0 引言

　　某火力发电厂为2×600MW单元制设计。机组保安事故电源为柴油发电机(无市电)，保安母线接汽机交流润滑油泵等重要负荷，另设一台直流润滑油泵(复励直流电机);发电机为美国西门子西屋公司制造，励磁方式为自并激，AVR为ABB公司UNITROL5000，励磁变为三相干式变、容量6900kVA;升压站设6条220kV大容量(2×630)线路，均投单相重合闸方式。

　　1 优化试验方案而发现保安柴油发电机不能自启，即汽机交流润滑油泵BOP等存在电源隐患，预控主机化瓦

　　发电厂保安母线失电时，柴油发电机将由DCS低电压逻辑启动。即日常试验时，以保安母线失电来验证柴油发电机的自启功能。某厂自投产始，一直采用调试时编制的《保安电源切换试验方案》。本措施在试验柴油发电机能否自启时，以先后使保安MCCA和MCCB失电来实施的(接线见附图一)。经分析，此方案缺乏严谨性、现实性。因为生产现场，两段保安母线可能同时失电，也可能任一母线失电，其任一状态都应自启柴油发电机，即试验应以各单母失电来分别检验柴油发电机的自启功能。而原方案，先将MCCA母线停电，再将MCCB母线停电的间隔内，正常情况柴油发电机将首先因MCCA母线失电而自启(本母线电压<70%Ue，并延时3s自启),即未能检验MCCB母线失电能否独自启动发电机。另外，若MCCA母线失电而柴油发电机未能自启时，本发电机将因MCCB母线失电而自启，但MCCA母线失电而发电机未自启的重大隐患也就很难发现。故试验时，应以各单母失电来分别检验柴油发电机的自启功能，方具有严谨性和现实性。

　　修改试验方案后，第一次执行，就发现#2机组保安MCCB母线失电后，#2保安柴油发电机不自启的重大隐患，而原方案不能发现。因为柴油发电机控制电源设UPS装置，其正常电源接自保安MCCB母线。执行新方案时，MCCB母线失电会使UPS正常电源也同时失电，此时UPS应自切至其备用电源(此电源接自主厂房公用UPS)，但UPS本身发生异常，不能自切至备用电源，导致UPS输出失电，故发电机不能自启。后更换UPS,试验正常。而原试验方案不能发现此隐患。原因是：原方案以MCCA、MCCB母线依次失电检验发电机能否自启。当MCCA段先失电时，UPS正常电源(接自MCCB母线)未断电，即UPS仍有输出，即发电机在MCCB段失电前就瞬间实现了自启。当然，MCCB母线低电压自启发电机控制回路的其他所有异常，原方案也不能发现,而新方案就能。

　　若控制回路异常，柴油发电机不能及时自启，手启成功的几率也会很低。这是非常危险的。因为保安MCCB段接有大机交流润滑油泵(BOP)、密封油交流油泵等重要保安负荷，一旦保安母线长时间失电而柴油发电机不能供电，汽轮机组启停时将可能造成大机断油化瓦，甚至因发电机大量漏氢而爆炸等恶劣后果。故新试验方案的实施，具有长期、重大安全意义。

　　2 坚持理论预判，及时发现汽轮机直流润滑油泵(EOP)电机电气回路异常，预控主机化瓦

　　#2机组启动前，试运大机220V直流润滑油泵(EOP)，电机稳定运行电流130A。虽试验时油泵无异常、出口油压合格(实际偏于下限)，但电气专业理论预判该电机(电力回路接线见图2)启动后，启动电阻(RQ)未能自动退出(电机启动时，由K2继电器延时5s退出)，并坚持第二次试验。再次试验证实判断正确。原因是电机电气控制柜K2延时中间继电器损坏，致使1kM合闸自保持线圈电气开路，造成启动电阻未能自动退出。

　　直流电动机启动时，若直接施加额定电压，则启动电流可达额定值的10～20倍。为保护直流电源和电机免受大电流冲击，于电枢回路串联启动电阻。启动结束后，再自动退出。若电阻未自动退出，将使电机正常运行电流降低，电阻也将长期通流。本电机正常运行电流约190A，正常等效电阻约1.16Ω,而本电机启动电阻为0.4Ω，忽略励磁电阻(并联关系，因值较大，可忽略)后，估算启动电阻未退出时正常运行电流为141A,此值接近第一次试验值132A，又因泵等机械无异常，故本次定性预判启动电阻未正常退出。

　　启动电阻是按短期(10min)运行设计的，不能长期通流。试验时，若该电阻不能自动退出，电阻将很快因发热而损坏，电机也将因一次回路断路而停转，大机将断油化瓦。山东某厂汽轮机EOP电气控制柜曾发生两次严重烧损事件，启动电阻未能及时退出的可能性很大。

　　3 优化发电机强励时间，预控励磁变和发电机损坏

　　自投产始，本厂发电机强励定值是顶值电压为200%额定值、强励时间20s。经运行专业分析，发电机强励时间应由20s改为10s。

　　因本公司励磁变容量6900kVA(余量小，应为7200kVA),发电机额定工况(额定功率因数0.9)时，励磁变可达90%负荷率，尤其是励磁变为三相变压器，置于汽机房6.9m,其通风散热极差，而夏季厂房温度经常>40℃，致使励磁变绕组温度常超120℃监视值。若此时再发生强励，对励磁变将是严峻的考验。尤其是若冷却风扇意外故障、变压器脏污严重(长期运行)等，可能发生励磁变烧损并损坏发电机的灾难性后果。近期，山东某厂就曾发生因励磁变着火而烧损发电机的重大事故。根据励磁变厂家设计数据，最高环境温度为40℃。超此值，厂家已不能提供安全保证。虽AVR系统设置瞬时励磁过流限制及保护，但其主要是预控发电机转子过热的，不能保护励磁变。考虑本厂高压线路相间距离Ⅲ段延时为5s(不启动重合闸)、母差失灵出口长延时0.5s，时间之和远<10s，即强励10s已满足电网电压稳定和电动机自启要求;查阅发电机生产地美国的标准ANSIC50.13-1997：发电机励磁电流208%额定值时，允许时间为10s;请教AVR励磁系统ABB厂家、设计院及省电科院专家后，经公司批准，将发电机强励时间由20s已优化为10s。

　　4 发电厂高压线路故障跳闸，非紧急状态应谨慎强送电，预控大机振动等

　　本厂220kV一大容量送出线路(2×630mm2)发生B相接地故障，重合不成永久三跳(单相重合闸),故障测距6.3km、二次电流7.57A(对应一次电流18168A，电网设计最大短路电流26000A)。20min后，未经故障现场排查，调度就指令强送电。专业分析此令不妥。因为本线路跳闸后，其他运行线路能满足稳定要求，尤其是线路单相故障重合不成而永久三跳时，电流已达18168A，故障性质很严重，并极易发展为相间短路。若强送电时，一旦发生发生相间短路，并短路点位于电厂附近(6.3km)，将导致发电机电磁力矩骤降，此力矩与汽机拖动力矩瞬间严重不平衡，引发大轴扭振和正负交替的冲击交变转矩。易引发大轴扭转形变，造成轴系不平衡、定转子气隙不均匀，并使应力集中的传动部件、轴承等松弛、裂纹，甚至弯曲，并危及主机基础。尤其是，若线路合闸后再跳闸(重合闸投单重方式，相间故障三跳不重合)导致的两次发电机轴系扭振若叠加，并考虑大型机组(600MW)材料利用率高、大轴长度与直径之比明显加大等因素，很易造成大轴机械疲劳、振动等重大异常，并严重影响设备寿命，甚至因振动大等而非计停。例如，山东某厂曾因220kV线路相间短路，使300MW发电机因振动大而停机消缺多日。即非紧急工况，线路强送应谨慎，应先排查现场。现故障测距准确，交通、车辆也方便，一般几十分钟就能排查完毕。本次值长就主动向调度提出了建议。后证实线路导线已致危险程度(施工车碰线)，已极易诱发相间短路。

　　5 结束语

　　运行专业掌握电气一、二次系统，也熟悉相关热工逻辑，而检修部门设电气一次班、二次班等，故运行专业的系统性更强，综合分析和预判能力也更具优势。另外，排查电气隐患，要做好几个结合：即理论与实践、发电原理与电网稳定、电气一次与二次、电气与热机的结合;排查隐患要敢于担当判断错误的个人“风险”，要有高度的责任心和主动性，要敢于突破习惯思维、不盲从设计、权威，沉下心来深入思考，结合现场活用原理，做到有理有据;只要设备在运行，就要随时分析不良趋势，预控风险永远在“路上”。