板卡上测量电压信号有短时中断现象，检查发现电压回路相应的插口有松动，重新紧固后，两通道电压显示均正常。
1.2.2 转子电流回路检查
转子电流是通过励磁变低压侧CT二次交流电流进行间接测量的，对应额定转子电流1768A时，测量电流值应为2.89A。实际在此CT二次侧加入电流，调节器显示的数据见附表，可见转子电流较大时显示值失真，线性度非常不好。
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进一步检查发现此测量回路电阻线性度有问题，更换电阻后再次检查调节器显示正常。
1.2.3 PT断线功能检查
调节器两组PT回路分别外加电压100V。自动方式下解除运行通道PT回路的一相电压，调节器报“机端电压测量”报警信号；再解除一相，调节器由自动运行方式转为手动运行方式。先后解除两路PT回路各一相电压，调节器亦由自动运行方式转为手动运行方式。采取降单相电压的方式，在降至4V左右时（对应调节器显示的发电机电压为11.22kV）调节器报“机端电压测量”报警信号。
2通道自动方式运行时，突降PT回路单相电压10%，转子电流缓慢上升；突降PT回路单相电压30%，转子电流明显上升；突降PT回路单相电压50%，转子电流明显上升；突降PT 回路单相电压70%，转子电流明显上升；突降 PT 回路单相电压80%以上，转子电流无波动。报“机端电压测量故障”。
从以上PT回路试验情况来看，在PT回路发生不完全断线或电压测量回路出现异常时调节器不能可靠闭锁强励功能。
1.2.4 调节器动态试验
静态试验全部完成并检查无误后，机组启动进行励磁调节器动态试验。发电机空载，额定发电机电压时调节器运行通道PT断线试验如图1所示。图中Uab为发电机电压，Uf为发电机转子电压。
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前半段波形为运行通道 PT 单相断线试验，发电机电压、转子电压均有明显振荡，发电机电压下降至0.92倍额定值后缓慢回升。后半段波形为模拟运行通道PT单相接触不良的试验，转子电压多次出现先强励再减磁的情况，幅值最高为2.3倍、最低为-1.6倍额定值，发电机电压最低到0.85倍额定值。
试验表明，该调节器PT断线功能存在隐患，不能闭锁电压测量回路的接触不良状态，亟待改善。
2.原因分析
2.1 发电机突然进相原因
发电机在正常运行时转子电流减小到一定程度，会使机组进入进相运行状态，造成转子电流减小原因大致有下列几种情况：
1）励磁系统主回路开路或短路，造成发电机失磁。本次事故未出现此情况。
2）手动减磁或外部进行了励磁退出操作。本次事故前 AVC 正在进行增磁操作，且正常的减磁操作步长较短，无功变化很小；励磁退出操作伴随着跳灭磁开关，且在发电机并网时被闭锁。本次事故未出现此两种情况。
3）机端电压突然升高。从DCS的历史记录曲线来看，事故前机端电压是正常的，但试验已证明调节器电压测量回路存在的异常会造成电压测量值偏低。
4）励磁系统同步信号回路或脉冲形成及放大回路存在问题造成脉冲跳变或丢失。调节器静态检查中脉冲回路正常，事故时也未发出脉冲丢失的报警信号。
5）在静态假负载状态和发电机空载额定电压时进行 PT 断线试验时，当一相PT回路或测量板电压回路插头出现接触不良现象时，调节器输出波形出现先强励再减磁的波动情况。
综合来看，事故时机组的进相现象应该是第5种原因造成的。
2.2 发电机进相时低励限制动作但未能限制进相的原因分析
事故前发电机有功为 110MW，对应低励限制定值为无功进相17MVar。事故中低励限制虽已报动作信号，但发电机进相无功达到 73MVar，而没被限制在17MVar左右。分析认为，事故发生时调节器电压测量回路因出现接触不良而造成无功测量的不正常，亦即发电机实际进相73MVar时，调节器的无功测量值为进相17MVar。
2.3 发电机强励原因分析
从电压回路检查情况可知，事故时运行的2通道存在测量电压偏低情况。机组失磁进相后，机端电压降至13.53kV，达到强励条件，机端电压最高上升到23.47kV，此时调节器运行的2通道测量电压值只相当于13.37kV，故调节器仍应处于强励状态而不会返回。
2.4 励磁系统强励倍数过高而强励限制未动的原因分析
该调节器的转子电流的强励定值限制为2倍额定转子电流，即转子电流不应超过3536A。静态试验中，当调节器显示的转子电流达到该定值时，转子电流限制可以正常动作。但通过之前的检查可知，由于采样回路失真，此时CT二次电流已经达到8.5A，相当于直流侧为5208A；而当输入相当于 2 倍额定转子电流的二次电流5.8A时，调节器显示的转子电流只有1850A，远低于限制器动作定值，因此事故发生时调节器因采样偏差导致强励限制并未动作。更换测量回路电阻后调节器采样正常。
2.5 综合分析
根据前面几项分析可初步认定事故发生过程：机组励磁调节器运行在2通道，调节器PT断线不能有效闭锁PT回路出现的接触不良，造成发电机进相运行；由于2通道电压测量回路有插口松动，电压测量值为正常值的57%，导致无功计算偏小，低励限制未能阻止发电机深度进相；发电机进相73MVar 时，发电机实际电压降至13.53kV，达到强励条件，励磁调节器强励运行；由于励磁调节器转子电流测量失真，转子电流限制器未能限制转子电流的上升；强励后，励磁电流、发电机电压大幅升高，发变组“励磁绕组过负荷”保护达到定值后动作。
3.处理及防范措施
3.1全面检查处理并重新校准了转子电流测量回路，使测量及限制功能正常；
3.2对同步信号回路和脉冲形成及放大回路进行了检查，无接线松动、损坏、插接不良的情况；
3.3从PT根部到调节器屏内电压测量板对电压回路进行了详细检查，排除接触不良、电缆损坏、寄生回路等情况，绝缘检查合格，PT二次电压波形及幅值光滑、正确；
3.4按调试大纲要求对调节器进行了全面检查和试验；按新调节器投运试验要求完成各项动态试验，试验合格；
3.5采取下列临时措施，当发电机在机组并网运行中出现异常后紧急停机，以防止事故扩大：
3.5.1将强励时间由20s改为10s。
3.5.2 PT断线功能有待厂家完善，在电压回路出现异常时应可靠避免误强励。在PT断线保护功能完善以前，将发电机过电压保护定值由目前的1.3倍额定电压、延时0.5s出口跳机，改为1.2倍额定电压、延时0.15s出口跳机，使事故时发电机尽快与系统解列，避免对系统稳定造成不利影响。
3.5.3运行维护人员应加强对励磁系统的巡视，检查调节器的测量显示值是否正常，有无报警信号。
3.5.4在机组运行出现异常的大幅波动时，运行人员应尽快将机组解列。
4.结语
本文中的“非停”事件，暴露出生产人员对设备运行维护不到位的问题，如调节器转子电流测量值偏差严重，发变组故障录波器不能正常工作等缺陷均未能得到及时查处。特别是故障发生的前几天，#1机发生了PT异常情况，在没有完全查明原因的情况下，机组仍维持运行且未采取任何措施，忽视了设备本身存在问题的可能，事故预想工作不够到位。
虽然励磁调节器的设计缺陷是造成故障的直接原因，但设备管理制度缺失有效执行，电厂管理层对运行和检修人员的专业技术业务能力及工作责任心监管不力是造成故障扩大，导致“非停”的主要原因。只有执行好“安全第一、预防为主、综合治理”的电力安全方针，才能不断提高发电机组的安全可靠性。
参考文献：[1]《150MW机组电气运行规程》盐城发电有限公司企业标准Q/YD.ZY–102.002-2018
[2]《技术监督动态》江苏方天电力技术有限公司
[3]《发电厂电气部分》中国电力出版社