大型发电机组定子接地保护3U0定值在实际工程中的应用分析

郭良基

（神华福能发电有限责任公司，福建泉州362712）

0 引言

随着电网容量的不断扩大，节能、环保和提高机组效率的要求以及制造技术水平和材料质量的提高，近年来我国大量投产超超临界600 MW和1 000 MW火电机组，且其中性点接地方式多采用配电变压器二次侧并联电阻的高阻接地方式。显然，机组容量增大，定子电压升高，定子电流增大，定子绕组对地电容参数增大，使得发电机定子绕组与铁芯的绝缘直接遭受破坏时，流过接地故障点的容性及阻性电流大为增大，并且会灼伤铁芯，甚至进一步发展成为发电机定子绕组或匝间短路。而大型发电机组修复困难且工期长，势必造成相当大的直接损失和间接经济损失。所以，有效地保护发电机定子绕组及铁芯的安全是十分重要的任务和责任，定子绕组接地保护除了要有正确完善的保护原理判据外，还应有合理的整定原则和方法，使其能灵敏地反映全部绕组接地故障。本文就如何充分发挥大型发电机组定子接地保护3U0元件的性能进行了探讨、分析。

1 大型发电机组定子接地保护相关规定及整定原则

GB/T 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》中对发电机定子接地保护作了如下规定[1]：

（1）发电机定子绕组单相接地故障电流允许值按制造厂的规定值，如无制造厂提供的规定值可参照第2.2.4.1条的表1中所列数据。如表中要求：额定电压为18～20 kV的300～600 MW的发电机组，其接地电流允许值为1 A。

（2）与母线直接连接的发电机：当单相接地故障电流（不考虑消弧线圈的补偿作用）大于允许值（第2.2.4.1条的表1）时，应装设有选择性的接地保护装置。接地保护带时限动作于信号，但当消弧线圈退出运行或由于其他原因使残余电流大于接地电流允许值时，应切换为动作于停机。

（3）对100 MW以下发电机，应装设保护区不小于90%的定子接地保护；对100 MW及以上的发电机，应装设保护区为100%的定子接地保护。保护带时限动作于信号，必要时也可以动作于停机。

结合以上规定及现场实际应用经验，可以理解为：完善、合理的发电机定子接地保护整定值及投运方式，其指导思想应是：保护范围覆盖整个定子绕组，保护区内任一点接地故障争取有足够高的灵敏度；其中各段动作整定值应以保护范围、接地灵敏度及接地故障电流大小为核心考量因素。首先应该了解发电机中性点接地方式及实际的单相接地电容电流，并计算出发电机绕组各位置单相接地电流值。其中定子接地保护动作于跳闸还是信号的选择原则就以单相接地电流是否超过允许值为准，若发电机单相接地电流小于故障电流允许值，定子接地保护可以只发信号而不跳闸，以尽量避免突然跳闸对机组和系统造成的冲击；若接地电流大于允许值，为避免烧坏定子铁芯，保护应当动作于跳闸，以确保发电机定子绕组及铁芯的安全。

2 大型发电机组定子接地3U0保护定值应用不足问题

DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》中规定发电机定子接地保护3U0元件整定计算原则为[2]：

式中，Krel为可靠系数，取1.2～1.3；Uunb.max为实测不平衡电压，应为滤除三次谐波后的基波电压值。

由于系统耦合零序电压可能引起基波零序过电压保护误动作，因此，定子单相接地保护动作电压整定值或延时应与系统接地保护配合，可分三种情况：

（1）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可能短，可取0.3～1.0 s；

（2）具有主变压器高压侧系统接地故障传递过电压防误动措施的保护装置，延时可取0.3～1.0 s；

（3）动作电压若低于主变压器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。

显然，《导则》中所述并未明确与系统接地保护哪段时限配合，这样就造成国内发电厂在整定过程中有的机组定子接地保护时限整定为0.5～1 s，有的却整定为延时5～6 s。由于整定计算人员对《导则》该部分内容理解上的偏差，在实际运行中可能因定子接地保护不能正确动作而导致发电机重大事故问题。下面通过某工程实际算例对3U0定值进行详细计算。

3 某工程3U0保护实际应用计算

石狮鸿山二期2×1 050 MW汽机发电机组工程中，机组单元接线，机端自并励系统，采用GE公司生产的发变组保护，发电机中性点经配电变压器（二次侧接电阻）接地，机端电压互感器变比为27/0.866/0.173 kV，配电变变比为27/0.173 kV，二次电阻值为0.12 Ω，经查厂家资料并统计，发电机定子绕组每相对地电容Cg=0.197 μF，主变低压绕组每相对地电容Czd=0.058 49 μF，高厂变高压绕组每相对地电容Cgg=0.011 58 μF，机端其他外接元件（励磁变、机端PT等）每相对地总电容Cgq=0.011 μF，主变压器高低压绕组间的每相耦合电容CM=0.012 33 μF。

3.1 定子绕组单相接地时的接地电流计算

中性点经配电变压器（二次侧接电阻）接地的发电机在定子绕组金属性单相接地故障时，其等效电路图如图1所示。

图1 发电机绕组单相接地故障时等效电路图

图中，3C∑为发电机电压系统各相对地电容；R^N为折算到配电变压器一次的等效电阻，R^N=0.12×（27/0.173）2≈2 923 Ω；α为由中性点到故障点的绕组占一相全部绕组的百分数。根据相关文献可知[3]：距中性点α处发生单相金属性接地故障时，机端零序电压UK0=-αEA，同时该值与中性点电压及接地故障点的零序电压相等，显然，其随故障点位置的不同而改变。因中性点配电变变比为27/0.173 kV，可知基波零序电压二次值恰好等于α×100 V。

3.1.1 发电机机端出口附近（100%）发生单相接地计算

发电机机端出口附近发生单相接地时，零序电压为UK0=，发电机及机端外接元件每相对地总电容Cg∑＝0.277 1 μF/ph，因此机端单相接地时：

电容分量电流：

电阻分量电流：

因此故障点总的单相接地电流：

该值已远超过允许值1 A。

3.1.2 发电机定子绕组（靠中性点处）发生单相接地、电流为1 A时α值计算

将UK0=-αEA代入上述式中，可推导出：

可知：中性点至故障绕组百分比位置α处于14.9%发生单相接地时，接地电流恰好为1 A，作为定子接地保护无条件跳闸时的定子接地保护的范围。

3.2 系统接地时耦合零序电压计算

根据《导则》，应校核主变高压侧接地短路时，通过变压器高低压绕组间的每相耦合电容CM传递到发电机侧的零序电压Ug0的大小，传递电压计算用近似简化电路如图2所示。

图2 传递电压等效电路图

图中，E0为系统侧接地短路时产生的基波零序电动势，由系统实际情况确定，依据《导则》一般可取（也可通过短路电流计算得出），UHn为系统额定线电压；CM为主变压器高低压绕组间的每相耦合电容；Cg∑为发电机及机端外接元件每相对地总电容；R^N为配电变压器一次的等效电阻。

则计算如下：

变压器高压侧发生接地短路时，传递到发电机端的基波零序电压（一次值）为：

3.3 发电机定子接地3U0保护定值整定

发电机定子接地3U0主保护由接于发电机中性点接地变二次侧的电阻上的过电压元件实现，希望保护95%的定子绕组。与三次谐波定子接地保护配合构成100%的定子接地保护，接下来就定子接地3U0保护整定进行分析。

根据上述大型发电机组定子接地保护相关规定及整定导向、《导则》相关接地保护3U0元件的整定计算原则，整定如下：

3.3.1 高值段

（1）动作电压：按躲系统耦合零序电压整定，取

（2）动作时限：在靠近中性点α=20%处（零序电压等于20 V）单相接地时，接地电流IK（20V）=20%×6.708≈1.34 A，大于1 A，故动作时限t1取0.5 s。

（3）动作出口：全停。

3.3.2 低值段（灵敏段）

（1）动作电压：可靠躲过实测不平衡电压整定，按保护范围约95%取，取5 V。

（2）动作时限：在靠近中性点α=5%处（零序电压等于5 V）单相接地时，接地电流IK（5V）=5%×6.708=0.335 4，小于1 A，但动作电压5 V＜高压侧耦合到机端的零序电压15.8 V，故动作时限t2按躲过系统接地后备保护整定，取5 s。

（3）动作出口：因14.9%～20%处金属接地电流将大于1 A，为确保该区域故障时发电机安全，同时考虑经过渡电阻的反应能力，故出口全停。

4 结语

通过上述分析及实际应用实例，从满足2006版技规接地电流小于1 A、保护区内拥有有足够高的灵敏度和允许过渡电阻能力的要求出发，通过合理设置不同段3U0元件的定值及出口延时，Ⅰ段按躲系统侧接地故障来整定U0P1=15～20 V，保护范围约80%，动作时限取0.5～1 s，出口跳闸；Ⅱ段按可靠躲过实测不平衡电压（此时接地电流一般小于允许值1 A）整定，保护范围约95%，动作时限躲系统接地故障取5～6 s，出口方式跳闸。可以得到较为理想的大型发电机组定子接地保护3U0定值组合方案，同时也满足了《导则》规定，该整定计算原则在大型发电机组工程中得到了很好的应用，确保了发电机定子绕组及铁芯的安全，同时也有效规避了不必要的跳闸停机。