发电厂发变组保护整定计算问题分析及解决方案

王晓凯，文 博，杜镇安，陈 堃，黎恒烜

（国网湖北省电力公司电力科学研究院，湖北 武汉 430077）

0 引言

发电机变压器组（以后简称为发变组）继电保护装置是电力系统中非常重要的装置，直接关系到电力系统的安全稳定运行。而发变组保护整定计算的正确与否直接关系到继电保护装置能否正确发挥作用，从而防止事故扩大。

目前发变组保护整定计算主要依据文献[1]进行整定，但在工程实际中，由于文献[1]对有些保护整定未做出详细的解释，因此在整定计算时，容易在定值选择方面出现问题，如发电机基波零序电压保护、断路器闪络保护、主变差动保护等；本文针对这三种保护在整定计算中出现的问题，提出整定计算的改进方案，并通过某典型火电厂的发变组实际参数进行有效性验证。

1 发变组相关数据和参数

本文以某新建火电厂的燃-汽循环机组的汽轮发变组为代表，对整定计算过程中容易出现的问题进行分析和验证。燃-汽循环机组典型的发变组电气主接线图如图1所示。由图1可知，主变压器与发电机之间无发电机出口断路器，由封闭母线连接。

图1 电气主接线图Fig.1 Electric main wiring diagram

该电厂汽轮发电机通过汽机主变压器升压并入220 kV母线。发变组基本参数如下：

发电机额定容量为74.1 MV·A，额定功率63 MW，定子额定电压10.5 kV，定子额定电流4 074 A，直轴超瞬变电抗为0.159 55，发电机中性点综合对地电容为0.36 μF，中性点接地变变比为10.5 kV/0.22 kV，阻值为0.48 Ω。

主变压器额定容量为80 MV·A，额定电压为(242±2×2.5%)/10.5 kV，额定电流为 190.8 A/4 398.9 A，短路阻抗百分比为13.92%，连接组标号为YNd11。

电流互感器采用5P型号的电流互感器，其中主变高压侧的TA变比为1 250 A/1 A。

2 发变组保护整定计算问题分析及解决方案

2.1 发电机基波零序电压保护

发电机基波零序电压保护定值可设低定值段和高定值段[1,3]，低定值段的动作电压U0.op需躲过正常运行时的最大不平衡基波零序电压U0.max整定，一般取5～10 V。而对于该保护的延时，需要校核系统高压侧接地短路时，传递到发电机机端的零序电压Ug0的大小。文献[1]指出：动作电压若已躲过主变压器高压侧耦合到机端的零序电压，在可能的情况下延时应尽量取短，可取0.3～1.0 s；动作电压若低于主变高压侧耦合到机端的零序电压，延时应与高压侧接地保护配合。

根据文献[1]给定的整定规则，该电厂的基波零序电压低定值段的定值与主变高压侧耦合到机端的零序电压有关，经计算可得，主变高压侧耦合到机端的零序电压为5.29 V，根据文献[3]可得，要躲过该电压，定值需大于该电压的1.3倍，即6.88 V。因此，定值的取值有两种：动作电压低于6.88 V，延时取4 s（高压侧接地保护3.5 s）；动作电压高于6.88 V，延时取0.3 s。

对定值的取值情况进行分析：

根据文献[1]，该定值是在接地变额定二次电压为100 V的情况下获得的，而实际情况下，接地变的变比为10.5 kV/0.22 kV，一般通过分压绕组获得100 V的二次电压，但是实际情况下，有些电厂发电机中性点接地变未接入分压绕组，此时定值不再满足要求。

根据文献[2]，对单相接地电流进行计算，假定发电机中性点α位置发生单相金属性短路，则单相接地电容电流为2.06α A，单相接地电阻性电流为5.54α A；则单相接地短路电流为5.91α A。

因此不同接地点的单相接地短路电流如表1所示。

表1 不同接地点时的短路电流Tab.1 Short-circuit current on different earth-fault location

由表1可知，当α＞50%时，短路电流就接近3 A（定子绕组单相接地允许电流值），当接地点在发电机出口附近时，短路电流将近接地短路电流允许值的2倍，而低定值段延时4 s在发电机出口附近短路导致短路电流大于定子绕组单相接地短路允许电流值时，切除故障过慢，很容易导致单相接地故障发展为相间故障，影响发电机的正常运行，如果只缩短延时又会导致因不能躲过主变压器高压侧接地保护延时而导致的保护误动。而此时如果动作电压整定值以躲过主变压器高压侧耦合到机端的零序电压进行整定，则可以有效解决上述问题。

因此综合考虑，对发电机基波零序电压保护在整定计算过程中，应该进行以下的该进方案：确定中性点接地变压器的分压情况，以确定实际二次变比，再按照文献[1]给定的整定规则进行低定值段的动作电压的整定；计算主变高压侧耦合到机端的零序电压，并增加一定的灵敏度系数；比较两者大小，若动作电压高于主变高压侧耦合到机端的零序电压，则保护定值正确；若动作电压低于主变高压侧耦合到机端的零序电压，需验证中性点单相接地故障时不同接地点的短路电流是否小于定子绕组单相接地允许电流值，若满足，则保护定值整定无缺陷，若不满足，整定值以躲过主变高压侧耦合到机端的零序电压为准，延时取0.3 s。

2.2 断路器闪络保护

文献[1]指出：发变组接入220 kV以上系统时应配置高压侧断路器断口闪络保护，断路器断口闪络保护动作的条件是断路器处于断开位置但有负序电流出现。对本电厂的断路器闪络保护定值进行整定，可得

式中：ITN=190.8 A为主变高压侧额定电流；nTN=1 250 A/1 A为主变高压侧CT变比。

文献[1]第3.11节指出：电流整定值应高于微机保护的最小采样精度(0.05In)，而保护定值不满足要求，在实际工程中，如果互感器选型不当，很容易导致此类问题，给整定计算带来困难。

此时需要考虑其他的保护判据来取代负序电流判据，采用断路器闪络相电流保护，按照躲过发电机正常运行时的最大负荷电流整定[3-4]，可得动作电流0.20 A。对该定值进行灵敏度校验，当发电机经变压器与电网并列的过程中，当发电机电动势与系统电动势间相角差接近180°，高压断路器触头间有两倍额定电压，可能发生单相闪络，相当于是两相断线。以这种情况下的短路电流值进行灵敏度校验。

根据已知参数以及文献[2]给定的计算过程，对断线处各序阻抗进行计算可得：基准容量为100 MV·A，断线处正序阻抗为0.517 6；断路器负序阻抗为0.542 7；断路器零序阻抗为0.344 5。

可得断口处电流为[2]

式中：Ukk=2为断口处电压标幺值；UB=242 kV。

灵敏度计算公式为[1,3-6]

校验结果满足灵敏度要求，该定值满足要求，可以投入使用。因此，在实际情况下，当断路器闪络保护因负序电流定值因互感器型号等问题导致不满足文献[1]要求时，可以考虑采用断路器闪络相电流定值来作为保护动作的条件，此时应将负序电流定值设为最大值，防止保护误动作。

2.3 主变差动保护

根据文献[1,3-6]，差动速断保护的整定值应按照躲过变压器可能产生的最大励磁涌流或外部短路最大不平衡电流整定，对于容量为6.4～31.5 MV·A的变压器，一般取变压器额定电压的4.5～7.0倍。此取值范围比较宽泛，容易导致因取值不当而造成保护误动或拒动，在目前的整定计算中，一般选择5～6倍的额定电流[3-4]。

假设当该电厂主变低压侧靠近发电机机端处发生三相金属性短路故障，高压侧CT完全饱和，差动回路中仅有低压侧电流，此时短路电流为5.88In(In为变压器额定电流)。

此时，如果差动速断保护动作电流取(5～6)In，将容易导致保护误动作，因此在整定计算中对于差动速断保护动作电流的取值，不应按照文献[1]给定的范围进行简单的取值，需要进行进一步的验证以确保保护不拒动，不误动。

同样以该电厂为例，对比率差动灵敏度校验的问题进行进一步的分析，文献[1,3-6]指出，比率差动灵敏度的校验应按照最小运行方式下差动保护区内变压器引出线上两相金属性短路计算。

在实际整定计算中，对于发电厂来说，一般采用发变组未并网时主变高压侧发生两相金属性短路故障的情况来校验，发变组未并网时主变高压侧发生两相金属性短路故障电流为[2]

式中：XG、X2为发电机正序、负序阻抗标幺值；XT为主变压器阻抗标幺值。

但是由于发电厂主变压器有多种运行工况，如在最小运行方式下主变倒充过程中10.5 kV侧封闭母线发生两相金属性短路故障时，此时短路电流为[2]

式中：Xs为最小运行方式下系统侧正序阻抗标幺值，Xs2为最小运行方式下系统侧负序阻抗标幺值。

而如果发电厂系统侧正序负序阻抗之和大于发电机正序负序阻抗之和，此时Ik2＜Ik1，使用Ik1进行灵敏度校验不再满足要求，需要使用Ik2进行灵敏度校验。

因此，对发电厂主变进行比率差动灵敏校验时，应对发变组未并网时主变高压侧发生两相金属性短路故障电流与最小运行方式下主变倒充过程中低压侧封闭母线发生两相金属性短路故障电流进行比较，取更小的电流值进行灵敏度的校验。

3 结语

本文通过结合发电厂发变组保护的整定计算导则，对整定计算中发电机基波零序电压保护、断路器闪络保护、主变差动保护以及主变后备保护容易出现的问题进行了详细的介绍，并给出了合理的解决方案，以某典型的火电厂发变组参数为例，进行分析计算和验证，证明了方案的正确性，具有一定的工程价值。本研究主要有以下几个方面的意义：优化了基波零序电压保护的整定原则，在保证保护不误动、不拒动的基础上，大大减少了故障切除时间；提出了当断路器闪络负序电流保护整定值不满足要求时，采用断路器闪络相电流定值来作为保护动作的条件，保证了保护功能的完整性；明确了主变差动速断保护和主变比率差动灵敏度校验的取值原则，避免了简单遵循导则进行取值而造成的保护取值缺陷问题。

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