出线近端接地故障发电厂设备故障特征分析

吴小梦

(华能海南发电股份有限公司电力检修分公司，海南 海口 570311)

0 引言

在电力系统中，发电厂受到电网单相接地故障的冲击是比较多的，容易造成一些运行设备的异常跳闸和损坏，甚至跳机。因此，了解电网发生单相接地故障时电厂各机组和设备的电压电流特征是很有必要的。通过故障特征分析，可以检验一些设备参数计算的准确性，发现存在的一些问题和隐患，及时采取措施解决。由于发电厂网控部分故障录波器与发电机组的故障录波器相互独立，两部分的录波器不一定能同时启动，因此把线路接地故障与电厂内设备受故障影响结合在一起分析的情况较少。下面以某电厂一起220 kV线路出线近端接地故障为例进行分析。

1 某电厂电气一次设备概况

该发电厂2台发电机组容量为2×330 MW，设置1台4号启备变和3条220 kV线路，主变的接线方式为Ynd11。正常运行方式为双母并列运行，4号启备变中性点直接接地，9号主变中性点经接地刀闸接地，8号主变中性点接地刀闸断开。发变组保护型号均为RCS-985，4号启备变保护型号均为RCS-985T，3号变220 kV线路保护均配有RCS-931纵联差动保护。220 kV母线上各支路的电流互感器变比分别为：线路和主变均为1 250/1，4号启备变为600/1，主变中性点电流互感器为300/1。

2 220 kV线路接地故障情况

2018-12-15，某电厂8号、9号机组正常运行，00:55:37.586，电厂220 kV华长Ⅰ线发生接地故障，保护装置A，B屏均正确动作，保护跳闸后重合闸不成功三相加速跳闸。经检查，故障部位在电厂线路出线的拉力绝缘子上，由于绝缘子老化脏污而对地击穿短路。通过故障报告和检查可知，故障点位于线路的近端出口0.1 km处，接近母线，相别为A相，线路保护正确动作。因绝缘子损坏，故障无法消除，线路开关重合后又加速跳闸。

3 接地故障电流分析及应用

由于本次故障位于线路出口，基本等效于母线故障，可借此接地故障电流来校核发电厂继电保护定值整定计算书中的220 kV母线接地的短路电流值。根据差动保护动作报文可知，线路故障相二次电流为15.04 A，故障二次差流为17.43 A (差流为两侧的电流差)。在短路电流计算电路图中(纯电抗),两侧电流相位差180°，因此该差流可看作接地电流。线路的电流互感器变比为1 250/1，因此接地短路电流3I0=17.43×1 250=21 787.5 (A)。

根据2018年电厂330 MW机组发变组保护整定计算书内容，以1 000 MW为系统基准容量，电厂大方式下的电气一次设备等值阻抗如图1所示。

图1 电气一次设备等值阻抗

采用对称分量分析法绘出220 kV母线发生A相接地故障后的A相复合序网如图2所示。

图2 A相复合序网

其中XF81=XF82=XF91=XF92=XT81+XG81=0.327 5+0.331 6=0.659 1。

正、负序等值电抗:

零序等值电抗:

A相各序电流：

接地故障电流3I0=3×IkA0=3×8 251=24 753(A)；In——基准电压230 kV、基准容量1 000 MVA下的基准电流2 510 A。

对比可看出本次接地故障电流21 787.5 A小于但接近整定方案中的计算值24 753 A。考虑到电网当时的运行方式并不完全是大方式，可判断保护整定方案中的220 kV母线单相接地短路电流的计算值是准确的，使用该电流的发电厂继电保护整定计算书也是正确的。

4 实际等值电抗计算

利用机组故障录波值计算系统当时的实际等值电抗。在接地故障电流3I0基础上，利用机组录波器记录的电流，结合序网络，可反算出当时实际的系统电抗。

根据9号主变中性点零序电流录波图，其二次电流为24.827 A，则有一次电流3I90：

根据图2中零序网络，已知总零序电流IkA0、9号主变零序电流I90及其零序等值电抗XT90，可求出图中总的零序等值电抗X0∑：

进而可求系统实际的零序等值电抗XS0：

将X0∑代入公式(2)中,可得总的正序电抗X1∑：

根据图2中正序网络,可求出系统实际的正序等值电抗XS1：

有了实际的系统等值电抗XS1，XS0，就能更加准确地对各机组的故障电流进行计算分析。

5 9号机组故障电流特征分析

分析9号发电机三相电流，表1记录故障电流各相二次有效值，可看出9号主变高压侧A相电流最大，其次是B相，最小是C相。同时三相电流的相位基本相同，A相略超前B，C两相。

表1 9号机组故障电流二次值 单位：A

9号主变故障电流可以通过图2的序网络图求得，同时机组故障前是有负荷电流的，因此故障时的电流还要通过叠加定理求得。查运行记录，8号、9号主变高压侧故障前的负荷电流均为380 A，功率角约6°。

已知IkA1=IkA0=7 262.5 A，通过图2的正序网络图，可计算9号主变的正序电流I91:

其二次电流:

已知I90=2 482.7 A，其二次电流:

故障前负荷二次电流:

负荷电流角度=180-6=174°。

9号主变高压侧各相电流等于其正序、负序及零序电流之和，最后再叠加负荷电流即为最终的总电流。由于故障录波中主变高压侧电流极性是由母线指向主变，因此在分析时注意其电流是反向的，正序、负序及零序电流角度均超前电压90°。

利用绘图软件绘出各相电流相量(见图3)，可以看出，由于零序电流大于正、负序电流1倍，因而B，C两相序分量合成的结果是与零序电流同向的电流，再与负荷电流叠加，最终得出9号主变高压侧三相电流分别为4.0 A∠94°，1.246 A∠82°，0.721 A∠80°。这与表1及录波显示值非常接近，三相电流相位基本相同，A相稍超前B，C两相。

图3 9号主变高压侧电流相量

根据主变的接线方式(Ynd11），发电机A相电流为主变低压侧A相绕组电流与B相绕组电流之差，即等于同相绕组与滞后相绕组电流之差，发电机B，C两相电流亦同理，合成的结果如图4所示(下标小写的为发电机电流)。特征是发电机A，B两相电流相位在同一侧方向，C相电流相位与之相反，C相电流最大，B相电流最小，这与录波图及表1中发电机侧电流特征是一致的。同时由于发电机电流互感器极性(指向220 kV母线)与主变高压侧电流互感器极性(指向主变)相反，发电机电流最终相位则反了180°，这在录波图中与主变高压侧电流相位对比中可以看出。

图4 9号发电机电流相量

通过一次电流换算，本次接地故障中9号主变故障相电流为4 851 A，约为主变额定电流(954 A)的5倍。而发电机最大故障相电流为25 833 A，约为发电机额定电流(11 200 A)的2.3倍。单从电流幅值上看，主变受冲击影响较发电机大些。而从设备承受能力来讲，在短时间内，接地故障电流对主变和发电机的影响是可接受的，问题应该不大。

需要注意的是，9号主变零序电流有7 448.1 A，比故障相电流大得多，且由于是永久性故障，受到故障电流冲击两次。在对9号主变中性点刀闸进行检查时，发现中性点刀闸触头出现明显拉弧过热现象，触头边缘已烧熔。因此，在发生此类接地故障后，要重点检查一下主变接地刀闸触头是否有过热烧伤现象，及时进行修复或更换。平时检修时也要注意刀闸合上时是否到位，接触是否良好，避免系统接地故障时对刀闸造成损伤。

6 8号机组故障电流特征分析

8号主变的中性点刀闸未合上，因此其中性点零序电流为零。表2记录了故障电流各相二次有效值。可看出8号主变高压侧A相电流最大，幅值约为B，C两相电流之和。B，C两相电流相位在同一侧方向，A相电流相位与其他两相相反。

表2 8号机组故障电流二次值 单位：A

8号主变高压侧电流计算与9号主变相同，区别是没有零序电流。各相电流为正、负序电流合成后再与负荷电流叠加。图5为8号主变高压侧各相电流相量图，可以看出A，B，C三相电流幅值分别为2.03 A∠99°，0.763 A∠-76°，1.271 A∠-84°，幅值、相位特征与表2和实际录波显示是非常接近的，基本特征就是故障相电流最大，相位与其他两相相反，电流等于其他两相电流之和。

图5 8号主变高压侧电流相量

8号主变与9号主变的接线方式一样，发电机各相电流等于主变低压侧绕组的同相电流与滞后相电流之差，合成的结果如图6所示(下标小写的为发电机电流)。其特征就是A，B两相电流相位在同一侧，C相与之相反，C相电流最大，B相电流最小，这与表2和录波显示的8号发电机电流波形特征是一致的。

图6 8号发电机电流相量

通过一次电流换算，8号主变故障相电流为2 407 A，8号发电机最大相电流为25 962 A。对比8，9号机主变高压侧故障电流，可看出中性点接地的主变高压侧电流较大，因为有零序电流流过。而对比图4和图7的8，9号发电机电流以及录波显示值，则发现它们之间电流的幅值与相位基本相同，说明不论主变中性点是否接地，相同型号的发电机故障电流是基本相同的。

7 4号启备变故障电流特征分析

分析4号启备变故障电流的录波图，可看出其高压侧三相电流的幅值及相位均一样，A，B，C三相电流分别为0.525 A，0.526 A，0.526 A，换成一次电流则分别为315 A，315.6 A，315.6 A。

4号启备变是负荷性质，无正、负序阻抗，只有零序阻抗，因此其高压侧三相电流只流过零序电流。根据图2零序网络，可求出4号启备变的零序电流I40。

结果与录波图是非常接近的，因此启备变高压侧故障电流特点就是三相电流大小相等、相位相同。

8 8号、9号发电机零序电压特征分析

从故障录波器电压波形上看，故障前发电机零序电压只有三次谐波电压，无基波零序电压。故障时发电机受主变高压侧接地影响产生基波零序电压，波形为基波零序电压与三次谐波电压的叠加。

表3是故障时测得的8，9号发电机各电压值，从电压数值上，可看出8号发电机机端零序电压比9号发电机高，即主变中性点不接地的发电机零序电压要比主变中性点接地的发电机零序电压高。这可以通过DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》中对主变高压侧接地的传递电压电路图(见图7)看出，由于耦合电容的改变，主变中性点接地时传递到Zn的电压较中性点不接地传递到Zn的电压要低。这也说明了实际接地情况与导则中的理论分析是一致的。

表3 8，9号发电机电压二次值 单位：V

图7 计算传递电压的近似简化电路

根据DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》，发电机定子接地保护中的零序电压高值是按躲过主变高压侧接地时传递过来的零序电压整定的，一般取(15 %～25 %)U0n。保护整定计算书中的传递系数是通过耦合电容理论计算出来的，基本上给的可靠系数偏高。本次接地故障，类似母线接地故障，测得的零序电压值就是实际传递到发电机的零序电压较大值，对发电机定子接地保护来讲是非常有参考意义的，可依此合理调整保护定值，使之更好地兼顾可靠性和灵敏性。

该厂发电机中性点均通过接地变压器接地，接地变压器变比为20 kV/230 V，其负载为电阻箱，中性点零序电压即从电阻箱的分抽头引出，抽头不同，中性点零序电压实际变比也就不同。根据表3数据就可以计算出中性点零序电压的实际变比。

分别代入表3中8号、9号机零序电压值3U0，Un0，求得8号、9号发电机中性点零序电压的实际变比如表4所示。

表4 实际的中性点零序电压变比

从计算的结果可看出，8号、9号发电机中性点零序电压的实际变比是不同的。电厂在投产时没发现这个问题，而两台机组发电机定子接地保护定值完全一样，这是不正确的，属于保护定值误整定的情况。解决的措施是调整抽头更改变比使其一致，或按实际变比重新校核保护定值。

9 结束语

如何利用故障录波去了解故障发生时设备的实际情况、分析故障特征、找出故障原因、发现深层次问题，是电气专业人员故障分析能力的一个综合体现。对故障事件更深层次的分析利用应不局限于故障设备本身，还可扩展到其他相关联设备的故障特征分析。因为发电厂的电气设备在设计、安装和运行维护过程中都有可能出现一些遗漏问题，需要在调试和运行当中及时发现并纠正。而有些潜在问题在调试和正常运行时是难于被发现的，但在一些特殊情况下(如一些故障发生时)，却很容易暴露出来。如对这些故障数据进行针对性的分析，就可能发现更多的存在问题，从而最大化地防患于未然，提高设备运行的安全可靠性。