一起发电机刀闸熔断接地故障保护动作分析及改进措施

周红斌 朱建伟 王华有

某电厂#5、#6发电机扩大单元接线经#3B主变并入500kV系统，发电机机端接有开关、刀闸，简化接线如图 1所示。其中#6发电机配置 2套电量RCS-985GW和1套非电量RCS-974AG保护装置，定子接地保护零序电压取自发电机中性点消弧线圈电压互感器261XHQ和机端电压互感器263YH。#3B主变配置 2套电量 RCS-978C和 1套非电量 RCS-974AG保护装置，RCS-978C零序电压取自主变低压侧电压互感器254YH、264YH。某年，#6发电机发生一起发电机出口刀闸262 C相熔断导致母线接地的故障，发电机保护装置定子零序电压保护动作，跳开出口开关。在这起故障继电保护动作过程中，发电机刀闸熔断间隙性接地、定子接地保护定值的原因，保护未及时动作切除故障。本文将介绍这起发电机出口刀闸接地时继电保护动作行为，分析保护行为原因及采取的对应措施。

图1 #6发电机简化接线图

1 继电保护动作过程及分析

1.1 继电保护动作过程

某年某月某日15∶29∶15，电厂#6发电机出口刀闸发热熔断间隙性接地，15∶30∶11，#6发电机2套保护 95%定子接地保护动作，启动程序停机。15∶30∶19，#6发电机出口开关跳闸。在刀闸接地过程中#3主变保护共出现三次零序电压报警。

经提取电厂SOE记录及#6发电机、#3主变故障录波，以264YH二次电压为基础进行本次故障继电保护动作行为分析，故障详细时序如图2所示，264YH电压数据见表1。

图2 #6发电机刀闸接地故障时序图

表1 #3主变低压侧电压互感器264YH二次电压

根据录波图，本次故障过程共分为10个节点：

1）15∶29∶15.516，发电机保护装置起动，此时主变低压侧零序电压为66.71V（刀闸熔断和开关跳闸前，电压互感器263YH、264YH在同一个电位点，即电压值相等），发电机保护动作报告机端零序电压78.29V，中性点零序电压64.24V。

2）15∶19∶43.4832，#3 主变保护第一次低压零序电压报警，零序电压38.84V。即故障初期，发电机出口刀闸C相接地为间隙性，机端零序电压未能满足零序电压报警延时要求（如图3所示），故在发电机保护起动28s后，主变保护才发零序电压报警。

3）15∶29∶45.4841，#3 主变保护零序电压报警第一次复归，机端零序电压49.76V，此时的报警复归也正是刀闸间隙性接地所致。

图3 #6发电机刀闸接地故障时电压录波图

4）15∶30∶04.068，#3主变保护装置第二次低压零序电压报警，机端零序97.31V。

5）15∶30∶11.4053，发电机2套保护启动后56s定子零序电压保护动作（如图4所示），保护出口起动机组程序停机，先关导叶减负荷再灭磁解列，此时机端零序电压98.59V。

图4 #6发电机继电保护装置动作报告

6）15∶30∶18.2022，发电机C相电流消失，即刀闸C相已熔断，主变零序电压85.07V，表明在刀闸的主变侧仍有接地。

7）15∶30∶19.214，在发电机程序停机过程中，#3主变保护零序电压报警第二次复归，零序电压1.23V，刀闸主变侧接地消失。

8）15∶30∶19.2744，发电机定子接地保护动作后 8s，跳出口开关，A、B相电流消失，此时主变零序电压为1.21V。

9）15∶30∶45.8527，#3 主变保护装置第三次低压零序电压报警，主变零序电压59.61V，进而说明刀闸C相熔断后主变侧继续出现接地。

10）15∶30∶56.7048，#3主变保护低压侧零序电压报警第三次复归，刀闸C相接地消失。

1.2 继电保护动作行为分析

#6发电机RCS-985GW定子接地保护由基波零序电压和三次谐波电压构成100%定子接地保护。基波零序电压保护取中性点零序电压为动作量，共设置两段，其中灵敏段需经机端零序电压闭锁，保护动作条件同时满足中性点基波零序电压和延时，当延时不满足时，定子接地保护启动元件返回[1]。

这起故障过程 10个节点中电压互感器 264YH零序电压3U0在不断变化（见表1），最大98.59V，接近机端金属性接地零序电压100V，最小1.23V，与机组正常运行时零序电压一致，故此次故障为机端出口刀闸C相间隙性接地。正是由于零序电压的不稳定，#3主变保护RCS-978C低压侧零序电压共发出了三次告警，发电机保护 RCS-985GW 在故障发生后56s“定子零序电压”才动作出口启动程序跳闸停机，期间零序电压虽大于定子接地保护定值灵敏段10V、高定值段20V，但均由于不满足延时5s要求，所以定子接地起动元件不断起动、返回。

2 定子接地保护定值复核及改进措施

查看原保护定值整定书，发现整定书按照《大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T 684—2012）》（下文简称“导则”）定子接地零序电压灵敏值取U = ( 0.05～ 0 . 1)的要求，则:

式中，nPT为消弧线圈 PT变比；Ut.n为发电机机端相电压（机端电压18kV）。

在式（1）中，消弧线圈 PT变比 nPT直接引用了额定变比(18/3)kV/100V。但在发电机保护动作报文中发现，单相接地故障发生后，机端测量到的基波零序电压约为78.29V，中性点测量到的基波零序电压约为64.24V（如图6所示）。机端PT额定变比：(18/3)/(0.1/3)/(0.1/3)，中性消弧线圈PT额定变比：(18/3)/(0.1)，机端PT零序变比是中性点的 3倍。当机端发生单相接地故障时，机端 PT二次回路零序电压与中性点 PT零序电压应该相等，但保护装置报文显示不相等。

图5 发电机保护定子接地保护各侧电压采样

由此可见，本次故障发电机保护 RCS-985GW未及时切除故障的主要原因在于定子接地保护定值不合理。主要为电压值整定计算时未使用正确数据、保护延时未按照“导则”要求取0.3～1.0s。

2.1 定子接地保护定值参数

电厂发电机中性点经消弧线圈串电阻器接地，并采用欠补偿方式，发电机接线简化如图6所示（图中未标励磁变等设备）。

图6 发电机系统简化接线图

其中，发电机消弧线圈电抗1070Ω、电阻4.927Ω；电阻器的电阻30Ω。实测消弧线圈PT变比为129.83，而额定变比为(18/3)kV/100V=103.92。

2.2 定子接地保护电压值整定

1）定子接地保护灵敏值发电机保护 RCS-985GW 定子接地保护灵敏段动作零序电压判据为 Un0＞ U0zd，Un0为中性点基波零序电压，0zdU 为基波零序电压定值。

根据导则要求，还需复核下列情况：

（1）发电机各种工况运行时，中性点位移电压的基波分量0U小于8.01V。

在#6发电机启动试验时，实测中性点位移电压的基波分量0U最大值为2.41V，满足导则要求。

（2）#3主变高压侧接地故障时传递过电压小于8.01V。

#3B主变500kV侧接地短路，则高压侧基波零序电压（取较大值）：

传递过电压等值电路如图7所示。

图7 主变高压侧传递过电压简化电路

消弧线圈等值电阻

消弧线圈等值电感

即主变高压侧接地故障传递零序电压将不会导致定子接地保护动作，故灵敏段接地零序定值取8.01V。

2）定子接地保护高定值

按《导则》要求，定子接地保护高定值取

2.3 定子接地保护动作延时整定

保护动作延时主要考虑主变高压侧外部故障切除后，主变低压侧传递过电压振荡问题。主变低压侧LC振荡等值电路如图8所示。

图8 LC振荡电路

根据电路原理[2]中衰减电压为

式中， V为电压初值，

0两者相差很小，式（9）中两项可以相互抵消。

传递过电压的幅值呈指数衰减，衰减的时间常数为

根据《导则》要求，在定子接地保护零序电压值躲过变压器耦合传递电压值时，保护延时应尽量取短，可取0.3～1.0s，据此保护延时定值取为0.5s。设电压初值为传递过电压的峰值，假设高压侧接地故障持续 0.1s切除，则切除后传递过电压衰减到0.40s时（忽略保护装置计算固有延时），电压幅值衰减至：

该值远小于保护定值8.01V。

即传递过电压振荡在经保护延时0.5s后，保护装置将不会误动。实际上由于定子接地保护灵敏段零序电压定值为保证区外故障不误动，已降低灵敏度，取值大于传递过电压值，此时保护时间越短越有利于保护及时动作切除故障。但鉴于现场实测电气参数有些不确定的因素，包括如下。

1）主变耦合电容、机端设备电容参数不准确，影响传递过电压的结果。

2）中性点电阻参数不准确，影响衰减时间常数的结果。

3）主变高压侧 500kV系统电压在故障之前会大于500kV。

4）中性点PT集成在消弧线圈上，在调节档位时，可能导致PT变比有变化。

在这些因素中，第3）、第4）的影响不会太大。第3）因素，相当于考虑电压比500kV略高，可以考虑1.1倍或者更高的系数。第4）个因素，可考虑10%左右的误差，往恶劣的方向考虑，可取1.1倍的系数。如此在本项计算中，传递过电压值为1.1×1.1×4.56=6.73V，也是满足要求。而最大的影响因素在第1）、第2），现场实际测量主变耦合电容，机端设备电容情况的轻微变化，将可能导致传递过电压超过计算值的几倍。综合考虑这些不确定的因素，为保证区外故障时定子接地保护不误动，建议保护延时取0.5s。

2.4 改进建议

目前国内发电机定子接地保护的电压值、延时普遍采用躲过主变高压侧传递过电压而整定[3-4]，未充分考虑现场参数实测影响因素。本文故障分析过程中发现了中性点消弧线圈 PT零序电压量偏低的问题，建议保护定值整定计算时，应实测相关电气参数[5]，如本次故障如若中性点PT变比准确，基波零序电压定子接地保护可能更早动作跳闸，也可减少设备损失[6-7]。同时，定子接地保护延时的整定，为确保区外故障保护不误动[8-9]，不仅仅需考虑计算的传递过电压值及过电压衰减情况，还需结合生产实际情况，综合考虑实测参数变化的因素，在保证保护不误动的前提下，尽量缩短保护延时[10]。

3 结论

近年来，发电机定子接地故障是发电机最频繁故障之一，定子接地保护定值整定的合理性，直接影响发电机安全运行。本文结合某电厂一起发电机出口刀闸熔断接地保护跳闸事件，分析了故障继电保护动作行为，并就发现的定子接地保护定值、设备实测参数的问题，结合《导则》从提供了发电机定子接地保护定值整定的一种方法，进而保证电厂设备的安全和电力系统的稳定运行。

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