發電廠發變組保護整定計算問題分析及解決方案

王曉凱，文 博，杜鎮安，陳 堃，黎恒烜

（國網湖北省電力公司電力科學研究院，湖北 武漢 430077）

0 引言

發電機變壓器組（以后簡稱為發變組）繼電保護裝置是電力系統中非常重要的裝置，直接關系到電力系統的安全穩定運行。而發變組保護整定計算的正確與否直接關系到繼電保護裝置能否正確發揮作用，從而防止事故擴大。

目前發變組保護整定計算主要依據文獻[1]進行整定，但在工程實際中，由于文獻[1]對有些保護整定未做出詳細的解釋，因此在整定計算時，容易在定值選擇方面出現問題，如發電機基波零序電壓保護、斷路器閃絡保護、主變差動保護等；本文針對這三種保護在整定計算中出現的問題，提出整定計算的改進方案，并通過某典型火電廠的發變組實際參數進行有效性驗證。

1 發變組相關數據和參數

本文以某新建火電廠的燃-汽循環機組的汽輪發變組為代表，對整定計算過程中容易出現的問題進行分析和驗證。燃-汽循環機組典型的發變組電氣主接線圖如圖1所示。由圖1可知，主變壓器與發電機之間無發電機出口斷路器，由封閉母線連接。

圖1 電氣主接線圖Fig.1 Electric main wiring diagram

該電廠汽輪發電機通過汽機主變壓器升壓并入220 kV母線。發變組基本參數如下：

發電機額定容量為74.1 MV·A，額定功率63 MW，定子額定電壓10.5 kV，定子額定電流4 074 A，直軸超瞬變電抗為0.159 55，發電機中性點綜合對地電容為0.36 μF，中性點接地變變比為10.5 kV/0.22 kV，阻值為0.48 Ω。

主變壓器額定容量為80 MV·A，額定電壓為(242±2×2.5%)/10.5 kV，額定電流為 190.8 A/4 398.9 A，短路阻抗百分比為13.92%，連接組標號為YNd11。

電流互感器采用5P型號的電流互感器，其中主變高壓側的TA變比為1 250 A/1 A。

2 發變組保護整定計算問題分析及解決方案

2.1 發電機基波零序電壓保護

發電機基波零序電壓保護定值可設低定值段和高定值段[1,3]，低定值段的動作電壓U0.op需躲過正常運行時的最大不平衡基波零序電壓U0.max整定，一般取5～10 V。而對于該保護的延時，需要校核系統高壓側接地短路時，傳遞到發電機機端的零序電壓Ug0的大小。文獻[1]指出：動作電壓若已躲過主變壓器高壓側耦合到機端的零序電壓，在可能的情況下延時應盡量取短，可取0.3～1.0 s；動作電壓若低于主變高壓側耦合到機端的零序電壓，延時應與高壓側接地保護配合。

根據文獻[1]給定的整定規則，該電廠的基波零序電壓低定值段的定值與主變高壓側耦合到機端的零序電壓有關，經計算可得，主變高壓側耦合到機端的零序電壓為5.29 V，根據文獻[3]可得，要躲過該電壓，定值需大于該電壓的1.3倍，即6.88 V。因此，定值的取值有兩種：動作電壓低于6.88 V，延時取4 s（高壓側接地保護3.5 s）；動作電壓高于6.88 V，延時取0.3 s。

對定值的取值情況進行分析：

根據文獻[1]，該定值是在接地變額定二次電壓為100 V的情況下獲得的，而實際情況下，接地變的變比為10.5 kV/0.22 kV，一般通過分壓繞組獲得100 V的二次電壓，但是實際情況下，有些電廠發電機中性點接地變未接入分壓繞組，此時定值不再滿足要求。

根據文獻[2]，對單相接地電流進行計算，假定發電機中性點α位置發生單相金屬性短路，則單相接地電容電流為2.06α A，單相接地電阻性電流為5.54α A；則單相接地短路電流為5.91α A。

因此不同接地點的單相接地短路電流如表1所示。

表1 不同接地點時的短路電流Tab.1 Short-circuit current on different earth-fault location

由表1可知，當α＞50%時，短路電流就接近3 A（定子繞組單相接地允許電流值），當接地點在發電機出口附近時，短路電流將近接地短路電流允許值的2倍，而低定值段延時4 s在發電機出口附近短路導致短路電流大于定子繞組單相接地短路允許電流值時，切除故障過慢，很容易導致單相接地故障發展為相間故障，影響發電機的正常運行，如果只縮短延時又會導致因不能躲過主變壓器高壓側接地保護延時而導致的保護誤動。而此時如果動作電壓整定值以躲過主變壓器高壓側耦合到機端的零序電壓進行整定，則可以有效解決上述問題。

因此綜合考慮，對發電機基波零序電壓保護在整定計算過程中，應該進行以下的該進方案：確定中性點接地變壓器的分壓情況，以確定實際二次變比，再按照文獻[1]給定的整定規則進行低定值段的動作電壓的整定；計算主變高壓側耦合到機端的零序電壓，并增加一定的靈敏度系數；比較兩者大小，若動作電壓高于主變高壓側耦合到機端的零序電壓，則保護定值正確；若動作電壓低于主變高壓側耦合到機端的零序電壓，需驗證中性點單相接地故障時不同接地點的短路電流是否小于定子繞組單相接地允許電流值，若滿足，則保護定值整定無缺陷，若不滿足，整定值以躲過主變高壓側耦合到機端的零序電壓為準，延時取0.3 s。

2.2 斷路器閃絡保護

文獻[1]指出：發變組接入220 kV以上系統時應配置高壓側斷路器斷口閃絡保護，斷路器斷口閃絡保護動作的條件是斷路器處于斷開位置但有負序電流出現。對本電廠的斷路器閃絡保護定值進行整定，可得

式中：ITN=190.8 A為主變高壓側額定電流；nTN=1 250 A/1 A為主變高壓側CT變比。

文獻[1]第3.11節指出：電流整定值應高于微機保護的最小采樣精度(0.05In)，而保護定值不滿足要求，在實際工程中，如果互感器選型不當，很容易導致此類問題，給整定計算帶來困難。

此時需要考慮其他的保護判據來取代負序電流判據，采用斷路器閃絡相電流保護，按照躲過發電機正常運行時的最大負荷電流整定[3-4]，可得動作電流0.20 A。對該定值進行靈敏度校驗，當發電機經變壓器與電網并列的過程中，當發電機電動勢與系統電動勢間相角差接近180°，高壓斷路器觸頭間有兩倍額定電壓，可能發生單相閃絡，相當于是兩相斷線。以這種情況下的短路電流值進行靈敏度校驗。

根據已知參數以及文獻[2]給定的計算過程，對斷線處各序阻抗進行計算可得：基準容量為100 MV·A，斷線處正序阻抗為0.517 6；斷路器負序阻抗為0.542 7；斷路器零序阻抗為0.344 5。

可得斷口處電流為[2]

式中：Ukk=2為斷口處電壓標幺值；UB=242 kV。

靈敏度計算公式為[1,3-6]

校驗結果滿足靈敏度要求，該定值滿足要求，可以投入使用。因此，在實際情況下，當斷路器閃絡保護因負序電流定值因互感器型號等問題導致不滿足文獻[1]要求時，可以考慮采用斷路器閃絡相電流定值來作為保護動作的條件，此時應將負序電流定值設為最大值，防止保護誤動作。

2.3 主變差動保護

根據文獻[1,3-6]，差動速斷保護的整定值應按照躲過變壓器可能產生的最大勵磁涌流或外部短路最大不平衡電流整定，對于容量為6.4～31.5 MV·A的變壓器，一般取變壓器額定電壓的4.5～7.0倍。此取值范圍比較寬泛，容易導致因取值不當而造成保護誤動或拒動，在目前的整定計算中，一般選擇5～6倍的額定電流[3-4]。

假設當該電廠主變低壓側靠近發電機機端處發生三相金屬性短路故障，高壓側CT完全飽和，差動回路中僅有低壓側電流，此時短路電流為5.88In(In為變壓器額定電流)。

此時，如果差動速斷保護動作電流取(5～6)In，將容易導致保護誤動作，因此在整定計算中對于差動速斷保護動作電流的取值，不應按照文獻[1]給定的范圍進行簡單的取值，需要進行進一步的驗證以確保保護不拒動，不誤動。

同樣以該電廠為例，對比率差動靈敏度校驗的問題進行進一步的分析，文獻[1,3-6]指出，比率差動靈敏度的校驗應按照最小運行方式下差動保護區內變壓器引出線上兩相金屬性短路計算。

在實際整定計算中，對于發電廠來說，一般采用發變組未并網時主變高壓側發生兩相金屬性短路故障的情況來校驗，發變組未并網時主變高壓側發生兩相金屬性短路故障電流為[2]

式中：XG、X2為發電機正序、負序阻抗標幺值；XT為主變壓器阻抗標幺值。

但是由于發電廠主變壓器有多種運行工況，如在最小運行方式下主變倒充過程中10.5 kV側封閉母線發生兩相金屬性短路故障時，此時短路電流為[2]

式中：Xs為最小運行方式下系統側正序阻抗標幺值，Xs2為最小運行方式下系統側負序阻抗標幺值。

而如果發電廠系統側正序負序阻抗之和大于發電機正序負序阻抗之和，此時Ik2＜Ik1，使用Ik1進行靈敏度校驗不再滿足要求，需要使用Ik2進行靈敏度校驗。

因此，對發電廠主變進行比率差動靈敏校驗時，應對發變組未并網時主變高壓側發生兩相金屬性短路故障電流與最小運行方式下主變倒充過程中低壓側封閉母線發生兩相金屬性短路故障電流進行比較，取更小的電流值進行靈敏度的校驗。

3 結語

本文通過結合發電廠發變組保護的整定計算導則，對整定計算中發電機基波零序電壓保護、斷路器閃絡保護、主變差動保護以及主變后備保護容易出現的問題進行了詳細的介紹，并給出了合理的解決方案，以某典型的火電廠發變組參數為例，進行分析計算和驗證，證明了方案的正確性，具有一定的工程價值。本研究主要有以下幾個方面的意義：優化了基波零序電壓保護的整定原則，在保證保護不誤動、不拒動的基礎上，大大減少了故障切除時間；提出了當斷路器閃絡負序電流保護整定值不滿足要求時，采用斷路器閃絡相電流定值來作為保護動作的條件，保證了保護功能的完整性；明確了主變差動速斷保護和主變比率差動靈敏度校驗的取值原則，避免了簡單遵循導則進行取值而造成的保護取值缺陷問題。

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