一、設備簡況：

某廠4號機組額定容量350MW，發(fā)電機為ATB-2-50型汽輪發(fā)電機，額定電壓23kV,采用水、氫、氫冷卻方式，1999年投產。發(fā)變組保護采用南瑞繼保的PCS-985B發(fā)電機變壓器組保護裝置，2014年改造后投運。

發(fā)電機定子接地保護由基波零序電壓和三次諧波定子接地保護組成，其中基波零序電壓定值設置為7.5V，0.5S投跳；三次諧波零序電壓投報警。發(fā)電機機端設置3組單相式全絕緣PT,為發(fā)電機投產時配套，型號JVT-150，容量200VA，保護精度等級3P，測量精度等級0.2。

二、事前工況：

機組AGC控制方式，機組負荷217MW，主汽壓151bar,磨煤機A、B、D運 行，總煤量109t/h。勵磁電壓163V，勵磁電流1861A, AVR1號通道運行，2號通道 備用，勵磁小室空調運行，室溫正常。

三、事件經過及處理：

23時31分57秒，4號發(fā)變組保護動作報警，發(fā)電機定子接地保護動作，發(fā)電 機跳閘，汽機、鍋爐聯(lián)跳，檢查廠用電自動切換正常。

檢修事后檢查，發(fā)變組A、B柜保護動作一致，發(fā)變組故障錄波器采樣和保護動作邏輯吻合，機端A、B兩相電壓降低至54V，C相電壓提高至60V，三相相角 差接近120度，無零序電流，中性點零序電壓為8.2V，達到動作定值（7.5V)，保護動作正確，查閱發(fā)電機中性點零序電壓變化過程如下：

23時31分19秒前，零序電壓一直維持在0.12V以下，處于正常狀態(tài)。

23時31分19秒，零序電壓從0.12V開始上升，至23時31分57秒上升至8.2V，在此過程中機端A、B兩相電壓逐漸降低至54V，C相電壓逐漸提高至60V。

3時50分，運行執(zhí)行機組跳閘后檢查卡正常，外觀檢查發(fā)電機、勵磁裝置、 封閉母線、發(fā)電機中性點接地裝置、主變、單元變無異常。

7月9日0時30分，“#4發(fā)電機定子繞組接地故障檢查”工作票開工，檢修檢查發(fā)電機定子及封母。測量發(fā)電機出線帶主變低壓側、單元變高壓側包括封母對地絕緣2.8MQ，與歷次記錄對照絕緣正常。測量發(fā)電機出口封閉母線絕緣，對地9.7M Q，發(fā)電機中性點變壓器高壓側對地絕緣31200MQ，低壓側帶接地電阻對地絕緣 174MQ，中性點變壓器所帶接地電阻值為0.92Q，均正常，確認一次系統(tǒng)正常。

2時30分，結合檢查情況和故障錄波數(shù)據(jù)，重點懷疑機端PT異常。測量4號 發(fā)電機機端PT絕緣正常，在進一步對發(fā)電機機端各組PT進行空載試驗，發(fā)現(xiàn)機端第三組PT  A在電壓較小時電流出現(xiàn)突升，判定該相PT —次繞組匝間短路，其余PT正常。

8時0分，完成備品PT的空載試驗、耐壓試驗、直流電阻測試，結果均正常， 對故障PT進行更換。

9時30分，鍋爐點火，重新啟動。

14時0分，進行起勵升壓，檢查各PT回路采樣正常，二次核相試驗結果正常。

15時2分，4號機組并網(wǎng)成功。

四、原因分析：

1、發(fā)電機機端第三組PTA相一次繞組匝間短路，該相對地等效阻抗減小，產生中性點零序電壓升高，造成定子接地保護達到動作值，發(fā)電機跳閘。據(jù)測算，當PT—次繞組發(fā)生匝間短路時，對地電壓的最高相（比正常略有升高）的下一相即為故障相，與現(xiàn)場實際情況相符（最高相為C相，滯后相為A相）。

2、檢查2018年的4號發(fā)電機機端PT試驗報告，其空載試驗、工頻耐壓、直流電阻試驗結果均正常，該相PT匝間短路具體故障點及原因分析待進一步解體檢查。

五、暴露問題：

1、      4號機組機端PT因絕緣老化或制造質量不良導致發(fā)生匝間短路。

2、電氣專業(yè)對機端PT設備重要性重視不足，未從PT投運時間較長的客觀情況出發(fā)，提高PT預試標準和局放試驗。

六、防范措施：

1、       立即更換故障的4號機組發(fā)電機端第三組A相PT。

2、在2020年10月份4號機組檢修期間，全面排查PT設備情況，并提前做好更換機端PT的準備。

3、舉一反三，利用檢修或調停機會，全面排查PT設備情況，并根據(jù)檢查情況及時采取措施。

4、今后檢修工作中，按照DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規(guī)程》規(guī)定的試驗項目，定期開展互感器空載電流試驗、倍頻感應耐壓等試驗。

5、進一步加強電廠設備管理工作，根據(jù)設備特性和投運時間，合理安排縮短預 試周期。