發電機基波定子接地保護誤動分析及處理

劉宏

摘要：本電廠發電機出線為3.3kV中性點不接地系統，保護測量PT一次繞組中性點經消諧電阻接地。在機組空載試驗期間，由于保護測量PT二次繞組發生金屬性接地短路故障，其對應的MCB未跳閘，引起發電機基波定子接地保護誤動。本文對事故的發生及處理過程進行了詳細分析，查找出事故的原因，并提出了解決方案，有效避免上述事故的再次發生。

關鍵詞：一次消諧電阻器 ?MCB（微型斷路器）中性點不接地系統 ?發電機基波定子接地保護

1 引言

發電機基波定子接地保護，是利用基波零序電壓作為動作參量的定子接地保護，當運行中的發電機定子繞組任一點發生單相接地時，發電機零序電壓大于整定值，經設定延時，判斷為定子接地故障;發電機基波定子接地保護范圍85%-95%的定子繞組單相接地故障。

本電廠發電機保護采用微機型保護，其中發電機基波定子接地保護零序電壓通過兩種方式采集，其一為三相PT計算值（3U0j），其二為開口三角電壓實采值（U0）;依據廠家說明書整定建議，定值采用U0為保護動作判定值，整定動作值為8V，整定動作延時0.5s。

本工程主接線如圖1所示，采用兩組全絕緣電壓互感器，PT1一次繞組中性點經消諧電阻器接地，用于保護、測量、計量等，PT2中性點不接地，為勵磁系統專用。具體型號參數如下：

PT1互感器型號：JDZX9-3G 3.3kV/√3，0.11kV/√3，0.11kV/3 0.5/3P 60/100VA

PT2互感器型號：JDZX9-3G 3.3kV/√3，0.11kV/√3 ?0.5 ?60VA

消諧電阻器型號：LXQ-3.3kV

2 事故發生及故障點查找過程

在機組首次啟動進行發電機空載特性試驗期時，當線電壓升至約UAB=2.00kV時，發電機后備保護動作，滅磁開關跳閘停機。經查發電機基波定子接地保護動作，動作值：3U0j=114.48V，U0=66.25V;U0保護動作判定值大于整定動作值，經延時0.5s，保護動作。

2.1 停機后，分別對可能形成發電機接地保護動作的項目進行逐一檢查，檢查結果記錄如下：

2.1.1 檢查PT1、PT2熔斷器;檢查結果：三相熔斷器均未熔斷;

2.1.2 檢查PT1、PT2二次回路MCB;檢查結果：MCB未跳閘;

2.1.3 斷開PT1接地線，采用2500V絕緣電阻表測量3.3kV系統（包括發電機、主變壓器、中壓電纜、勵磁變、PT1、PT2及開關柜內設備等）絕緣電阻;檢查結果：689MΩ，滿足規程要求;

2.1.4 檢查PT1、PT2一次繞組直阻;檢查結果：滿足規程要求;

2.2 經過以上檢查，判定3.3kV一次電氣系統無異常，隨后啟動發電機組到空轉狀態，利用發電機一次殘壓（電壓互感器一次電壓）與電壓互感器二次繞組電壓進行對比分析，結果記錄如下表1：

表1數據分析，發電機一次殘壓相對地測量電壓三相平衡，而電壓互感器二次繞組電壓嚴重不平衡。依次斷開PT1二次繞組MCB，同時測量二次繞組電壓。當斷開同期回路MCB時，測量二次電壓值恢復為：Ua’=1.916V，Ub’=1.917V，Uc’=1.915V，U0’=0.005V，與一次殘壓值相對應，故障恢復。繼續對同期電壓MCB后的二次電壓回路進行檢查，發現同期裝置內B相電壓回路發生金屬性接地，故障點如圖2所示。

3 事故原因分析

3.1 如圖2所示，由于二次繞組中性點采用接地運行方式，當PT1 B相二次繞組首端1 b發生金屬性接地時，其二次繞組短路接地。當B相PT1二次繞組（1b，1n）短路時，PT1二次繞組（2b，2n）電壓近似為0V，在不考慮短路阻抗情況下，A相互感器繞組施加電壓為UAB，C相互感器施加電壓為UCB。計算故障時PT1二次繞組電壓如下：

U1an=UAB/k1=66.67V，U1bn=0V，U1cn=UCB/k1=66.67V

U2an= UAB/k2=38.49V，U2bn= 0V，U2an= UCB/k2=38.49V，U0=66.66V

保護裝置零序計算值采用U1an，U1bn，U1cn繞組計算值：

3U0j=√3*U1an=115.5V

保護裝置零序判定值：U0=66.66V

與保護裝置動作值對比如下表2：

表2可見，保護動作值與故障分析計算值一致，可判定事故由二次繞組短路接地故障引起。

3.2 如圖2所示，PT1 B相故障回路中分別有2組MCB（2ZKK，2PK），用于PT1二次繞組發生短路時能迅速跳閘，切除二次回路故障。但在本次故障中，2組MCB均未跳閘，PT1零序電壓一直存在，直到保護動作。首先分析MCB未跳閘原因，如下所述：

3.2.1 檢查MCB，確定其動作正確性

2ZKK型號為：KFB3-63/3P C6A，2PK型號為FB3-63/3P C3A，MCB均為C級，其瞬時動作電流倍數為5-10倍。即C6A型電流應至少大于30A，C3A型電流應至少大于15A，才能使保護MCB的瞬間可靠動作。分別進行試驗，MCB其均能動作正確。

3.2.2 計算PT1 B相二次繞組短路電流，驗證是否達到MCB動作值

如圖3、4所示，B相故障前阻抗約為勵磁阻抗XL，故障后為短路阻抗Xd，由于Xd<

I02計算過程如下：

3.3kV單相對地電容值：

C0=C0a=C0b=C0c= C1+C2+C3+C4=0.1631uF

---- C1發電機單相電容值：C1=0.0455uF;

---- C2發電機出線及中性點3.3kV電纜（截面積150mm）電容值：C2=C*L=0.0813uF，C=0.508uF/km，長度L=0.14km;

----C3發電機勵磁3.3kV電纜（截面積25mm）電容值：C3 =C*L=0.0163uF，C=0.272uF/km，長度L=0.03km;

----C4變壓器及其他約為：C4=0.0200uF

由如圖5經電阻接地中性點電壓相量分析圖，可得：

tgθ=UN0/UB0=1/3ωC0R0;

θ=arctan（1/3 C0R0）=0.947;

UB0=cosθ*UB =675V;

I01=UB0/R0=0.144A;

I02=I01*k=4.32A;

----R0越小，流過其電流越大，取范圍內最小值：R0=4668Ω

----UB為故障時相電壓：UB=UAB/√3=2/1.732=1155V

可見，由于PT中性點消諧電阻器的限流作用，在本次事故UAB=2kV線電壓時，二次繞組短路電流I02為4.32A，2ZKK（C6A）、2PK（C3A）均未達到MCB的瞬時動作值。未能瞬間切除PT1二次繞組短路故障，引起接地保護誤動作。

4 解決方案

4.1 對二次繞組MCB進行重新選型

按PT二次容量，對MCB進行選型計算，PT1二次繞組額定容量Se=60VA，額定相電壓Ue=63.5V，額定電流為Ie=Se/Ue=0.945A，為保證動作的選擇性，選擇2ZKK為C2A，2PK為C1A。

在額定相電壓UE=1.905kV下，重新計算PT1二次短路電流如下：

UB0=cosθ*UE=cos（0.947）*1.905=1113V

I01=UB0/R0=0.238A

I02=I01*k=7.15A

由上述數據可見，其一、由于消諧電阻器的影響，二次繞組最大短路電流為7.15A，同樣不能使2ZKK C2A型MCB瞬間脫扣。其二，由于PT1 中性點消諧電阻的存在，在發電機接地故障發生后，消諧電阻器對地存在電壓，即PT1一次中性點存在零點漂移，其二次測量值不能準確反應對地零序電壓值。

4.2 修改PT1一次繞組中性點為直接接地

在修改PT1一次繞組中性點為直接接地的同時在互感器開口三角二次繞組加入二次消諧裝置;即保證了發電機定子接地保護對零序電壓的測量準確性的要求的，也確保了PT消諧功能。

在額定電壓工況，對PT1一次繞組中性點直接接地，PT1二次繞組短路電流進行計算，校核MCB的選型。

由于不帶消諧電阻器，流過互感器一次繞組的短路電流為接地電容電流：

I01=UB*3ωC0=0.507A

I02=I01*k=15.21A

此時PT1二次繞組短路電流為15.21A，2ZKK C2A型2PK（C3A）型MCB均能瞬間脫扣。

5 總結

綜上所述，不接地系統電壓互感器回路應注意以下問題：其一，電壓互感器一次中性點經消諧電阻器接地，在互感器二次繞組發生短路故障時，短路電流受限于系統的接地電容電流和消諧電阻器的電阻值;二次繞組短路電流較小，MCB不能迅速切除電壓互感器二次短路故障，造成接地保護誤動停機的事故。宜在滿足互感器二次繞組容量情況下，選擇較小額定電流的MCB。其二，在發電機基波接地保護中，一次消諧電阻器對地電壓的零點漂移，影響了接地零序電壓的測量準確性;電壓互感器一次中性點經消諧電阻器接地方式不宜使用在發電機基波接地保護中;宜采用PT一次繞組中性點直接接地，在二次開口三角繞組安裝消諧裝置。

參考文獻：

[1]王帆.一、二次消諧裝置原理分析探討[J].硅谷，2014，7（19）：182+192.