（福建福清核电有限公司福建福清350318）
摘要：高电阻接地是电力系统中常见的一种接地方式，其主要作用是限制故障时非故障相过电压。某核电厂在发电机出口断路器至主变低压侧之间采用变压器对系统接地，由于变压器接地装置在设计制造及安装过程中的一些疏漏，导致了接地变高压侧绝缘击穿接地并引发发电机变压器组保护动作，机组跳闸。本文根据保护测量数据及故障录波波形，详细分析故障期间的一些电气参数来确认对相关设备的影响。
关键词：高阻接地；接地变；绝缘击穿；保护
1前言
2017年7月13日，某核电厂2号机组满功率运行，当日23时06分，发电机出口断路器和主变低压侧之间的接地变A相高压侧引线与接地电缆之间发生绝缘击穿故障，发电机定子接地保护和主变低压侧接地保护相继动作，导致主变跳闸，机组停机。
2故障原因分析
2.1机组主接线简介
事故机组主接线图如图1所示。发电机出口电压为24kV，发电机中性点接地变变比为24/0.866kV，接地变二次侧电阻阻值2.265Ω，主变低压侧接地变变比为，二次侧开口三角电阻阻值为0.164Ω。
图1发电机变压器主接线图
2.2设备故障描述
根据保护动作情况及故障录波分析，故障时机端PT（电压互感器）及发电机中性点接地变均测量到较高的零序电压，发电机定子接地保护动作且GCB（发电机出口开关）断开后，故障仍未消除，判断在24kV系统确实发生接地故障，且故障点应在GCB与主变低压绕组之间。根据该推断对现场一次设备进行检查，确认故障点在主变低压侧接地变A相。打开主变低压侧接地变A相柜门，拉出A相接地变，目视检查发现一次侧绕组连接杆与接地电缆均存在明显烧灼痕迹。将A相接地变推至运行位置，发现两根缆搭接，且烧痕位置吻合，见下图2。
图2故障点示意图
2.3保护动作情况描述
2017年7月13日23点06分04秒，发电机第一套电量保护A柜定子接地保护动作，发电机第二套电量保护B柜接地保护动作，触发全停II（发电机停机），发电机组跳闸；23点06分05秒，主变/高厂变第一套电量保护C柜主变低压侧接地保护动作，主变/高厂变第二套电量保护D柜主变低压侧接地保护动作，触发全停I（主变跳闸），主变/高厂变跳闸，故障录波图见图3。
图3故障录波图
2.4故障原因分析
从图2可以看出24kV母线接地变Ｘ端接地线结构上与高压绕组绞接线距离较近，且Ｘ端接地线为软质电缆，容易发生弯曲形变，如其向绞接线一侧弯曲将进一步减小绝缘距离，增加击穿放电风险。本次故障正是由于设计接地变引出线采用软电缆，在安装过程中软电缆出现形变，引起接地变高压引出线与X端引出线的绝缘距离不足，主变低压侧接地变压器一次侧电缆与接地电缆搭接，长期运行绝缘被击穿，导致发电机定子接地保护和主变低压侧接地保护动作先后动作，机组跳闸。
3故障分析计算
国家标准规定，发电机额定出口电压为18kV以上的发电机，定子绕组单相接地故障电流允许值小于1A。
1.1阻抗计算
表124kV系统电容参数
发电机中性点电阻。主变低压侧单相接地电阻。发电机侧单相容抗。主变侧单相容抗。
图4零序回路等效电路图
1.2电流计算
发电机跳闸后，根据保护装置及故障录波测量数据，零序电压二次值U0=82.3V，换算为一次值为11400V。主变电阻电流。主变电容电流。总接地电流。接地时24kV母线A相对地电压二次值Ua=13.9V，换算为一次值为3336V，则故障阻抗。
1.3故障电压
本次故障中，B相最高瞬时电压二次值达到168V，对应一次电压值为40320V。查阅设备竣工资料，确认主变低压侧绝缘绝缘水平为85kV，发电机定子绕组直流耐压为60000V，交流耐压49000V，封闭母线直流耐压185kV，交流耐压80kV。以上数据表明，本次事故非故障相电压未超过发电机、变压器及封母绝缘耐压水平，不会危及设备安全。
图5故障电压波形
4结论
本次故障中，故障点接地电流达到12A，远远超过发电机允许接地电流1A。但接地点不在发电机定子绕组内部，因此未对发电机等设备造成严重影响。另外，保护快速可靠动作也对发电机及主变起到了有效的保护作用。
接地变、PT等发电机变压器的附属设备在运行维护中受重视的程度与主设备相比较低。这些设备往往成为引发系统故障的薄弱环节。在本次故障中，因为接地变高压导体绝缘绝缘距离不满足要求，在设备运行期间该安全隐患没有被识别出，未能及时采取有效措施。因此在设备运行维护过程中，应加强对主设备的附属设备的管理。
参考文献：
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