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摘要：本文针对某电厂#1机大修结束后进行空载试验，相关发电机保护动作这一现象，首先对现场的录波数据进行了仔细分析，然后分析了发电机定子电流产生原因及相关影响，制定了相关的预防性措施，希望能通过此次事件的经验教训能够给存有类似潜在风险的电厂一些借鉴和参考，以有效防止此类事件的发生。
关键词：发变组空载试验；励磁；励磁涌流；PT断线
1概述
2014年3月15日某电厂#1发电机大修后启动，10时05分进行#1机励磁升压试验时，检修人员在励磁调节器现场使用B套调节装置采用“电压闭环”方式手动建立励磁后，励磁调节器动作异常，发电机机端电压异常升高，并在发电机定子、高厂变高压侧出现异常电流，励磁变电流、发电机转子电流电压异常升高。发电机电压升高后励磁调节器进行限制控制，自动降低励磁电流电压，最后发电机低压过流保护动作逆变灭磁。整个过程从建立励磁到发变组保护动作持续时间约7.8秒。
检修人员对发变组一次系统进行检查，未发现明显短路点，拉开PT小车后测量一次系统对地绝缘合格。检修人员对励磁调节器、发电机PT二次回路端子进行核对检查未发现异常。
经现场初步分析发变组一次系统无异常，发电机产生电流是因为变压器过激磁出现涌流造成。经领导同意，允许再次进行励磁升压试验，但须严格控制定子电压不超2.76kV，转子电流不超106A。励磁厂家在就地利用A套励磁装置升发电机电压至1.38kV（额定电压10%），检查发电机机端和励磁专用PT各相电压正常，发电机和高厂变无异常电流，发电机匝间保护专用PTB、C相异常电压（经检查B、C相N613回路松动，紧固后正常）。
2原因分析
2.1发变组故障录波器所录波形分析
发变组故障录波器所录波形可以分为如下几个过程。
过程1:0～200ms:转子电流电压缓慢增加(145V-161V,197.5A-200A),
发电机A相电压约3.33kV(二次值24.155V),B、C相电压几乎为零(二次值分别为2.916V和1.967V),励磁变高压侧电流约5.64A(二次值0.282A),发电机定子和高厂变高压侧均未见电流。
过程2:200～3376ms:转子电流、电压开始迅速上升至最大,发电机端电压、励磁变高压侧电流迅速上升,发电机定子和高厂变高压侧电流开始出现并迅速上升。
过程3:3376～3776ms:发电机A相电压最高升至11.91kV(二次值86.302V,额定相电压1.49倍),B相电压最高升至4.14kV(二次值29.994V,额定相电压0.52倍),C相电压最高升至3.47kV(二次值25.109V,额定相电压0.44倍);转子电压500V(23.536mA顶表,DCS记录460V)、转子电流2000A(24.018mA顶表,DCS记录1608A);发电机出现平衡的三相定子电流,最大约7288A(二次值0.911A,额定电流的1.48倍);高厂变高压侧出现平衡的三相电流,最大约1100A(二次值0.440A,额定电流的0.66倍),低压侧A、B分支均未见电流;主变高压侧未见电流,低压侧无CT,无法监测电流;励磁变高压侧电流三相平衡,最大约140A(二次值7A,额定电流的3.33倍)。
过程4:3776～4006ms:转子电压开始下降,转子电流仍顶表,发电机电压、发电机定子电流、高厂变电流、励磁变高压侧电流均开始下降。
过程5:4006～4496ms:转子电压、电流迅速下降至25.3V,298A;发电机A相电压下降8.59kV(二次值62.248V,额定相电压1.08倍),B相电压下降2.75kV(二次值19.922V),C相电压下降2.25kV(二次值16.305V);发电机定子电流、高厂变高压侧电流逐渐下降至0A。
2.2原因分析
2.2.1发电机电压异常升高的原因
励磁装置起励采用的是B套“电压闭环”方式，A套跟踪。B套装置起励后，励磁装置根据发电机端线电压闭环控制增加励磁，期间发出“励磁调节器告警”、“励磁调节器B套故障”，并自动切换至A套电流闭环运行。因为励磁装置过压过流限制保护，逐渐将转子电压电流降至较低值。
因为B套励磁调节采用的是励磁专用PT作为主PT，公用PT作为备PT，根据励磁调节器PT断线和电压相序错误等故障信号可以判断励磁专用PT电压回路存在异常，但因无其他数据参考无法判别具体异常电压回路。
根据主变、高厂变过激磁时发电机定子电流、高厂变高压侧电流、励磁变高压侧电流幅值基本相等，说明实际发电机机端电压基本对称，波形正常。根据录波器记录，可以判断机端公用PTA相电压回路正常，B、C两相异常。
因此发电机电压异常升高的原因是励磁调节装置所用的发电机励磁专用PT和机端公用PT二次回路均存在问题，导致励磁调节器采样的机端线电压较实际电压低，造成发电机电压异常升高。
2.2.2发电机、高厂变产生大电流的原因分析
发电机机端电压异常升高达到额定电压的1.49倍左右，造成主变和高厂变、励磁变过激磁，产生发电机定子电流、高厂变高压侧电流。根据电流量计算，主变低压侧应也过激磁产生6000A左右的电流，但因无电流互感器，所以无法记录。
2.2.3发电机过压保护未动作的原因分析
异常期间，发电机实际电压应达到额定电压的约1.5倍，超过了发电机过电压保护值（1.3倍额定电压），但因为过电压保护判断的是机端的线电压，而根据录波发电机A相电压最高升至11.91kV（二次值86.302V，额定相电压1.49倍），B相电压最高升至4.14kV（二次值29.994V，额定相电压0.52倍），C相电压最高升至3.47kV（二次值25.109V，额定相电压0.44倍）；三相电压的相角分别为A相334.330°，B相12.055°，C相6.671°，根据录波器计算AB相的线电压约为9.05kV（二次值65.554V，额定线电压0.66倍），BC相的线电压约为0.78kV（二次值5.676V，额定线电压0.06倍），CA相的线电压约为9.22kV（二次值66.793V，额定线电压0.67倍）。保护装置实际测量到的线电压最大为额定电压的0.66倍，未到保护定值所以未动作。
3对发变组一次设备的影响
根据《汽轮发电机通用技术条件》、《QF-100-2型汽轮发电机产品说明书》，发电机定子绕组耐压能力须满足30.6kV（2Un+3000V），允许短时过电流时间为定子电流为额定电流1.54倍时运行30秒，转子绕组耐压能力须满足2320V（10Un），转子绕组允许短时过电流运行时间按励磁电压是额定电压2.08倍运行10秒。
实际异常过程中，发电机定子电压最高相电压约为11.91kV，最高线电压约为20.63kV，电流最大为额定电流的1.48倍，整个出现电流的持续时间不足5秒；转子绕组最高电压约为500V，持续时间不足1秒，均远小于说明书和技术规范的要求。
4防范措施和改进意见
修改#1、2机组励磁调节器“起励电压给定”定值，由现在的“70%”调整为“10%”，防止起励时电压幅值升高过快。当PT二次回路有改动时，可在PT一次侧加380V正相序电压，在PT二次侧用专用相位仪检查PT二次回路。升压试验时可采用电流闭环方式，并保持单套调节器工作，退出跟踪的调节器，同时在励磁调节器就地起励操作位置增加临时灭磁开关急停按钮，便于异常情况下紧急处理。#1、2发电机机端PT采用的是推拉式小车，但#1机PT二次触头是采用弹压方式连接，#2机PT二次触头是采用航空插头插接式连接，相比而言更容易接触不好。年底机组检修时参考#2发电机PT或其他新型PT柜二次触头插接方式进行改造，将二次触头改为为航空插头或固定方式，提高设备可靠性。检修、运行人员加强学习培训，熟悉励磁装置性能和PT柜结构特点，同时提高异常情况下的处理能力，及时切除故障。
5结语
本文对某电厂#1机开机空载试验的异常现象进行了分析，进而提出了该异常现象的防范措施和改进意见。
参考文献
[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京：水利电力出版社，2002.
[2]葛宝明，王祥珩，苏鹏飞，等.电力变压器的励磁涌流判据及其发展方向[J].电力系统自动化，2003，27（22）.