发电机灭磁开关误跳闸的故障原因分析及处理
摘 要：
某电厂发电机组在正常运行工况下，发生了一起因发电机灭磁开关误跳闸导致机组停机故障事件。现主要阐述了故障事件经过和故障检查情况，分析了误跳闸原因，并据此制定了事故防范措施，以避免类似机组失磁停机事件发生，保证发电机组安全可靠稳定运行。
0 引言
某2×125 mw火力发电厂采用发电机—变压器—线路组单元接线，发电机为自并励单元制机组，出口电压为13.8 kv。该厂励磁系统（gex-2503）采用自并励静止励磁方式，励磁电压为466 v，励磁电流为2 816 a，连接在发电机机端的励磁变压器经静态可控硅整流装置为发电机提供励磁电源；配备了由励磁变压器、自动励磁调节装置、可控硅整流柜、灭磁及转子过电压保护柜、起励装置、分线柜等组成的起励装置[1]。灭磁回路采用非线性电阻灭磁，灭磁开关为abb生产的dw10-600m。
励磁系统是同步发电机的重要组成部分，而灭磁开关又是励磁系统重要的组成部件之一，是接通和切断励磁装置与发电机励磁绕组关联的唯一途径[2]。灭磁开关的可靠性和灵敏性直接影响到发电机组的安全可靠运行，当灭磁开关的继电器、接触器等元器件性能下降或二次控制回路发生故障，拒动或误动都会给电厂运行系统带来一定风险，造成经济损失[3]。
1 事故经过
某日，机组接带负荷90 mw，发电机励磁系统运行正常。
09：41：35，dcs系统显示“灭磁开关跳闸”状态信号，发电机灭磁开关跳闸。
09：41：35.714，dcs系统显示“avr chⅱ故障”状态信号；励磁调节器“低励限制”动作，调节器通道ⅰ故障。
09：41：35.747，dcs系统显示“avr chⅰ故障”；励磁调节器“低励限制”动作，调节器通道ⅱ故障。
09：41：35，发变组保护a柜下层失磁保护t1动作，发出信号。
09：41：35，发变组保护a柜下层失磁保护t2动作，切换厂用电。
09：41：35.140，线路故障录波器×××回线ia、ib、ic、io电流突变量启动。
09：41：35.301，发变组保护a柜下层失磁保护t4动作，机组解列。
2 故障检查
2.1 保护装置检查
事故发生后，检修人员对照失磁保护定值表1、保护出口逻辑图1，对发变组保护a柜下层失磁t1、t2、t4保护动作及故障录波器动作进行分析，对发电机转子及相关控制回路进行绝缘试验。
（1）失磁保护t1动作记录：cpua保护动作时间09：41：35.466，电阻r=9.687 2 ω；电抗x=-9.480 5 ω；转子电压vfd=9.155 7 v；发电机出口电压ug1=84.840 2 v；系统电压uh1=57.384 1 v。cpub保护动作时间09：41：35.816，电阻r=9.687 9 ω；电抗x=-9.480 4 ω；转子电压vfd=8.901 8 v；发电机出口电压ug1=85.812 v；系统电压uh1=57.387 8 v。
根据失磁保护t1动作逻辑，正确动作，出口发信。
（2）失磁保护t2动作记录：cpua保护动作时间09：41：36.463，电阻r=6.268 9 ω；电抗x=-8.527 8 ω；转子电压vfd=8.850 9 v；发电机出口电压ug1=82.169 8 v；系统电压uh1=57.384 6 v。cpub保护动作时间09：41：36.819，电阻r=6.207 1 ω；电抗x=-8.478 ω；转子电压vfd=8.850 9 v；发电机出口电压ug1=82.233 8 v；系统电压uh1=57.498 6 v。
根据失磁保护t2动作逻辑，正确动作，出口切厂用电源。
（3）失磁保护t4动作记录：cpua保护动作时间09：41：37.059，电阻r=5.361 1 ω；电抗x=-8.032 2 ω；转子电压vfd=7.630 1 v；发电机出口电压ug1=81.223 2 v；系统电压uh1=57.205 5 v。cpub保护动作时间09：41：37.408，电阻r=5.385 3 ω；电抗x=-8.032 1 ω；转子电压vfd=7.630 1 v；发电机出口电压ug1=81.184 9 v；系统电压uh1=57.269 2 v。
根据失磁保护t4动作逻辑，正确动作，出口跳主变高压侧开关，联跳汽轮机。
（4）故障录波器动作情况为：时间09：41：37.139，×××回线ia、ib、ic、io电流突变量启动，故障前录波数据ia=3.642 a，ib=3.658 a，ic=3.653 a，io=0.031 a；故障后录波数据ia=1.778 a，ib=0.469 a，ic=0.004 a，io=1.391 a，正序电流突变量定值为0.7 a；零序电流突变量定值为1 a，从故障录波数据分析，ia、ib、ic、io突变量启动均为正确动作。
（5）用1 000 v摇表对发电机转子进行绝缘和直流电阻试验，绝缘电阻大于0.5 mω，直流电阻125 mω，试验合格。
（6）检查发变组保护a至灭磁开关跳闸线圈控制电缆接线，接线紧固，未松动；用500 v摇表对控制电缆进行对地绝缘试验，绝缘电阻大于0.5 mω，试验合格。检查发变组保护a柜接地线绝缘良好，未见异常。
2.2 dcs信号检查及励磁系统220 v直流电源检查
检修人员对dcs程控系统相关指令及模块进行检查。
（1）检查dcs至灭磁开关分合闸指令信号，未见异常。
（2）检查dcs至灭磁开关分合闸指令控制模块，接线紧固，绝缘良好。
（3）检查励磁系统220 v直流电源，存在负极接地异常现象，负极对地电压：0 v。检修人员随即采用拉路法查找直流电源段接地负荷，发现一处事故照明负极接地。
2.3 励磁系统静态试验及灭磁开关二次控制回路检查
（1）检查灭磁开关至发变组保护a柜二次控制电缆屏蔽线，接地良好，未见异常。
（2）检查灭磁开关至励磁调节器柜二次控制电缆屏蔽线，发现二次电缆屏蔽线只在灭磁开关柜接地，未将调节器屏与灭磁开关柜同时接地，不符合反措及规范要求。
（3）检查灭磁开关二次跳闸回路接线，通过图2可知，分闸回路跳闸线圈y01回路是通过接触器mk、延时继电器k2动作来完成跳闸。检修人员对延时继电器k2进行动作电压测试，uv=9 v。延时继电器k2选型为ac/dc24～240 v，最小动作电压应为13.2 v，不满足动作电压应为额定电源电压的55%～70%的反措要求[4-5]。
（4）励磁系统静态试验，对励磁调节器进行开入开出检查，励磁通道i、ⅱ所有开关量状态及信号正常，模拟量采集准确；联锁回路联跳正常；灭磁开关就地/远方合跳正常；#1～#3功率柜报警信号输出正确；风机启停回路正确，且控制电源可靠切换；自动/手动起励动作正确，起励保险与电阻配置合适。
3 跳闸原因分析
从检查中可以确定：
（1）灭磁开关没有收到来自dcs系统的分闸信号、发变组保护a柜出口信号。
（2）相关跳闸二次回路接线均紧固，绝缘良好。
（3）一处事故照明负极接地，造成接带励磁系统220 v直流电源的母线负极对地电压为0 v。
（4）灭磁开关至励磁调节器柜二次控制电缆屏蔽线不符合反措及规范要求。
（5）延时继电器k2（ac/dc24～240 v）动作电压uv=9 v，不满足动作电压应为额定电源电压的55%～70%的规定。
（6）励磁系统重要元器件未定期进行动作性能试验，电气技术人员对励磁系统重要设备相关技术参数、行业反措标准要求掌握不全，对能够导致灭磁开关误跳闸的危险辨识不清。
综上所述，导致此次灭磁开关误跳闸的原因为延时继电器k2直流输入回路存在电源扰动，延时继电器k2选型不满足反措技术要求，抗干扰性能差，发生误动作。
4 防范措施
（1）根据生产厂家技术人员建议，更换灭磁开关分闸回路中的继电器k2（dc220 v），动作电压满足220 v×55%=121 v的反措要求。
（2）励磁系统相关二次控制回路电缆屏蔽线全部改为双股线，确保接地可靠，提高设备、控制回路电缆抗干扰性。
（3）对重要系统直流控制电源加强点检、监测，及时消除故障隐患。
（4）对现场事故照明电源进行改造，在直流电源与事故照明负荷之间加装ups电源，将事故照明电源由直流电改为交流电。
（5）对发变组重要辅助元器件制定检修计划表，定期进行性能试验，更换不符合技术要求的继电器等。
5 结语
励磁系统作为发电机的重要组成部分，正确的操作和使用非常重要。进口灭磁开关在励磁系统中被广泛应用，这次对灭磁开关误跳闸现象分析、事故原因查找等，一定程度上暴露出电气相关技术人员对进口设备技术参数、性能掌握不全，对发电机励磁系统相关技术资料、国家行业标准学习不够的问题。在今后的工作中，要加强对重要系统原理及设备维护技术的学习，提高专业技能；对重要系统接触器、继电器进行周期性性能测试，利用机组检修校验动作值，避免类似故障事件再次发生。
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0 引言
某2×125 mw火力发电厂采用发电机—变压器—线路组单元接线，发电机为自并励单元制机组，出口电压为13.8 kv。该厂励磁系统（gex-2503）采用自并励静止励磁方式，励磁电压为466 v，励磁电流为2 816 a，连接在发电机机端的励磁变压器经静态可控硅整流装置为发电机提供励磁电源；配备了由励磁变压器、自动励磁调节装置、可控硅整流柜、灭磁及转子过电压保护柜、起励装置、分线柜等组成的起励装置[1]。灭磁回路采用非线性电阻灭磁，灭磁开关为abb生产的dw10-600m。
励磁系统是同步发电机的重要组成部分，而灭磁开关又是励磁系统重要的组成部件之一，是接通和切断励磁装置与发电机励磁绕组关联的唯一途径[2]。灭磁开关的可靠性和灵敏性直接影响到发电机组的安全可靠运行，当灭磁开关的继电器、接触器等元器件性能下降或二次控制回路发生故障，拒动或误动都会给电厂运行系统带来一定风险，造成经济损失[3]。
1 事故经过
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09：41：35.714，dcs系统显示“avr chⅱ故障”状态信号；励磁调节器“低励限制”动作，调节器通道ⅰ故障。
09：41：35.747，dcs系统显示“avr chⅰ故障”；励磁调节器“低励限制”动作，调节器通道ⅱ故障。
09：41：35，发变组保护a柜下层失磁保护t1动作，发出信号。
09：41：35，发变组保护a柜下层失磁保护t2动作，切换厂用电。
09：41：35.140，线路故障录波器×××回线ia、ib、ic、io电流突变量启动。
09：41：35.301，发变组保护a柜下层失磁保护t4动作，机组解列。
2 故障检查
2.1 保护装置检查
事故发生后，检修人员对照失磁保护定值表1、保护出口逻辑图1，对发变组保护a柜下层失磁t1、t2、t4保护动作及故障录波器动作进行分析，对发电机转子及相关控制回路进行绝缘试验。
（1）失磁保护t1动作记录：cpua保护动作时间09：41：35.466，电阻r=9.687 2 ω；电抗x=-9.480 5 ω；转子电压vfd=9.155 7 v；发电机出口电压ug1=84.840 2 v；系统电压uh1=57.384 1 v。cpub保护动作时间09：41：35.816，电阻r=9.687 9 ω；电抗x=-9.480 4 ω；转子电压vfd=8.901 8 v；发电机出口电压ug1=85.812 v；系统电压uh1=57.387 8 v。
根据失磁保护t1动作逻辑，正确动作，出口发信。
（2）失磁保护t2动作记录：cpua保护动作时间09：41：36.463，电阻r=6.268 9 ω；电抗x=-8.527 8 ω；转子电压vfd=8.850 9 v；发电机出口电压ug1=82.169 8 v；系统电压uh1=57.384 6 v。cpub保护动作时间09：41：36.819，电阻r=6.207 1 ω；电抗x=-8.478 ω；转子电压vfd=8.850 9 v；发电机出口电压ug1=82.233 8 v；系统电压uh1=57.498 6 v。
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（3）失磁保护t4动作记录：cpua保护动作时间09：41：37.059，电阻r=5.361 1 ω；电抗x=-8.032 2 ω；转子电压vfd=7.630 1 v；发电机出口电压ug1=81.223 2 v；系统电压uh1=57.205 5 v。cpub保护动作时间09：41：37.408，电阻r=5.385 3 ω；电抗x=-8.032 1 ω；转子电压vfd=7.630 1 v；发电机出口电压ug1=81.184 9 v；系统电压uh1=57.269 2 v。
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（4）故障录波器动作情况为：时间09：41：37.139，×××回线ia、ib、ic、io电流突变量启动，故障前录波数据ia=3.642 a，ib=3.658 a，ic=3.653 a，io=0.031 a；故障后录波数据ia=1.778 a，ib=0.469 a，ic=0.004 a，io=1.391 a，正序电流突变量定值为0.7 a；零序电流突变量定值为1 a，从故障录波数据分析，ia、ib、ic、io突变量启动均为正确动作。
（5）用1 000 v摇表对发电机转子进行绝缘和直流电阻试验，绝缘电阻大于0.5 mω，直流电阻125 mω，试验合格。
（6）检查发变组保护a至灭磁开关跳闸线圈控制电缆接线，接线紧固，未松动；用500 v摇表对控制电缆进行对地绝缘试验，绝缘电阻大于0.5 mω，试验合格。检查发变组保护a柜接地线绝缘良好，未见异常。
2.2 dcs信号检查及励磁系统220 v直流电源检查
检修人员对dcs程控系统相关指令及模块进行检查。
（1）检查dcs至灭磁开关分合闸指令信号，未见异常。
（2）检查dcs至灭磁开关分合闸指令控制模块，接线紧固，绝缘良好。
（3）检查励磁系统220 v直流电源，存在负极接地异常现象，负极对地电压：0 v。检修人员随即采用拉路法查找直流电源段接地负荷，发现一处事故照明负极接地。
2.3 励磁系统静态试验及灭磁开关二次控制回路检查
（1）检查灭磁开关至发变组保护a柜二次控制电缆屏蔽线，接地良好，未见异常。
（2）检查灭磁开关至励磁调节器柜二次控制电缆屏蔽线，发现二次电缆屏蔽线只在灭磁开关柜接地，未将调节器屏与灭磁开关柜同时接地，不符合反措及规范要求。
（3）检查灭磁开关二次跳闸回路接线，通过图2可知，分闸回路跳闸线圈y01回路是通过接触器mk、延时继电器k2动作来完成跳闸。检修人员对延时继电器k2进行动作电压测试，uv=9 v。延时继电器k2选型为ac/dc24～240 v，最小动作电压应为13.2 v，不满足动作电压应为额定电源电压的55%～70%的反措要求[4-5]。
（4）励磁系统静态试验，对励磁调节器进行开入开出检查，励磁通道i、ⅱ所有开关量状态及信号正常，模拟量采集准确；联锁回路联跳正常；灭磁开关就地/远方合跳正常；#1～#3功率柜报警信号输出正确；风机启停回路正确，且控制电源可靠切换；自动/手动起励动作正确，起励保险与电阻配置合适。
3 跳闸原因分析
从检查中可以确定：
（1）灭磁开关没有收到来自dcs系统的分闸信号、发变组保护a柜出口信号。
（2）相关跳闸二次回路接线均紧固，绝缘良好。
（3）一处事故照明负极接地，造成接带励磁系统220 v直流电源的母线负极对地电压为0 v。
（4）灭磁开关至励磁调节器柜二次控制电缆屏蔽线不符合反措及规范要求。
（5）延时继电器k2（ac/dc24～240 v）动作电压uv=9 v，不满足动作电压应为额定电源电压的55%～70%的规定。
（6）励磁系统重要元器件未定期进行动作性能试验，电气技术人员对励磁系统重要设备相关技术参数、行业反措标准要求掌握不全，对能够导致灭磁开关误跳闸的危险辨识不清。
综上所述，导致此次灭磁开关误跳闸的原因为延时继电器k2直流输入回路存在电源扰动，延时继电器k2选型不满足反措技术要求，抗干扰性能差，发生误动作。
4 防范措施
（1）根据生产厂家技术人员建议，更换灭磁开关分闸回路中的继电器k2（dc220 v），动作电压满足220 v×55%=121 v的反措要求。
（2）励磁系统相关二次控制回路电缆屏蔽线全部改为双股线，确保接地可靠，提高设备、控制回路电缆抗干扰性。
（3）对重要系统直流控制电源加强点检、监测，及时消除故障隐患。
（4）对现场事故照明电源进行改造，在直流电源与事故照明负荷之间加装ups电源，将事故照明电源由直流电改为交流电。
（5）对发变组重要辅助元器件制定检修计划表，定期进行性能试验，更换不符合技术要求的继电器等。
5 结语
励磁系统作为发电机的重要组成部分，正确的操作和使用非常重要。进口灭磁开关在励磁系统中被广泛应用，这次对灭磁开关误跳闸现象分析、事故原因查找等，一定程度上暴露出电气相关技术人员对进口设备技术参数、性能掌握不全，对发电机励磁系统相关技术资料、国家行业标准学习不够的问题。在今后的工作中，要加强对重要系统原理及设备维护技术的学习，提高专业技能；对重要系统接触器、继电器进行周期性性能测试，利用机组检修校验动作值，避免类似故障事件再次发生。
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