1 设备概述

龙口水电站5号发电机为福建省南平发电机厂生产的SF20-44/6400型混流式水轮发电机，励磁方式为静止晶闸管自并励，发电机中性点为不直接接地方式，发电机每相绕组均为单分支，额定参数见表 1所示。发电机与主变压器采用单元制接线方式，发电机出口经封闭母线与主变压器、厂用变压器、励磁变压器、出口电压互感器（以下简称TV）、避雷器等设备连接。发电机机端共有8组配电柜，其中8号配电柜为励磁变压器配电柜，励磁变压器高压侧电源从8号配电柜引取，8号配电柜内配置发电机机端TV和励磁变压器高压侧接地刀闸80530。其接线方式如图 1所示。该机组于2010年9月投产，用于非调峰期向河道泄放基流并参与基本负荷运行。

2 发电机保护配置

5号发电机保护采用南京国电南自凌伊电力自动化有限公司生产的DGT-801C型保护装置，配置比率制动式纵差保护、低电压记忆过电流保护、励磁变压器电流速断保护、励磁变压器过电流保护、发电机过电压保护、发电机3U₀定子接地保护等，此次事故涉及前3种保护，其保护参数如表 2所示。

发电机纵差保护是发电机相间故障的主保护，采用具有两段折线式动作特性的比率制动元件，以提高区内故障时的动作灵敏度，并确保差动区外故障时可靠不动作。纵差保护的出口跳闸方式为循环闭锁方式，保护逻辑如图 2所示^[1]。当发电机发生区内相间短路故障时，有两相或三相差动元件同时动作，保护出口跳闸；而当发电机发生一相区内接地且另一相区外接地故障时，单相差动元件动作，保护出口不跳闸，但如果同时有负序电压，则保护出口跳闸。

3 事故概况 3.1 事故经过

5号发电机并网状态下带有功负荷20 MW，无功负荷1 Mvar。某日09：56：03监控系统报“5号主变压器保护低压侧母线接地”；09：56：07纵差保护动作，励磁灭磁开关分闸位置动作，出口断路器805分闸位置动作；09：56：09励磁变压器电流速断保护动作，PLC电气事故停机流程启动；09：56：12低电压记忆过电流保护动作。监控系统自动执行机组电气事故停机流程成功，发电机出口断路器805分闸、灭磁开关分闸，导叶全关，风闸处于制动位，机组转速降为0，接力器锁锭装置投入，紧急停机电磁阀动作，机组停机状态正常。火灾自动报警控制盘报发电机机压配电室烟感报警信号。

3.2 现场检查情况

现场检查5号发电机出口断路器、灭磁开关分闸；检查机组调速器系统、励磁系统、水车室、发电机风洞、中性点、集电环无明显异常，主变压器保护柜内主变压器低压侧母线接地保护指示灯亮，保护柜内发电机差动保护、励磁变压器电流速断保护、发电机低电压记忆过电流保护指示灯亮，机压配电室内发现大量烟雾，励磁变压器配电柜后方柜门存在放电痕迹（如图 3所示）。

4 原因分析及处理 4.1 原因查找

机组停运后对设备进行全面检查，发现8号柜内励磁变压器高压侧一次电缆冷缩终端头V相主绝缘严重烧损至开裂，其正下方的80530接地刀闸静触头外侧母排固定螺栓端部烧熔，柜内底部及两侧有大量放电痕迹。对8号配电柜至励磁变高压侧电缆进行绝缘电阻测试^[2]，结果显示，U、W相对地绝缘电阻合格，V相对地绝缘电阻为0。又对励磁变压器高压绕组、8号配电柜内母排绝缘电阻进行测试，测试数据合格。

对主变压器低压侧母线接地保护及纵差保护、励磁变压器电流速断保护、低电压记忆过电流保护相应的保护参数和事故报告中动作参数进行分析，确认保护均动作正确，初步判定为发电机机端V相发生电气故障^[3]。因5号发电机未配置故障录波装置且保护装置的报告只记录故障前后100 ms的波形，无法对故障过程进行量化分析。对事故发生时相关数据复原处理后的录波图如图 4所示，根据图 4可确认发电机故障初始阶段为L2相单相接地，随后发展为L1、L2相间短路，15 ms后故障快速发展为L1、L2、L3三相短路。结合励磁变压器高压侧三相电流波形分析，判断故障点在励磁变压器高压侧，与现场实际检查情况相符。

综合分析后确认8号配电柜内励磁变压器高压侧电缆冷缩终端头V相绝缘被击穿并对地放电，是此次事故的直接与主要原因。

4.2 原因分析

观察击穿电缆，分析电缆终端头绝缘击穿的可能原因如下：

（1）对电缆终端头剥切铜屏蔽时，铜屏蔽断开处有尖角毛刺未处理平整，导致绝缘介质沿面放电；

（2）主绝缘外半导体层露出铜屏蔽层长度超出标准要求，导致电场畸变；

（3）制作电缆终端头时因操作不当产生气隙、杂质，造成局部电场集中，发生局部放电；

（4）剥切主绝缘外半导体时将主绝缘划伤，造成该处绝缘薄弱，导致电缆击穿电压降低。

4.3 现场处理措施

根据电缆敷设路径及长度，将受损电缆三相的冷缩终端头及以下1 m切除，更换为热缩电缆终端头；对8号配电柜内放电导体尖端等设备进行打磨，更换柜内烧熔的螺栓、烧损的低压电缆。对修复后的电缆进行绝缘测试，同时对发电机、发电机机端出口高压开关柜内母线、励磁变压器、主变压器等电气一次设备进行绝缘试验，各项试验数据合格。将5号发变组转为冷备用状态，进行发电机组零起升压试验，检查发变组电气一次设备部分均无异常。

5 存在的问题及预防措施 5.1 一次电气设备 5.1.1 存在的问题

机组安装时厂用电系统高压电缆终端头的制作工艺不规范。

5.1.2 预防措施

为了确保设备的安全可靠运行，防止出现电缆终端头放电等同类型故障，在设备停检时，对全厂电缆终端头尤其是厂用电系统电缆终端头进行全面检查，并开展绝缘耐压试验，如发现异常则重新进行制作；加强对后续新制作电缆终端头的工艺质量管控。

5.2 二次电气设备 5.2.1 存在的问题

发电机纵差保护动作信号持续721 ms，但监控系统未及时启动相应的电气事故停机流程，发电机励磁变压器电流速断保护动作时，该流程才启动。

5.2.2 原因分析

龙口水电站发电机监控系统PLC电气事故停机流程设计有2种事故停机启动源，分别为Ⅱ_BUFF量和SOE量。龙口水电站其他4台发电机的事故停机启动源设计均一致，而5号发电机的事故停机启动源未按设计要求编制，仅有1种Ⅱ_BUFF量。监控系统的扫描周期受PLC模件的扫描周期和程序缓存的扫描周期影响。5号发电机PLC程序内的电气事故启动源采用Ⅱ_BUFF量二级缓存测点，PLC读取该类型测点时扫描周期较长，通常需要300~500 ms。而且Ⅱ_BUFF量也需要在寄存器内写入、读取，因此易受信文积累的影响而导致保持时间较短的信号在事故启动源中难以捕捉。事故发生时未启动PLC事故停机流程，原因除扫描周期长之外，也有信文较多致报文堵塞的可能^[4-6]。

5.2.3 预防措施

为确保发电机纵差保护动作可靠启动PLC电气事故停机流程，将5号发电机监控系统PLC电气事故停机流程启动源按其他4台发电机的事故停机启动源类型进行设置，即增加SOE量启动源。之后进行模拟试验，SOE量启动源启动后信号保持400 ms以上，可保证发电机保护动作时正常启动电气事故停机流程。

6 结语

针对龙口水电站5号发电机励磁变压器高压侧电缆终端头绝缘被击穿并对地放电导致停机事故，采取了更换电缆终端头、对发变组一次电气设备进行全面检查及绝缘测试，并在监控系统PLC事故停机流程中增加SOE量启动源等措施。处理后，对发电机进行各项试验均无异常，并网运行后各项参数合格且稳定，运行工况良好。本次事故原因及处理措施可为同类事故的预防及处理提供借鉴。