大型發電機組定子接地保護3U0定值在實際工程中的應用分析

郭良基

（神華福能發電有限責任公司，福建泉州362712）

0 引言

隨著電網容量的不斷擴大，節能、環保和提高機組效率的要求以及制造技術水平和材料質量的提高，近年來我國大量投產超超臨界600 MW和1 000 MW火電機組，且其中性點接地方式多采用配電變壓器二次側并聯電阻的高阻接地方式。顯然，機組容量增大，定子電壓升高，定子電流增大，定子繞組對地電容參數增大，使得發電機定子繞組與鐵芯的絕緣直接遭受破壞時，流過接地故障點的容性及阻性電流大為增大，并且會灼傷鐵芯，甚至進一步發展成為發電機定子繞組或匝間短路。而大型發電機組修復困難且工期長，勢必造成相當大的直接損失和間接經濟損失。所以，有效地保護發電機定子繞組及鐵芯的安全是十分重要的任務和責任，定子繞組接地保護除了要有正確完善的保護原理判據外，還應有合理的整定原則和方法，使其能靈敏地反映全部繞組接地故障。本文就如何充分發揮大型發電機組定子接地保護3U0元件的性能進行了探討、分析。

1 大型發電機組定子接地保護相關規定及整定原則

GB/T 14285—2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》中對發電機定子接地保護作了如下規定[1]：

（1）發電機定子繞組單相接地故障電流允許值按制造廠的規定值，如無制造廠提供的規定值可參照第2.2.4.1條的表1中所列數據。如表中要求：額定電壓為18～20 kV的300～600 MW的發電機組，其接地電流允許值為1 A。

（2）與母線直接連接的發電機：當單相接地故障電流（不考慮消弧線圈的補償作用）大于允許值（第2.2.4.1條的表1）時，應裝設有選擇性的接地保護裝置。接地保護帶時限動作于信號，但當消弧線圈退出運行或由于其他原因使殘余電流大于接地電流允許值時，應切換為動作于停機。

（3）對100 MW以下發電機，應裝設保護區不小于90%的定子接地保護；對100 MW及以上的發電機，應裝設保護區為100%的定子接地保護。保護帶時限動作于信號，必要時也可以動作于停機。

結合以上規定及現場實際應用經驗，可以理解為：完善、合理的發電機定子接地保護整定值及投運方式，其指導思想應是：保護范圍覆蓋整個定子繞組，保護區內任一點接地故障爭取有足夠高的靈敏度；其中各段動作整定值應以保護范圍、接地靈敏度及接地故障電流大小為核心考量因素。首先應該了解發電機中性點接地方式及實際的單相接地電容電流，并計算出發電機繞組各位置單相接地電流值。其中定子接地保護動作于跳閘還是信號的選擇原則就以單相接地電流是否超過允許值為準，若發電機單相接地電流小于故障電流允許值，定子接地保護可以只發信號而不跳閘，以盡量避免突然跳閘對機組和系統造成的沖擊；若接地電流大于允許值，為避免燒壞定子鐵芯，保護應當動作于跳閘，以確保發電機定子繞組及鐵芯的安全。

2 大型發電機組定子接地3U0保護定值應用不足問題

DL/T 684—2012《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》中規定發電機定子接地保護3U0元件整定計算原則為[2]：

式中，Krel為可靠系數，取1.2～1.3；Uunb.max為實測不平衡電壓，應為濾除三次諧波后的基波電壓值。

由于系統耦合零序電壓可能引起基波零序過電壓保護誤動作，因此，定子單相接地保護動作電壓整定值或延時應與系統接地保護配合，可分三種情況：

（1）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可能短，可取0.3～1.0 s；

（2）具有主變壓器高壓側系統接地故障傳遞過電壓防誤動措施的保護裝置，延時可取0.3～1.0 s；

（3）動作電壓若低于主變壓器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。

顯然，《導則》中所述并未明確與系統接地保護哪段時限配合，這樣就造成國內發電廠在整定過程中有的機組定子接地保護時限整定為0.5～1 s，有的卻整定為延時5～6 s。由于整定計算人員對《導則》該部分內容理解上的偏差，在實際運行中可能因定子接地保護不能正確動作而導致發電機重大事故問題。下面通過某工程實際算例對3U0定值進行詳細計算。

3 某工程3U0保護實際應用計算

石獅鴻山二期2×1 050 MW汽機發電機組工程中，機組單元接線，機端自并勵系統，采用GE公司生產的發變組保護，發電機中性點經配電變壓器（二次側接電阻）接地，機端電壓互感器變比為27/0.866/0.173 kV，配電變變比為27/0.173 kV，二次電阻值為0.12 Ω，經查廠家資料并統計，發電機定子繞組每相對地電容Cg=0.197 μF，主變低壓繞組每相對地電容Czd=0.058 49 μF，高廠變高壓繞組每相對地電容Cgg=0.011 58 μF，機端其他外接元件（勵磁變、機端PT等）每相對地總電容Cgq=0.011 μF，主變壓器高低壓繞組間的每相耦合電容CM=0.012 33 μF。

3.1 定子繞組單相接地時的接地電流計算

中性點經配電變壓器（二次側接電阻）接地的發電機在定子繞組金屬性單相接地故障時，其等效電路圖如圖1所示。

圖1 發電機繞組單相接地故障時等效電路圖

圖中，3C∑為發電機電壓系統各相對地電容；R^N為折算到配電變壓器一次的等效電阻，R^N=0.12×（27/0.173）2≈2 923 Ω；α為由中性點到故障點的繞組占一相全部繞組的百分數。根據相關文獻可知[3]：距中性點α處發生單相金屬性接地故障時，機端零序電壓UK0=-αEA，同時該值與中性點電壓及接地故障點的零序電壓相等，顯然，其隨故障點位置的不同而改變。因中性點配電變變比為27/0.173 kV，可知基波零序電壓二次值恰好等于α×100 V。

3.1.1 發電機機端出口附近（100%）發生單相接地計算

發電機機端出口附近發生單相接地時，零序電壓為UK0=，發電機及機端外接元件每相對地總電容Cg∑＝0.277 1 μF/ph，因此機端單相接地時：

電容分量電流：

電阻分量電流：

因此故障點總的單相接地電流：

該值已遠超過允許值1 A。

3.1.2 發電機定子繞組（靠中性點處）發生單相接地、電流為1 A時α值計算

將UK0=-αEA代入上述式中，可推導出：

可知：中性點至故障繞組百分比位置α處于14.9%發生單相接地時，接地電流恰好為1 A，作為定子接地保護無條件跳閘時的定子接地保護的范圍。

3.2 系統接地時耦合零序電壓計算

根據《導則》，應校核主變高壓側接地短路時，通過變壓器高低壓繞組間的每相耦合電容CM傳遞到發電機側的零序電壓Ug0的大小，傳遞電壓計算用近似簡化電路如圖2所示。

圖2 傳遞電壓等效電路圖

圖中，E0為系統側接地短路時產生的基波零序電動勢，由系統實際情況確定，依據《導則》一般可取（也可通過短路電流計算得出），UHn為系統額定線電壓；CM為主變壓器高低壓繞組間的每相耦合電容；Cg∑為發電機及機端外接元件每相對地總電容；R^N為配電變壓器一次的等效電阻。

則計算如下：

變壓器高壓側發生接地短路時，傳遞到發電機端的基波零序電壓（一次值）為：

3.3 發電機定子接地3U0保護定值整定

發電機定子接地3U0主保護由接于發電機中性點接地變二次側的電阻上的過電壓元件實現，希望保護95%的定子繞組。與三次諧波定子接地保護配合構成100%的定子接地保護，接下來就定子接地3U0保護整定進行分析。

根據上述大型發電機組定子接地保護相關規定及整定導向、《導則》相關接地保護3U0元件的整定計算原則，整定如下：

3.3.1 高值段

（1）動作電壓：按躲系統耦合零序電壓整定，取

（2）動作時限：在靠近中性點α=20%處（零序電壓等于20 V）單相接地時，接地電流IK（20V）=20%×6.708≈1.34 A，大于1 A，故動作時限t1取0.5 s。

（3）動作出口：全停。

3.3.2 低值段（靈敏段）

（1）動作電壓：可靠躲過實測不平衡電壓整定，按保護范圍約95%取，取5 V。

（2）動作時限：在靠近中性點α=5%處（零序電壓等于5 V）單相接地時，接地電流IK（5V）=5%×6.708=0.335 4，小于1 A，但動作電壓5 V＜高壓側耦合到機端的零序電壓15.8 V，故動作時限t2按躲過系統接地后備保護整定，取5 s。

（3）動作出口：因14.9%～20%處金屬接地電流將大于1 A，為確保該區域故障時發電機安全，同時考慮經過渡電阻的反應能力，故出口全停。

4 結語

通過上述分析及實際應用實例，從滿足2006版技規接地電流小于1 A、保護區內擁有有足夠高的靈敏度和允許過渡電阻能力的要求出發，通過合理設置不同段3U0元件的定值及出口延時，Ⅰ段按躲系統側接地故障來整定U0P1=15～20 V，保護范圍約80%，動作時限取0.5～1 s，出口跳閘；Ⅱ段按可靠躲過實測不平衡電壓（此時接地電流一般小于允許值1 A）整定，保護范圍約95%，動作時限躲系統接地故障取5～6 s，出口方式跳閘。可以得到較為理想的大型發電機組定子接地保護3U0定值組合方案，同時也滿足了《導則》規定，該整定計算原則在大型發電機組工程中得到了很好的應用，確保了發電機定子繞組及鐵芯的安全，同時也有效規避了不必要的跳閘停機。