摘要：#1机组为600MW超临界汽轮发电机组,500KV变电站母线为3/2接线，#1主变经500KV 沁5011、沁5012断路器接入500KV系统。#1发电机额定功率600 MW，定子额定电压20KV，额定电流19245A、转子额定电压421.8，额定4128A，
【典型案例】关于某电厂励磁变故障冒烟案例分析报告
一、事件分析
机组编号#1停机时间08月05日13:19
设备简况：
#1机组为600MW超临界汽轮发电机组,500KV变电站母线为3/2接线，#1主变经500KV 沁5011、沁5012断路器接入500KV系统。#1发电机额定功率600 MW，定子额定电压20KV，额定电流19245A、转子额定电压421.8，额定4128A，发电机出口设置断路器,励磁方式为机端变静止励磁。
励磁系统采用ABB公司UNITROL 5000型励磁系统，正常运行期间，励磁系统由发电机端电压经过励磁变供电，励磁变为德国ABB公司2003年生产，型号:RESIBLOC，由3个户内干式单相变压器组成，容量3×2000kVA,高压侧角型接线，额定电压20KV，低压侧额定电压893V，绝缘等级F级，自然冷却方式。
发变组保护采用南瑞继保公司RCS-985型发变组保护装置。
事前工况：
#1发电机出口沁01开关、500kV沁5011、沁5012、沁5013开关运行，6kV厂用段正常运行，机组有功功率503MW，无功功率41MVar，发电机转子电压253V，转子电流2747A，励磁变A、B、C相铁芯温度均约96℃（报警值为110℃）。
事件经过：
13:19:22.771，#1发电机故障1、2报警；（注：DCS系统收到发变组保护A柜、B柜保护动作信号，用于关闭主汽门逻辑）；
13:19:22.777，#1发电机励磁变差动保护1、2跳闸；
13:19:22.810，#1发电机出口断路器联跳；
13:19:22.866，#1发电机灭磁开关联跳；
13:19:22.928，#1发电机故障联跳汽轮机；
13:19:23.138，#1汽轮机跳闸联跳锅炉；
设备装置初步检查情况：
检查#1发变组保护C柜及D柜均有“励磁变比率差动保护动作”，动作相对时间18毫秒,检查保护采样量，励磁变A、C相差流最大值达2.40Ie，励磁变高压侧A相电流二次最大值达11.76A（B、C相为1.3A），检查发变组故障录波器，保护动作前发电机定子转子电压电流量未见明显异常。
就地检查#1励磁变A相轻微冒烟，励磁变A相A2绕组区域有烟熏及电弧痕迹，励磁变三相绕组铁芯温度显示为96℃左右。励磁变隔离后外观检查各连接端子良好，A相A2绕组有明显过热现象，测试励磁变A相高压侧A2绕阻直流电阻异常增大到6.039Ω（其他正常相绕阻约为340 mΩ），直流电阻不平衡系数达到254.4%，对地绝缘电阻下降到88kΩ（其他相绕阻约为10GΩ），低压侧对地绝缘电阻下降到419kΩ（其他相绕阻约为9GΩ）。
故障发生前励磁电流为额定值的67%左右，没有发生强励及过负荷情况，发电机定子转子电压电流均未见异常。
设备解体检查情况：
8月23日西安热工院专家到厂，共同对#1励磁变进行解体检查分析：
#1发电机采用ABB生产的RESIBLOC型励磁变，分三相布置，每相有两套绕组（左右柱各一套），高压绕组外侧布置，低压绕组内侧布置，见图1、2。其中，高压绕组共三层布置，图2中1、2、3为高压绕组，4为高低压绕组之间绝缘筒，不同层绕组之间布置有径向绝缘支撑，见图2，沿圆周方向均匀布置。
图1 故障相外形图 图2 高压绕组结构
首先借助内窥镜，观察受损最严重区域通道，发现变压器绕组绝缘及绝缘支撑件部分有变形、碳化现象（图3），但受限于空间仍无法确定故障点。现场对可能存在的故障区域进行整体切割，依次将三层高压绕组拆除。
图3 高压绕组通风道内部情况
图4 逐层解体后绕组内表面情况
（左右分别对应图2中1绕组、2绕组）
图4为高压绕组解体后内表面情况，最外层绕组基本完好无明显受损痕迹，中间层绕组和最内层绕组（图5左侧）受损区域吻合，最内层绕组受损最为严重，故障点形成长轴10cm、短轴5cm左右的椭圆形孔洞，位于A2绕组最内层高压绕组7点至8点钟区域（接线柱1.2为6点钟方向），距绕组底部30cm左右位置，附近区域可见绕组熔化后形成的铜颗粒，见图6。
图5逐层解体后表面情况
（左右分别对应图2中3绕组、4绝缘筒）
图5左侧为最内层绕组内表面情况，图5右侧为高低压绕组之间绝缘筒外表面，故障受损区域是对应的。
图6 故障点局部图
图7 高压绕组剖面图
解体检查发现高压绕组匝间绝缘厚度不均匀，存在制造工艺缺陷，图7所示A、B处对应绝缘厚度差异明显。在绝缘老化的情况下，会造成较薄处匝间绝缘击穿，引起匝间短路。
原因分析：
根据解体检查情况，本次故障是励磁变A2高压绕组匝间短路引起的。制造工艺缺陷、励磁变整流输出谐波特性所引起的运行温度较高是造成匝间绝缘损坏的主要原因。
解体发现高压绕组匝间绝缘厚度不均匀，存在制造工艺缺陷。故障区域两侧均布置有径向绝缘支撑，此处通风散热条件较差，并且考虑到励磁变运行中谐波引起的附加损耗，使得变压器绕组整体温度较高。长期运行加速了匝间绝缘老化，最终绝缘击穿造成匝间短路，短路电弧产生的热效应使故障扩大，最终部分绕组烧损。
暴露问题：
1、励磁变制造工艺存在缺陷，高压绝缘方面存在薄弱环节。
2、设备管理及隐患排查工作不到位，励磁变虽为 F级绝缘，但自然冷却效果较差，运行温度偏高没有引起足够重视。
防范措施：
1、#1机组运行期间做好励磁变温度等运行巡视，变压器设计采用空气自然冷却方式，冷却效果较差。在现有条件下应加强通风，可在变压器底部加装风扇，提高冷却效果（冷却风扇已经安装，待加装电源和控制回路）。
2、增加励磁变A2、B2、C2 铁芯温度信号上传到DCS画面，使运行人员能够全面监视励磁变三相共六绕组的铁芯温度状况及变化趋势（此项工作已经完成）。
3、励磁变目前采取的常规预防性试验如绝缘电阻、直流电阻及耐压试验难以发现匝间短路故障，励磁变检修试验时可根据实际情况增加局部放电试验、感应耐压试验和变比测量等项目，提前发现隐患。
4、加强励磁变巡检力度，缩短红外线测温周期，红外成像测温结果对比温度测点数据，确保监视画面数据准确，可靠监视励磁变运行温升变化。
附件1：#1机组停机曲线
图片附件2：机组SOE
附件3：发变组保护动作显示
附件4：发变组保护动作报告
附件5：故障期间励磁变交流电流波形
附件6：故障期间发电机电压波形
附件7：励磁变相关参数变化趋势
附件8：#1励磁变A相A2绕组图片
附件9：#1励磁变A2绕组绝缘故障图片（俯视图）
来源：虹电力