水輪發電機中性點消弧線圈運行檔位優化選擇與試驗分析

陳鈺林，趙 強，許再堯

（廣東能源集團天生橋一級水電開發有限責任公司水力發電廠，貴州 興義 562400）

水輪發電機中性點接地方式的選擇是機組安全運行必須要考慮的因素。發電機中性點接地方式可分為直接接地、經低阻抗接地、不接地或經電壓互感器接地、經高阻抗接地幾種形式，大容量發電機主要采用經高阻接地或經消弧線圈接地[1～4]。發電機中性點經消弧線圈補償接地運行后，可能會引起發電機出口PT二次側相電壓不平衡，造成零序電壓保護有可能動作，因此選擇最佳的消弧線圈運行檔位，對發揮消弧線圈的作用和保護發電機的安全運行至關重要[5，6]。天生橋一級水力發電廠（以下簡稱天一電廠）共4臺300 MW水輪發電機組，機組采用中性點經消弧線圈接地方式，采用欠補償方式運行，實際運行中發電機中性點電壓均存在偏移，發電機出口PT 開口三角處電壓偏高。為了優化選擇中性點消弧線圈運行檔位，本文以#4發電機組消弧線圈的檔位優化選擇為例進行分析與試驗驗證。

1 發電機與消弧線圈技術參數

1.1 #4發電機電氣主接線

天一電廠#4發電機電氣主接線如圖1所示。

圖1 天一電廠#4發電機電氣主接線圖

1.2 發電機技術參數

天一電廠#4發電機技術參數如表1所示。

項目額定功率額定電壓額定電流頻 率參數300 MW 18 kV 10 997A 50Hz項目額定容量相 數功率因數設備型號參數342.86 MVA 3相0.875 SF300-44/12 440

1.3 消弧線圈技術參數

天一電廠#4 發電機消弧線圈技術參數如表2所示。

項目型號額定容量額定端電壓額定電流相數級次參數XHDC-210/18 210 kVA 18/3kV 20A單相9項目電壓等級使用條件絕緣等級額定頻率電阻參數18 kV戶內式F 50Hz 40Ω

1.4 #4發電機出口PT技術參數

#4發電機出口PT技術參數如表3所示。

項目輸出端子容量額定電壓18 000/3 V AN 100/3 V AN 30VA 100/3 V ANDN 30VA

2 消弧線圈運行檔位選取原則

消弧線圈的工作原理是在發電機的中性點對地間串接一個電感線圈，補償抵消發電機定子繞組對地電容電流。國家標準《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規范》（GB/T50064-2014）和行業標準《水力發電廠過電壓保護和絕緣配合設計技術導則》（NB/T35067-2015）中明確要求：額定電壓為18 kV 的水輪發電機組，如果單相接地故障持續電流大于1 A時，應采用中性點諧振接地方式，即中性點經消弧線圈接地方式，且補償后故障點的殘余電流不應大于1 A；中性點經消弧線圈接地的發電機宜采用欠補償方式，在正常運行情況下，其中性點長時間電壓位移不應超過發電機額定電壓的10%，即機端3 U0應不大于1800 V，PT 開口三角形電壓3 U0應不大于10 V。

3 消弧線圈運行檔位選擇與試驗分析

3.1 消弧線圈容量校核

發電機中性點消弧線圈的最小容量由式（1）計算：

式中：Un為發電機額定電壓，kV；IC為單相接地時的電容電流，A；Uφ為發電機額定相電壓，kV；C為發電機出口單相等值電容，μF；C1為發電機單相對地等值電容，μF；C2為母線對地等值電容，μF；C3為主變低側對地等值電容，μF；C4為高廠變高壓側對地等值電容，μF。

查閱電廠相關資料，#4發電機各電容參數如表4所示。

參數名稱發電機單相對地等值電容C1母線對地等值電容C2主變低側對地等值電容C3高廠變高壓側對地等值電容C4測量方法查廠家資料查廠家資料介損電橋測試介損電橋測試電容量/μF 3.65/3 0.00 747 0.03 511 0.009 355

由式（1）計算出消弧線圈最小容量為：S=k×129.6 kVA ( k ＜1 )，因此消弧線圈的最小容量小于129.06 kVA，消弧線圈的額定容量為210 kVA，滿足要求。

實測消弧線圈電阻器的電阻值為40.5 Ω，符合標準范圍值40±5%Ω的要求。

3.2 消弧線圈檔位選擇試驗內容與方法

消弧線圈檔位選擇現場試驗內容主要有：①消弧線圈容量校核及消弧線圈電感量測量；②不帶消弧線圈和帶消弧線圈在額定電壓下測量PT 開口三角電壓；③50%額定電壓下發電機系統單相接地時電容電流測量；④帶消弧線圈發電機單相接地時電容電流和補償后的電流測量；⑤50%額定電壓下發電機系統單相接地時3次諧波測量。

其中，50%額定電壓下發電機系統單相接地時電容電流測量試驗接線如圖2所示。現場試驗時處于安全考慮，電流表A1、A2可用鉗形電流表替代。

圖2 發電機系統單相接地時電容電流測量試驗接線圖

3.3 消弧線圈檔位選擇試驗結果

試驗實測發電機空載額定條件下的零序電壓如表5所示。

消弧線圈帶電阻消弧線圈檔位無消弧線圈1～2檔2～3檔3～4檔4～5檔5～6檔6～7檔7～8檔8～9檔9～10檔消弧線圈不帶電阻3U0 76.8 341.0 482.0 744.0 779.0 400.0 247.0 177.0 130.0 102.0 3W 313.3 288.0 284.0 282.0 281.0 272.0 270.0 264.0 256.0 251.0 3U0 76.8 353.0 532.0 1133.0 1642.0 461.0 253.0 183.0 125.0 101.0 3W 313.3 286.0 285.0 284.0 282.0 272.0 270.0 266.0 258.0 253.0

在50%額定電壓下帶消弧線圈實測發電機單相接地時各檔位補償后的電容電流如表6所示。

消弧線圈檔位1～2 2～3 3～4 4～5 5～6 6～7 7～8 8～9 9～10發電機電壓/kV 50%額定電壓50%額定電壓50.2%額定電壓50%額定電壓50.1%額定電壓50%額定電壓50%額定電壓49.9%額定電壓50.1%額定電壓補償后的接地電容電流（電流表A2讀數）/A 1.48 1.09 0.76 0.65 1.01 1.53 2.13 2.90 3.67消弧線圈電流電流表A1讀數/A 4.59 4.92 5.46 6.01 6.74 7.26 7.85 8.68 9.46

由表5、表6 數據計算可得，發電機空載額定條件下的機端零序電壓與經消弧線圈補償后的單相接地電容電流如表7所示。

消弧線圈檔位1～2 2～3 3～4 4～5 5～6 6～7 7～8 8～9 9～10機端3U0（二次值）/V 3.28 4.64 7.16 7.50 3.85 2.38 1.70 1.25 0.98補償后的單相接地電容電流/A 2.96 2.18 1.52 1.30 2.02 3.06 4.26 5.80 7.34

綜合分析表6、表7數據可知：發電機出口PT開口三角電壓（3 U0）偏高的最主要原因是由于發電機出線三相不平衡度偏大，在不投入消弧線圈時中性點電壓偏移就已經達到了3.033 V。當投入消弧線圈后隨著補償度的增加脫諧度減小，PT開口三角處電壓（3 U0）會越來越大[5]，在4-5檔消弧線圈帶電阻器時開口三角電壓3 Uo達到最大值7.50 V。

3.4 消弧線圈檔位優化選擇分析

消弧線圈運行檔位的選擇應滿足標準規定的3個條件：①消弧線圈接地補償方式為欠補償方式；②經消弧線圈補償后的故障點殘余電流不應大于1 A；③發電機出口PT開口三角處電壓3 U0電壓小于10 V。

根據表7中消弧線圈各檔位接地電容電流實測數據可知：消弧線圈1～2檔、2～3檔、3～4檔為欠補償方式運行，4～5 檔接近于全補償方式運行，5～6 檔、6～7檔、7～8檔、8～9檔、9～10檔為過補償方式運行。

為防止傳遞過電壓的影響，應選擇消弧線圈欠補償方式。故只能在消弧線圈1～2 檔、2～3 檔、3～4檔、4～5檔中選。

如果以補償后的故障點殘余電流不應大于1 A為首要條件，則消弧線圈檔位應為4～5檔，此時補償后的單相接地電容電流為0.48 A，但發電機出口PT開口三角形電壓3 U0偏大（8.26 V），不利于零序電壓保護定值的整定。

如果以補償后發電機出口PT 開口三角形電壓3 Uo 小于10 V 為首要條件，消弧線圈1～2 檔時，PT開口三角形電壓3U o 為4.167 V 相對較小，但此時補償后故障點的殘余電流為3.32 A，電流偏大不利于發電機安全運行。

當消弧線圈在2～3 檔時，補償后故障點的殘余電流為2.66 A，PT 開口三角形電壓3 Uo 為5.44 V，裕度相對合適。

綜合上述分析，在消弧線圈2～3 檔時補償后故障點的殘余電流大于1 A，但是考慮規程要求在長時間運行時不能大于1 A，即使該發電機發生單相接地故障，發電機保護會快速切除故障（保護定值2.9 s），不會造成發電機的損傷，而零序電壓過大則容易造成發電機零序保護誤動作，不利于零序保護定值的整定，會對生產運行造成不良后果。因此，電廠在不改變原有一次設備的情況下，#4發電機中性點消弧線圈的最優運行檔位應選擇2～3檔。

4 結語

本文通過分析天一電廠#4機組實際情況，結合標準規范的要求，通過試驗分析驗證，確定了在保持電廠原有一次設備不改變的情況下，#4發電機組消弧線圈最優運行檔位為2～3檔。