基于电压相角差的发电机机端断路器非全相保护

李方玖，易亚文，张林枝，代顺娟，陈 伟

（向家坝水力发电厂，四川 宜宾 644612）

1 引言

发电机机端断路器（GCB）日常操作频繁，易因机械结构长期磨损而发生传动连杆脱落等故障，造成GCB非全相运行。GCB发生非全相故障时，发电机将处于非全相运行状态，运维人员初期很难从三相联动机构指示标识发现该问题，此时若无保护反映动作，定子绕组将长时间承受负序电流，造成发电机振动加剧和转子过热，严重危及发电机安全稳定运行[1-4]。

传统继电保护装置常采用负序过负荷保护反映GCB非全相故障。近年，相关科研人员提出了基于GCB两端电压差和基波零序电压相角差等新技术的GCB非全相保护[5-6]，少量产品已在现场应用。根据某大型水电站的实际运行经验发现，发电机在并网初期带小负荷运行或解列停机过程中发生GCB非全相故障时，实际呈现的电气量特性不完全满足以上几种保护判据，保护装置可能均存在拒动风险。本文结合两起GCB非全相故障的实际案例，分析多工况故障状态下发电机的电气特性，提出更优的保护动作判据。

2 发电机不同运行工况下GCB非全相故障分析

对于GCB非全相故障，通常采用对称分量法[7]对单机无穷大系统发电机机端断路器非全相运行时GCB两侧的电气量理论特性进行分析。分析可得：GCB非全相运行时，电气特性呈现出故障相两侧产生电压差和相角差、负序电流、基波零序电压差和相角差，这些电气量值与发电机侧、系统侧电源电动势以及序网络阻抗大小有关，当在序网络阻抗一定的情况下，这些电气量值会随着负荷电流的增大而增大，而非断线相电压差和相角差为零[5-6]。

下面结合某大型水电站的实际运行案例，从机组故障录波装置录取的波形数据中，摘录负序电流、电压差以及电压相角差等电气特征值，分析发电机发生GCB非全相故障时的实际电气特性。

2.1 案例1分析

案例1：2018年11月，该水电站某台800 MW发电机开机并网，出力增加过程中“发电机负序过负荷保护”等信号报警。停机检查发现该发电机出口隔离开关 C相操作连杆拐臂脱落，C相处于断开状态，造成GCB非全相运行。

本例中，从GCB合闸并网到发现故障停机，机端电流最高升至40%的额定电流。表1从故障录波中摘录了不同机端电流时的电气量变化情况。通过表1内数据分析，可得出如下结论：①负序电流和GCB两侧基波零序电压有效值差值随机端电流增加而增加趋势极为明显，其中负序电流有效值约为机端电流57%；②GCB两侧基波零序电压相角差值一直保持较大值，相角差值均在100°以上；③断线相两侧电压有效值差值随机端电流增加成增加或减少趋势；④断线相两侧电压相角差值随机端电流增加成增加趋势。

表1 案例1电气量二次值变化统计表

2.2 案例2分析

案例2：2019年1月，该水电站某台800 MW发电机，在停机备用负荷降为零，发电机出口断路器分闸后，双套变压器保护“主变低压侧零序电压报警”动作。经检查，该发电机出口断路器 C相因传动机构故障而未断开，造成GCB非全相运行。

表2从故障录波中摘录了从GCB分闸至发电机机端电压衰减至零的电气量变化情况。通过表2的数据分析，可得出如下结论：①随时间推移断开相两侧电压有效值最大差值和GCB两侧基波零序电压有效值差值从起初的较小值逐步增大，并接近线电压额定值100 V；②随时间推移断开相两侧相电压相角差值同样从起初的较小值逐步增大；③随时间推移GCB两侧基波零序电压相角差值一直保持较大值；④以上数据均在发电机机端电压衰减至接近零前呈现如表2变化规律，待发电机机端电压衰减至接近零后，以上所有差值均趋于较大稳定值。

表2 案例2电气量二次值变化统计表

2.3 GCB非全相故障的电气特性分析

结合实际运行经验，发电机组发生有危害的GCB非全相故障的运行工况大致可分为：①发电机开机合GCB并网，发生GCB一相或两相未合上；②发电机正常带负荷运行，发生保护动作或是机构偷跳GCB一相或两相；③发电机减负荷停机断开GCB，发生GCB一相或两相未断开。

以上2个案例分别代表了①③两种工况。第②种工况与第①种工况类似，只是所带负荷更大。根据案例分析，GCB非全相故障呈现出的具有共性的电气特征量为GCB两侧的相电压差、相角差和基波零序电压差、相角差。GCB两侧的相电压相角差和基波零序电压差在发电机并网初期呈现最小值，其值随发电机出力增加而增大；GCB两侧的相电压差和基波零序电压相角差不随发电机出力变化而变化，但较正常运行情况下的差值相比均呈现出明显增大现象。

3 GCB非全相保护判据

3.1 基于负序电流的负序过负荷保护

该保护以负序电流量为保护判据。由案例1、2分析可知，GCB非全相仅依靠负序过负荷保护反映非全相运行故障是远远不够的，一是在发电机刚非全相并网负荷还未增加时和发电机将负荷减为零后非全相解列时均没有灵敏度；二是负序过负荷保护动作时间长，不能及时反映非全相故障，存在其他保护抢先动作扩大故障范围的问题。

3.2 基于GCB两侧电压相量差的GCB非全相保护

由文献[5]提出的基于GCB两侧电压相量差的GCB非全相保护。该保护判据在GCB两侧相量差的基础上还需要增加负序电压、零序电压等辅助判据，判据较为复杂。由案例1数据可知，GCB两侧相电压相量差有效值随机端电流增加呈增加或减少趋势，这将增加电压相量差定值整定难度。另外，该保护判据还需满足发电机机端与主变低压侧三相电压中的最小相电压有效值需要大于90%额定相电压有效值，显然案例2中随着发电机电压衰减，该判据将不满足，造成保护拒动。

3.3 基于GCB两侧基波零序电压相角差的GCB非全相保护

由文献[6]提出的基于GCB两侧基波零序电压相角差的GCB非全相保护。该保护判据还需满足发电机机端与主变低压侧三相电压中的最小相电压有效值需要大于80%额定相电压有效值，显然案例2中随着发电机电压衰减，该判据将不满足，造成保护拒动。

4 GCB非全相保护新型判据的提出

根据前文分析，GCB非全相故障的电气特征量集中体现为GCB两侧的相电压差、相角差和基波零序电压差、相角差，以此为判别对象，可提出基于GCB两侧相电压、基波零序电压的相角差的复合判据。该判据的表达式见式（1）。

条件1：φGX和φTX分别为发电机机端和主变低压侧相电压相角； X为A、B、C相；max表示取相电压相角差最大值；φG-T.SET为发电机机端和主变低压侧相电压相角差的动作值，可按发电机并网后励磁系统能够给定的最低初始负荷或发电机长期运行允许的负序电流所对应GCB非全相故障的发电机机端和主变低压侧相电压相角差经验值整定。该水电站发电机长期运行允许负序电流值较大，即按发电机并网后初始给定负荷（6.25%In）所对应的发电机机端和主变低压侧相电压相角差经验值整定。实测相角差值为2°，为保证可靠动作，建议定值取1°。

条件2：φG0和φT0分别为发电机机端和主变低压侧零序电压相角；φ0.SET为发电机机端和主变低压侧零序电压相角差的动作值，该值整定原则与条件1中φG-T.SET的整定原则相似。实测相角差值为100°，为保证可靠动作，建议定值取90°。

条件3：UG0和UTO分别为发电机机端和主变低压侧零序电压有效值；ΔUG-T.SET为辅助判据，用于发电机和主变单侧正常停运或空载时闭锁该保护，可按躲过发电机和主变单侧正常停运或空载时的零序电压差实测值整定。该水电站实测零序电压差值为0.1～0.4 V，取1.5倍的可靠系数，建议定值取0.6 V。

当式（1）的条件 1～3同时满足时，保护判定GCB非全相故障，延时动作于报警或是跳闸。发电机带大负荷运行，发生GCB非全相故障所呈现的电气特征量较大时，该保护判据能可靠动作；发电机合GCB并网初期带极小负荷或减负荷至零断开GCB运行工况下，发生GCB非全相故障所呈现的电气特征量较小时，该保护判据仍能灵敏动作；当发生TV断线时，GCB两侧相电压、基波零序电压相角差可相互起到闭锁作用，避免该保护判据误动；当发电机和主变单侧正常停运或空载时，条件3可闭锁该保护，避免该保护判据误动。

5 结语

分析该水电站两起GCB非全相故障案例波形数据，呈现出GCB两侧相电压、基波零序电压差和相角差显著增大，现有的基于负序电流、GCB两侧电压相量差和基波零序电压相角差的判据都存在一定拒动风险。本文提出的基于GCB两侧相电压、基波零序电压相角差的复合判据，定值整定原则考虑了发电机并网后励磁系统能够给定的最低初始负荷这种最极端运行工况对应的非全相故障经验值，可满足各种工况下GCB非全相保护可靠性和灵敏性的要求。发电机合GCB并网初期带极小负荷或减负荷至零断开GCB运行工况下，发生GCB非全相故障所呈现的GCB两侧相电压、基波零序电压相角差电气特征量可让该新型判据灵敏动作；GCB两侧相电压、基波零序电压相角差、基波零序电压差构成的与门复合判据，既可有效避免TV断线造成的保护误动，又可有效避免发电机和主变单侧正常停运或空载时保护误动。由此可见，发电机开机并网、正常带负荷运行以及停机备用等各种工况下，该新型判据对GCB非全相故障均能起到良好的保护作用。