定子接地故障论文

定子接地故障论文（精选8篇）

定子接地故障论文 第1篇

水牛家电站是火溪河一库四级梯级开发的龙头水库电站, 大坝高108m, 库容1.4亿m3。厂房内安装2台35MW立轴混流式水轮机发电机组, 均为东方电气集团东方电机有限公司制造, 型号为SF35-12/3840, 额定功率35MW, 额定电压10.5kV, 额定电流2199A, 定子绕组接线方式为Y接线, 额定功率因素0.875, 额定转速500r/min, 于2007年5月1日投产。

运行中, 出现水牛家2号机组定子C相非直接接地。经多方面检查, 判定为因绝缘制造过程中有夹渣的制造缺陷而致定子线棒存在绝缘薄弱点。

2 故障过程

2.1 故障发生

水牛家水电站2号机组运行过程中, 发出“定子接地故障”报警信号, 申请调度同意后停机检查。通过检查机组WFB-811保护装置和监控系统事件记录:A相电压6.47kV、B相电压7.34kV、C相电压4.55kV, 零序电压27kV。初步判断为发现定子线棒C相存在高阻接地现象。

2.2 故障点的查找

查找发电机定子线棒接地点, 有的简单, 凭肉眼外观就能发现;有的棘手, 常规方法很难找出故障点。在退出发电机出口电压互感器, 解开中性点铜排等措施后, 首先通过2500V摇表摇对地绝缘, A、B相绝缘在20GΩ以上, C相绝缘仍为70kΩ左右, 确认C相接地。外观检查发电机本体、定子上下端部、发电机封母等处, 均没有发现明显损伤和焦黑痕迹。

对于有过渡电阻的水轮发电机组定子接地故障常用的有: (1) 泄漏电流法。直流耐压试验中当直流电压加在线棒上时, 用金属叉具探测存在绝缘缺陷的线棒端部电压, 根据电压或泄漏电流变化来判断; (2) 绝缘破坏法。采用突然加直流高压或加交流电压 (如5kV, 10kV, 20kV逐渐加压) 的办法将经小过渡电阻的接地击穿成直接接地, 加压时在保证安全的情况下, 须派人监视发电机放电点; (3) 二分法。在故障相绕相的1/2处将其并头套打开, 先判断出故障点在哪一半, 再继续用二分法查找故障点, 如此下去最终总能将故障点找到。

如何在最短的时间内找到故障点并将其排除, 对确保电网的安全经济运行具有极大的现实意义。我们当时采用了“电容放电法”查找故障点, 即在前面摇绝缘时解开中心点铜排和断开出口铜排连接基础上, 重新将中性点A、B相串联连接在一起, 在发电机出口铜排处用2500V的摇表对“A+B”串联线棒摇绝缘1min (注意:摇绝缘后暂不放电) , 再用充好电的“A+B”串联线棒对故障C相绕组突然放电, 在机坑内熄灯观察放电火花的方法寻找故障点。采用此方法, 我们顺利地确定了位于上层线棒第127槽上槽口靠齿压板5cm的位置有放电火花和放电声音。放电部位如下图1所示。

3 故障原因分析

为尽快修复线棒绝缘, 现场试图对线棒绝缘损坏点进行进一步的查找和处理, 但清理和削刮放电部位线棒表面后未发现放电故障点。清理和削刮后情况见图2。

由于放电位置靠近下层线棒方向, 在不吊转子的情况下无法进行处理和修复。随后申请水牛家电站2号机组转检修并对缺陷线棒进行更换处理。

在发电机转子吊出后即开展127槽上层线棒故障点查找和分析工作, 拔出上层线棒后, 仔细查看靠近放电槽口的下层线棒表面, 外观找不到任何放电痕迹, 之后用放大镜才找到是比针尖还小的故障点, 放电路径是沿127槽上层线棒表面经铁心阶梯齿处对地放电 (这也是为什么C相呈现高阻接地的原因) 。详见图3、图4。

查阅发电机出厂试验记录及新机投产时所做绝缘、直流电阻、定子绕组直流耐压和泄漏电流、交流耐压、温升等试验数据, 所有试验数据均合格。再结合现场检查放电处虽处于槽口但绑扎垫块紧固, 无电磁力作用线棒运动绝缘受损痕迹等情况, 最终确认线棒击穿的根本原因是127槽上层定子线棒在绝缘制造过程中有夹渣, 存在制造缺陷, 含夹渣的定子线棒在运行一段时间后绝缘劣化到一定程度导致接地。

4 处理措施

处理实施过程中, 试图对绝缘层进行刮削修复, 但经多次抛割打磨仍无法使绝缘恢复。然后, 又试图采用跨接的方式将接地线棒短接的临时处理办法, 由于工作空间狭小, 经一整夜处理进展缓慢, 还存在处理不彻底, 磁场不平衡和振动温升等不确定隐患, 处理时间也较长。

为了避免故障重复发生, 最终决定吊转子查明原因后彻底进行处理。在吊转子后查明根本故障原因是由于127槽上层定子线棒存在夹渣的制造原因后, 立即采取用原随机组供货同步提供的备品线棒更换处理。处理过程中采取完善电机下线、端部固定、绑扎的工艺及质量监控措施, 严控发电机填充物未完全固化就进入下一道工序, 防止铁磁物质及颗粒杂物卡在绑带及线棒间 (以避免在以后运行中电磁力作用下运动磨损绝缘) , 施工现场严格使用清洁鞋、衣, 操作人员穿联体工作服, 进操作区域换穿清洁鞋, 金属物品、使用工具放置箱内, 重点控制定子线棒端部、出线盒等部位杂物, 保证发电机线棒接头焊接质量等措施。

在制造厂和公司生产技术人员的协同努力下, 水牛家2#机组历时5天完成线棒更换工作。做绝缘、直阻、直流耐压和泄漏电流、交流耐压以及“正加压”法测手包绝缘的泄漏电流等试验, 试验数据全部合格后, 进行开机试验, 机组顺利并网发电。

5 防范事件重复发生的对策

在出现了127槽线棒接地故障后, 为了防范类似事故重复发生, 除了采取呆转子对127槽线棒更换工作外, 还采取了以下对策:

(1) 对水牛家两台已投运机组进行全面的检查, 检查定子槽口楔块是否存在松动, 进行吹扫端部颗粒灰尘和清洗油污工作;

(2) 完善质量管理体系, 对后续在建电站发电机严格按DL/586-2008导则进行驻厂监造, 从原材料采购、原材料入厂检验, 加强质量检查和验收管理;

(3) 加强运行监视, 监视运行机组负序电流变化, 特别注意若负序电流增大不返回情况应果断停机处理;

(4) 加强定子绕组温度和层间测温元件温差监视, 若线棒温度超限和任何线棒层间温差达15K, 应采取措施降负荷运行, 待时机成熟检查原因等;

(5) 对同类已投产机组, 利用检修机会对定子端部检查, 还应做整机起晕试验, 发现可疑现象及时处理。

参考文献

[1]李开相, 张辉, 郑淼.水轮发电机定子线圈接地的寻查[J].贵州水利发电, 2010 (04) .

定子接地故障论文 第2篇

关键词：发电机；定子接地；电压互感器

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）07-

随着电力事业在我国的飞速发展，一些地区开始呈现出小电网大机组的特征，再加之单机容量的不断增大，使得定子接地保护越来越重要。一般情况下发电机中性点都采用经高阻抗接地的方式或不接地的方式，如果定子绕组采用单相接地，就可能会导致匝间短路或发电机定子绕组相间，因为发电机电压系统在流过故障点时对地的电容电流而生成的电弧可能会将铁芯灼伤。

1 发电机定子接地保护的要求

大型发电机的结构比较复杂，一旦损坏会很难修复，并且大型发电机在整个系统中的地位十分重要，所以需要在大型发电机上安装无动作死区，且灵敏度较高的定子单相接地保护。针对于主变压器直接连接的大规模的发电机定子单相接地保护的要求是可以查出发电机中性点周围保护范围为100%的接地故障，并且要求还需要可以监测出水内冷发电机中性点附近的绕组绝缘下降，绝缘水平会因为中性点附近的漏水现象而降低，不断的漏水现象还可能导致线棒在相邻线槽中绝缘或者同一线槽的损坏，进而引发相间短路或匝间短路。出线端附近如果出线接地故障，发电机中性点对地电压的升高会导致靠近中性点的绝缘下降以及发生部分闪络，最终引发两点接地故障和发电机的严重损坏。在母线上直接联接着的发电机定子绕组如果出线单相接地故障，在忽略消弧线圈的补偿作用并且发电机电压网络的接地电容电流超过5A的时候，应当安装跳闸与动作的接地保护。然而，如果没有设置安装专门的定子绕组接地保护，那么可以利用与母线电压互感器连接的绝缘监视设备产生信号。在发电机电压回路三相对地电容电流超过5A的情况下，应当安装消弧线圈予以补偿，如果三相对地电容电流少于5A的情况下，可以在接地点运行少许时间之后适时移转负荷和停机。据此我们认为接地电容电流大于5A的情况下，铁芯由于灼伤严重将很难修复；如果接地电容电流少于5A的情况下，铁芯只是被轻微灼伤。事实上在运行中，定子铁芯可以被允许存在适当的损坏，被熔化铁芯的体积和被熔化的迭片数量和铁芯被灼伤的程度都需要限制在一点的范围内。

2 发电机定子接地的保护方式

发电机定子接地保护装置在100%保护区大致可以分为两大类：首先是定子接地故障时利用发电机自身的电势产生相对应的电压或电流作为保护的参量。另外定子接地保护的方式是外加电源的，这种发电机定子接地保护装置的原理是当发电机在正常的运行过程中，当发生单相接地故障以及三相定子绕组对地绝缘时，将损坏定子绕组对地绝缘，加入一个信号电源在大地和发电机定子回路之间，如果运行正常，则不会有电流产生，一旦接地故障再次发生，则会引发相应的保护动作，即相对应的接地电流由外加信号电源产生。通常情况下都采用第一种类型，这是由于定子接地保护的方式是外加电源的不可靠。

2.1 零序电流定子接地保护

零序电流定子接地保护装置通常是由安装在发电机端的电流继电器和相应的零序电流互感器组成。如果发电机零序电流保护接在零序电流互感器上，那么它的整定值的选择可以是：（1）零序电流定子接地保护装置的一次动作电流的灵敏度应当较高，并且不能超过5A。（2）在外部的单相接地被避免时，零序电流互感器的一次侧三相导线和发电机自身的电容电流排列不对称，会引发的不平衡电流在二次侧。（3）为避免外部单相接地发电机的瞬间暂态电容电流的影响，则保护装置通常需要1～2s的时限。（4）在相间保护动作的时候需要把接地保护锁闭，以避免外部相间短路引发的不平衡电流，造成接地保护的误动作。

2.2 基波零序电压定子接地保护

基波零序电压在发电机定子回路的各点是相同的，所以定子接地保护以基波零序电压作动作参量根本无法区分接地故障点在发电机的外部或者内部。发电机中性点在大中型发电机组中如果以消弧线圈接地的时候，定子接地仅发信号，同时较小数值的故障电流被补偿；如果发电机中性点在大中型发电机组中以接地变压器高阻接地的时候有较大的故障电流。动作电压一般以5～15V为宜，为使保护动作的选择性得到保护，避免高压侧接地故障的耦合过电压和在正常运行过程中产生的不平衡电压。由于此种保护有超过5%死区，所以在中小型机组的发电机定子接地保护中较为适用。

2.3 100%定子接地保护

针对大中型机组来说，如果出现机械损伤或者其他情况时，在发电机中性点周围的绕组比较容易出现接地故障。如果没有立即发现和处理此种故障，则容易造成定子两点接地故障、相间短路或者匝间短路。因此，100%的定子绕组的接地保护装置在现代大中型机组中是必不可少的。

3 发电机定子接地保护动作的实例分析

3.1 发电机定子接地保护动作的原因分析

100%定子绕组接地保护在很多发电厂可能出现误动，经分析这种情况归因于发电机中性点接地的方式。一般当发电机中性点经消弧线圈接地或者直接接地时，机端三次谐波电压通常要小于中性点的三次谐波电压。机端三次谐波电压在电机的中性点经配电变压器接地时通常要大于中性点的三次谐波电压，保护装置的动作量大于制动量，保护出现误动作。

3.2 处理措施

通常情况下，接地变压器高阻接地故障电流大约是接地电容电流的1.4倍。接地故障电流会随着接地变压器电抗的增大而减小。这不仅会导致限流作用和消弧线圈相比相差甚远，故障点能量加大，而且还可能造成故障电流增大，提高了可靠性和保护灵敏度。发电机中性点接地的方式要与发电机定子接地的保护方式相适应，依据我国相应的发电机单相接地电流允许值的规定来限制保护投入方式，投跳闸需要在接地电流比允许电流大的时候，而投信号在接地电流允许的电流值范围之内。

4 结语

发电机在实际的运行过程中，应当能够应对突发性情况，及时、积极地处理故障，尽可能地把损失降低到最低。发电机中性点接点方式的选择需要考虑传递过电压对绝缘的损耗、暂态过电压、定子单相接地故障电流对铁芯的消耗、正常运行情况下的中性点位移电压以及定子单相接地保护的出口和整定的动作方式等问题。

参考文献

[1] 杨中国.发电机中性点直接接地引起发变组保护动作分析及预防[J].企业科技与发展，2009，（18）.

[2] 唐军武.一起300MW发电机定子接地保护动作及故障分析处理[J].电站系统工程，2010，（1）.

[3] 韦兴安，毛明慧.135MW汽轮发电机定子接地故障的检查与处理[J].企业科技与发展，2010，（20）.

[4] 赵曼勇，舒双焰，赵有铖.高压电网防保护死区电流互感器保护绕组的配置及反措[J].电力系统保护与控制，2010，（5）.

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[6] 郭家虎，张鲁华，蔡旭.双馈风力发电系统在电网三相短路故障下的响应与保护[J].电力系统保护与控制，2010，（6）.

[7] 曹亚旭，邵鹏，景中炤，张学众，张志宏，张宏基，靳巍.变压器中性点运行方式分析[J].电力系统保护与控制，2010，（5）.

[8] 徐振，张方军，金文兵.发电机定子接地保护改造方案及其实现过程的分析[J].继电器，2006，（14）.

作者简介：王立文（1975-），吉林白山人，供职于华润电力（贺州）有限公司，研究方向：机电保护。

定子接地故障论文 第3篇

锦屏水力发电厂#6发电机于2013年8月30日正式投入运行, 系哈尔滨电机厂有限责任公司生产的单机容量为647.5 MW的混流式水轮发电机, 发电机额定电压为20 k V, 额定功率因数为0.925 (滞后) , 为自并励方式。电站发电机经发电机机端出口断路器 (以下简称GCB) , 离相封闭母线与主变压器组成单元接线, 500 k V侧采用4/3接线。发电机中性点经接地变压器接地, 接地变容量280 k VA, 变比为20/0.86 k V。发电机变压器组配置了2套RCS-985GW发电机保护, 其中不同的是A套配置的为外加电源发电机定子接地保护, B套配置的为基波零序电压加三次谐波定子接地保护, 2套RCS-985TW变压器保护和1套RCS-974FG非电量保护。变压器保护主要配置了变压器纵差、主变复压过流保护、主变接地后备保护、主变间隙后备保护、主变过励磁保护。

2事故概况

某日16:11#6发电机A套注入式定子接地保护零序电流跳闸, B套基波零序电压高定值定子接地保护动作跳闸, 主变低压侧消谐装置接地报警, 甩负荷后频率升高导致过频保护动作。GCB跳开后, 主变继续经厂高变带厂用电运行。定子接地保护定值见表1。

#6发电机保护A套定子接地保护动作后, 现场查看保护屏显示动作情况见表2。从表2可以看出发电机中性点零序电流923 m A大于其保护设定值900 m A, 动作出口延时为保护动作延时设定值0.5 s与继电器动作时间的和, 保护为正确动作。

#6发电机保护B套定子接地保护动作后, 现场查看保护屏显示动作情况见表3。从表3可以看出发电机中性点零序电压22.78 V大于其保护设定值20 V, 动作出口延时为保护动作延时设定值0.3 s与继电器动作时间的和, 保护为正确动作。

备注1:发电机保护过频动作时间1 ms为装置动作报文时间, 动作报文时间存在显示不准的情况, 但经实际保护定值校验, 实际过频保护正确动作。

3动作波形及数据分析

现场确认保护相关二次回路完好, 查看故障录波数据, 故障发生时#6机组机端A相电压为73.03 V, B相电压为46.3 V, C相电压为58.81 V, 机端零序电压为27.09 V。在#6 GCB跳开后, 主变低压侧三相电压波形在1 700 ms内一直是B相电压低, A、C相电压高且零序电压略有增大, 在1 700~2 000 ms之间主变低压侧三相电压周期性轮流上升, 在2 000 ms后主变低压侧三相电压值恢复正常, 零序电压降为0。

3.1故障类型及故障点位置分析

发电机发生接地故障, 当接地阻抗为Rf时, 零序电压U0=-Eb/ (1+j3ωCgRf) [1], 当Rf=0~∞时, U0= -Eb~0。设K=-U0/Eph, 0<

式中, Eph为额定相电压, ω=2πf, Cg为相对地电容, Uad、Ubd、Ucd分别为故障后A、B、C相对地的电压。

随着Rf的改变, 由图1和三相对地电压公式可以推算出, 若发生接地故障, 则B相 (故障相) 对地相电压一定小于额定相电压, 则A相 (超前相) 电压一定大于额定相电压, 而C相 (滞后相) 电压只有在当0

根据#6机组故障录波数据, A相电压最高, B相电压最低, C相电压基本不变 (K=E0/Eph=27.09 V/ 58.7 V=0.46<0.655) , 且#6 GCB跳开后, 机端电压立即恢复正常, 而主变低压侧电压继续保持故障波形, 由此可判定故障类型为B相经过渡电阻接地故障, 故障位置是位于#6 GCB至主变低压侧及厂用电变压器高压侧段封闭母线, 主变低压侧电压互感器PT一次连接部分中的某处。

3.2谐振情况分析

对于中性点不接地系统, 当系统发生单相接地故障时, 故障点流过电容电流, 非接地相中的超前相电压升高且大于滞后相电压。但是, 一旦接地故障点消除, 超前相在接地故障期间已充的线电压电荷只能通过电压互感器PT高压线圈经其自身的接地点流入大地, 在这一瞬间电压突变过程中, PT高压线圈的励磁电流就要突然增大, 甚至饱和, 由此引发谐振。另根据不同谐振的不同特点 (分频谐振特点:三相电压周期性轮流上升, 发生低频波动[2], 过电压较小;基波谐振特点:某一相相电压低, 但不等于零, 另两相电压高于线电压;高频谐振特点:三相电压都升高, 过电压较高) 综合分析, 可以得出结论, 故障发生约1 700 ms (相对时间) 后消失, 随即发生分频谐振, 由于消谐装置的投入, 在2 000ms (相对时间) 后谐振消失, 主变低压侧三相电压又恢复正常, 主变低压侧三相电压分频谐振录波波形如图2所示。

3.3停机检查结果

当天对发电机、GCB内侧封闭母线段全面检查并做直流耐压及空转升压试验后, 均没有发现问题。20天后停机消缺, 对GCB外侧至主变段封闭母线做耐压时, 发现B相靠近主变低压侧PT附近的封闭母线的绝缘子完全破碎。检查结果说明之前对于故障类型和故障点的分析是正确的。

4进一步对比分析及存在的问题

定子接地保护接线示意图如图3所示, 根据图3可知, 发电机A套定子接地保护 (注入式) 零序电流取自主变低压侧4TA0 (0.5 (电流互感器准确等级) ) , 变比为800/5 A, 故障录波发电机中性点接地电流取自3TA0 (5P30 (电流互感器准确等级) ) , 变比为50/1 A。

发电机A套定子接地保护动作时刻故障录波检测到的发电机中性点接地电流值如图4 (横轴为时间) 所示。从图4可以看出, 发电机B套定子接地保护最先动作出口, 之后GCB成功分闸, 发电机中性点零序接地电流随之衰减, 发电机A套定子接地保护最后跳闸出口。各装置时间对比如表4所示。

注:发电机保护B套与故障录波装置的机端零序电压是取自同一个机端电压互感器。发电机保护A套的中性点零序电压取自985U装置的分压电阻, 发电机保护B套中性点零序电压是取自接地变二次电阻的五分之一。

从表4的故障录波装置数据可以看出发电机B套定子接地保护在16-11-44-025 (时-分-秒-毫秒, 下同) 动作出口, 发电机机端出口断路器在16-11-44-069跳开, 而16-11-44-082时发电机中性点接地电流 (3TA0) 就已经降到0.055 A (折算到发电机A套所用 (4TA0) 二次侧为0.4 A) , 但是发电机A套定子接地保护竟然在16-11-44-225动作出口。单从故障录波数据来看, 既然发电机中性点接地电流在保护延时到达之前就已经降到保护定值之下了, 那么保护就不应该再动作出口。考虑到保护装置动作与否关键是看装置本身的采样, 故打印保护装置的动作报告及故障波形, 发现保护装置本身的采样与故障录波装置存在较大不同。

根据表4来看, 保护装置是正确动作。又因发电机保护装置与故障录波装置都是采用GPS B码对时, 由此引发一个问题, 那就是为什么同一个模拟量在不同的装置其消失的时间不一样, 且相差如此之多?可能的原因包括:一次设备特性影响, 保护装置采样算法。

另外, 此次单相接地故障位置位于GCB与主变低压侧段的封闭母线上, 定子接地保护跳开GCB后, 故障并没有消失, 且此时故障处为不接地系统, 所以故障电流很小, 唯一能够反映故障情况的保护只有主变低压侧零序电压保护, 但是主变低压侧零序电压保护只使用报警功能, 所以也无法切除故障。幸运的是此次故障为短时间故障, 在持续了2 s后自行消失, 否则后果难以预计。

5建议

1) 为了更好的对比发电机中性点接地变高低压两侧的接地电流及中性点零序电压, 衰减时间差异到底有多大, 可以把发电机中性点接地变低压侧接地电流、中性点零序电压也接入故障录波。并在后续检修中进行定子一点接地试验, 进一步验证保护装置与故障录波之间的差异关系, 方便以后问题分析。

2) 建议保护厂家在主变低压侧零序电压保护出口逻辑里增加判断GCB位置的功能, 在GCB分位时其保护出口跳闸, 否则只能报警。

6结语

离相封闭母线在整个发电系统中作用重大, 而一直以来离相封闭母线的检修维护却没有得到重视, 这次因为封母绝缘子破损而导致主变低压侧一点瞬时接地, 定子接地保护跳闸给所有人敲响了警钟, 大家应该充分吸取这次事故的经验教训, 加强对封母及其附属元件的检查维护, 保障电力系统的可靠稳定运行。

参考文献

[1]张兵海, 苏艳宾, 马彦河, 等.TV故障引起的发电机定子接地保护动作分析[J].河北电力技术, 2011, 30 (4) :5-6.

定子接地故障论文 第4篇

发电机定子绕组单相接地故障是发电机常见的一种故障[1]。 发电机单机容量增大使得定子绕组对地电容增大,当接地电流较大时,将造成定子铁芯灼伤并容易发展成更严重的故障[2,3]。 国内外学者对发电机定子单相接地故障仿真和保护做了大量研究,目前应用的主要原理有:基于基波零序电压[4,5]和3次谐波电压[6,7]构成的100% 定子接地保护、外加信号的注入式定子接地保护[8,9],这些保护在现场得到广泛应用,但是均不能实现故障选相和定位功能。研究发电机定子单相接地故障的选相能扩展目前定子接地保护的功能,减小检修故障工作量,为快速排查故障提供依据。

文献[10 - 12]利用发电机端三相电压的大小比较实现定子接地故障选相,考虑电压最低相为故障相。 但分析表明,发电机定子单相接地故障时,电压最低相不仅与中性点接地方式有关,还与定子绕组对地容抗和接地过渡电阻有关。 针对中性点经配电变压器高阻接地且接地电阻值不大于定子三相对地容抗的发电机,该方法可行,但当发生单相经高阻接地故障时,该选相方法的灵敏度很低;若发电机中性点不接地或经消弧线圈接地,当定子单相经高阻接地故障时,会出现误选相。 文献[13]分析了定子单相接地故障初始半波期间的行波信号,利用凯伦贝尔矩阵进行了相模变换,利用接地行波的模量特征实现故障选相。 文献[14]在此基础上给出了基于电压行波信号的故障定位方法,但发电机行波首半波持续时间很短,保护测量困难,并且当在工频相电压瞬时值过零点时发生定子绕组单相接地,该保护很难反应。

针对上述问题,本文提出了一种利用零序电压突变量 ΔU0和A相电势EA相位特征的发电机定子单相接地故障选相新方法,并利用仿真数据进行了验证。 该方法扩展了传统定子接地保护的功能,提高了选相算法的抗过渡电阻能力。

1 发电机定子单相接地故障特征分析

1.1 定子单相接地时故障特征分析

发电机定子绕组A相接地故障的示意图如图1所示,α 为故障点到中性点的定子绕组匝数占总绕组匝数的百分比,用以表征故障位置大小。

图1 中,CA、CB和CC分别为定子绕组A、B、C相对地电容;Rf为接地故障电阻;E(α)为故障点到中性点的电动势;If为故障点的接地电流;EA、EB和EC分别为发电机定子A、B、C三相的电动势;U0为故障后的零序电压;Z为中性点的接地阻抗,其数值与发电机中性点接地方式有关。

正常运行时:

其中,U0(0)为故障前的零序电压;为发电机三相对地总电容。

发生单相接地故障后,忽略分布电容产生的暂态电压分量,仅考虑基波电压分量,由图1 可得:

联立式(1)—(3)可得:

其中,ΔU0为故障后零序电压的突变量。

当发电机参数三相对称时,正常运行时产生的零序电压U0(0)= 0。 当发电机三相电压不对称时,由式(4)分析可得:正常运行时产生的零序电压U0(0)对故障后零序电压突变量 ΔU0的影响与故障位置有关。

当故障位置 α 较小时,U0(0)的影响较大,但单相接地故障所允许的最大过渡电阻小,传统的低电压选相可正确判别。 当故障位置 α 较大时,取 α > 40 %,正常运行时的零序电压U0( 0 )已远远小于故障位置绕组的合成电势E(α),可以忽略U0(0)对 ΔU0的影响。

当故障位置 α>40% 时,式(4)可近似表示为:

发电机定子绕组单相接地故障时,传统分析均假设E(α)=αEA,考虑到电动势E(α)的相位角 θ,本文定义E(α)=αEA(1 + j tan θ),代入式(5)可得:

忽略正常运行时的零序电压和发电机定子绕组的压降,则机端三相对地基波电压表达式为:

1.2 不同中性点接地方式时机端电压分析

1.2.1 中性点经高阻接地方式

当中性点经接地变压器接地时Z = RN,RN为接地变压器负载电阻的一次值。 为使间歇性单相接地故障产生的尖峰过电压小于2.6 倍的额定电压,变压器负载电阻设计原则为:其折算到一次侧的阻值应不大于发电机定子侧系统对地电容的容抗[15]。

一般按照发电机单机运行时取:

其中,CB鄱为发电机外部连接设备的三相对地总电容。

将Z = RN代入式(7)—(9),比较机端三相电压的有效值可得:

文献[10 - 11]指出,对于中性点经高阻接地方式,当发电机负载电阻时,故障相电压最低,但上述结论忽略了绕组合成电势的相位角。 目前,大型发电机多采用分支结构,其绕组合成电势既可能超前相电势,也可能滞后于相电势。 当绕组合成电势滞后于相电势,即 θ 为负值时,由式(11)可得,可能出现。

文献[1]指出,某些大型发电机,如二滩水电机组,已不按设计,即不由动态过电压条件来决定RN,完全按照尽量减小单相接地电流来选择,此时RN值较大。 由发电机中性点经接地变压器接地,取其负载电阻,其中为发电机定子绕组和外部连接设备的三相总对地容抗,绕组合成电势E(α)的相位角 θ= -10°,以机端A相经过渡电阻接地短路为例,根据式(7)—(9)计算机端三相电压,发电机机端三相电压大小与接地故障电阻的关系曲线如图2 所示,其中纵坐标U / EA表示机端三相电压的标幺值,U、EA分别表示相电压和A相电势的有效值,横坐标表示接地故障电阻与三相总对地容抗的比值。

由式(11)、(12)和图2 分析可得:当不完全按照设计时,经高阻单相接地时,A相和B相电压大小比较接近,基于相电压大小的选相算法可能难以识别故障相别。

1.2.2 中性点不接地方式

当中性点不接地时,将Z=∞ 代入式(7)—(9),比较机端三相电压的有效值可得:

发电机中性点不接地,考虑绕组合成电势E(α)的相位角 θ = 0°,以机端A相经过渡电阻接地短路为例,根据式(7)—(9)计算机端三相电压,发电机机端三相电压大小与接地故障电阻的关系曲线如图3 所示。

由式(13)、(14)和图3 分析可得:中性点不接地方式下,发电机A相经过渡电阻接地时,电压最低相不一定是故障相,其故障点绕组合成电势的相角和接地电阻大小有关。 当 θ = 0°,过渡电阻和定子绕组总对地容抗比值小于时,故障相电压最低;当接地过渡电阻和定子绕组总对地容抗比值大于,即时,,B相(非故障相)电压值最低。 当绕组合成电势相位滞后于相电势时,所需接地电阻值更小,就可能出现非故障相电压值最低。 高阻接地故障时,基于相电压大小的选相元件会出现误选相。

中性点经消弧线圈接地时Z = j XN,XN为消弧线圈的电抗。 发电机一般采用欠补偿方式,定义补偿度系数。 发电机A相经过渡电阻接地时,机端三相电压的特征相当于中性点不接地时发电机总对地电容减小为。 中性点经消弧线圈接地时,电压的故障特征与中性点不接地相似,仅需将中性点不接地方式的替换为。

综合几种中性点接地方式可得:发电机A相经过渡电阻接地时,电压最低相不一定是故障相,其与发电机中性点接地方式、定子绕组对地电容和接地电阻大小有关。 基于相电压大小的选相元件在高阻接地故障时灵敏度低,且可能出现误选相。

2 基于电压相位特征的故障选相

2.1 启动元件

当接地过渡电阻很大、接地位置非常靠近中性点时,基波零序电压可能比较小,会影响电压相位的精度,设置基波零序电压的下限U0min,只有超过U0min时才计算相位。 U0min可以取定子接地保护动作门槛值,即15% 的额定电压。

2.2 定子单相接地时电压相位特征

相电压选相元件在高阻接地故障时灵敏度较低,甚至出现误选相。 为了有效实现故障选相,本文分析了定子绕组接地故障时零序电压和相电势的相位关系,提出了一种基于电压相位特征的故障选相方法。

定义零序电压突变量 ΔU0和A相电势EA的相位角 фm为:

其中,发电机A相电势EA不能直接测量,可由计算得到。

取基波零序电压保护的定值为15 V,由式(5)可得,在发电机中性点不接地情况下,机端单相接地短路时能反应的最大过渡电阻,故取过渡电阻Rf的分析范围为。

以定子绕组A相接地为例,将式(6)代入式(15)可得:

过渡电阻Rf取时,分析不同中性点接地方式时фm的变化范围。

(1)中性点经高阻接地方式。

фm范围为。其中,θ1表示绕组电势滞后于相电势的角度;θ2表示绕组电势超前于相电势的最大角度。

为了抑制尖峰过电压,一般按照设计,此时фm范围约为[135° + θ1,180° + θ2]。 其中,Rf= 0 时对应 фm= arg ( ΔU0/ EA) 趋向于180° + θ2; 当趋向于6.7 时,对应 фm=arg(ΔU0/ EA)趋向于135°+θ1。

即使不按照设计,考虑时,,即 фm范围为[110°+θ1,180° + θ2]。

(2)中性点经消弧线圈接地。

фm范围为。考虑发电机采用欠补偿方式, 取补偿度系数,即 фm的范围为[125°+θ1,180° + θ2]。

(3)中性点不接地方式。

фm范围为,即[100°+θ1,180° + θ2]。

单相接地故障时,零序电压突变量 ΔU0和A相电势EA的相位角фm与故障点绕组合成电势的相位θ 有关。

大型汽轮发电机转速较高,多采用三相隐极式同步发电机,每分支两绕组,绕组按60° 相带分布。对于每相两分支按60° 相带分布的大型汽轮发电机,定子绕组槽数为z,极对数为p,相数为m,每极每相槽数q =z / (2pm),发电机电角度 β=p×360° / z。超前相电势的绕组合成电动势E(α)与相电动势Eφ的相位 θ(α)和故障位置 α 的关系为:

其绕组合成电势的角度极限值为30°,且当 α大于40% 时,θ 小于20°,故 θ2取合成电势相位超前于相电势,θ2= 20°。

θ 的大小随故障位置的增大而减小, 机端故障时绕组合成电势的相位角度为0°。 θ1的取值应考虑合成电势相位滞后于相电势。 上述取分析时,为机端故障,θ1为0。

由于 θ1和单相接地所承受的最大过渡电阻都与故障位置 α 有关。 前面分析时考虑任意位置故障时过渡电阻最大值均为,考虑到所承受过渡电阻和故障位置的关系,故障位置为 α 时,所承受的最大过渡电阻为Rfmax,θ1的取值应为:

对3 种中性点接地方式分析得 θ1的最大取值为 θ1= - 5°。

大型水轮发电机转速较慢,多为凸极发电机,极对数较多,每极每相槽数q一般为分数槽绕组,范围为2~4;由于定子绕组每分支匝数较多,故定子绕组合成电势与相电势的相角差相比于汽轮机小得多。

同理可得B相和C相接地故障时фm的变化范围。

由上述分析可得,不同故障相时零序电压突变量和发电机A相电势的相位关系如表1 所示。

2.3 选相算法及其性能分析

根据零序电压突变量 ΔU0和A相电势EA的相位关系,给出故障选相方法如下。

a. 由基波零序电压保护作为启动元件,检测定子绕组单相接地故障。

b. 当基波零序电压和三次谐波电压保护均动作时,检测为靠近中性点侧故障,利用低电压保护选相。

c. 仅基波零序电压保护动作, 计算零序电压突变量 ΔU0和EA的相位角。 当90°≤arg(ΔU0/ EA)≤210° 时, 表明A相接地; 当-30° ≤ arg (ΔU0/ EA) ≤90° 时, 表明B相接地; 当-150° ≤ arg (ΔU0/ EA)≤-30° 时,表明C相接地。

画出以EA为基准相量的选相区域图,如图4 所示,其中故障区域对应最严重的中性点不接地方式,零序电压突变量 ΔU0落在不同的相位区,对应于不同的故障相。

对发电机中性点不接地、经高阻接地和经消弧线圈接地3 种方式下选相算法的灵敏度进行分析。其中,设消弧线圈的补偿度系数v = 0.75,接地变压器的负载电阻。 取绕组合成电势E(α)与相电动势Eφ的相位 θ = 0°,过渡电阻Rf的分析范围为。

根据式(16)计算相位角фm,不同中性点接地方式下 фm与接地故障电阻的关系曲线如图5 所示。

由上述分析可得,基于零序电压突变量相位特征的选相算法特点如下。

(1)中性点的接地方式直接影响选相算法的灵敏度,中性点经高阻接地方式的灵敏度与中性点接地电阻值有关,当按照设计时,其灵敏度最高;带消弧线圈补偿的接地方式比中性点不接地的灵敏度高。

(2)单相经高阻接地故障时,该选相算法能可靠判别。

(3)发电机自身参数不对称影响相位的计算精度,其影响与故障位置 α 有关。 故障位置 α 较大时,影响较小,可忽略。

3 仿真分析

为验证上述故障选相算法的可行性,本文基于EMTP建立了发电机分布参数电路模型[1],即将定子每相绕组划分为n个单元电路,定子绕组的电阻、漏电感和对地分布电容都均分到各单元中,各单元绕组的电势幅值相等,相位考虑定子绕组按60° 相带分布,本文取n=5,如图6 所示。

发电机仿真参数[1]:额定容量PN= 550 MW,额定电压UN= 18 k V,定子绕组每相电阻Rs= 3.6 mΩ,每相电感Ls= 227.05 μH,每相对地电容CG= 1.686 μF 。取发电机出口母线相连的其他设备每相对地电容CT= 0.2 μF,高阻接地RN= 1 125.7 Ω(RN=2 XC鄱),消弧线圈电感LN= 0.8× ωLN= 1 / (3ωCG)=2.504 (H)。

考虑A相绕组电势滞后于相电势的分支上发生故障,故障位置 α=80%,接地电阻Rf分别为100 Ω、500 Ω、2 000 Ω、5 000 Ω、10 kΩ、20 kΩ,考虑发电机三相参数平衡和不平衡2 种情况,不平衡时取CA= CB,CC= 0.95CA,针对3 种中性点接地方式进行仿真分析,结果如表2 所示。

由表2 可以得出如下结论。

(1)利用低电压选相方法,以三相参数平衡的情况为例,采用中性点经高阻接地方式,过渡电阻大于5 000 Ω 时出现误选相;中性点不接地方式,过渡电阻大于2 000 Ω 时出现误选相,结果表明,发生高阻接地故障时,利用低电压选相方法在中性点不接地和经高阻接地方式都可能出现误选相。

(2) 基于零序电压突变量 ΔU0和A相电势EA相位角 фm的选相方法,适用于各种中性点接地方式。对于高阻接地故障,中性点经高阻接地和经消弧线圈接地方式均能够可靠选相。 中性点不接地方式下,低电压选相方法在接地电阻2 kΩ 时出现误选相,当接地电阻取10 kΩ 时,фm接近动作边界,但相比低电压选相方法,新的选相算法大幅提高了抗过渡电阻能力。

(3)当故障位置远离中性点时,发电机自身参数不平衡对算法的影响较小。 仿真结果与上述理论分析吻合。

4 结论

本文基于发电机定子绕组单相接地故障时零序电压突变量 ΔU0和A相电势EA的相位特征,提出了一种定子绕组单相接地故障选相的新方法,该方法完善了目前定子接地保护的功能,为快速故障检修提供依据。

定子接地故障论文 第5篇

1 定子接地保护配置情况

此大型水电站发电机通过接地变接地的高阻接地方式。发电机定子接地保护实现双重化配置, A套保护采用外加电源注入式定子接地保护;B套保护采用基波零序电压判据加三次谐波电压比率和三次谐波差动判据构成100%接地保护, 保护发电机定子绕组100%接地故障[1]。

水电站电气主接线如图1所示。

2 事故现象

2013年4月1日, 故障前#1机负荷600 MW, #2机负荷600 MW。凌晨05:25:26 CCS报警:“二号机组发电机A套定子接地保护动作”、“二号机组发电机B套定子接地保护动作”、“二号机组发电机出口开关202分位”、“二号机组灭磁开关分位”、“二号机组发电机A套频率保护动作”、“二号机组发电机B套频率保护动作”。报警发生后, 运行人员立即现场检查, 发现#2发电机保护A套保护屏上有“定子接地零序过流、注入式定子接地、过频保护动作”信号, 动作时刻:05:25:06:115。#2发电机保护B套保护屏上有“定子零序电压高段、过频保护动作”信号, 动作时刻:05:25:06:150。

3 事故处理

事故发生后, 运行人员监视#2机停机流程的执行, 密切监视#1机运行情况。检修人员现场检查#2发电机各部位均未发现明显接地点。保护人员经查看保护装置报文和故障录波数据, 发现#2发电机A相电压降低至4.9 V, B相电压升至100.6 V, C相电压升至103.3 V, 由此判断发电机A相发生接地故障, 且由保护装置动作相关数据估算出故障点距发电机中性点91.6%以外的范围。判断出故障点的位置后, 检修人员进行了如下处理:

(1) 待#2机停机后, 断开发电机中性点接地隔刀, 在接地隔刀静触头上整体测量发电机、IPB、电压互感器PT柜、励磁变A相的绝缘, 发现绝缘电阻值测量不出, 摇表显示“接地”。

(2) 断开发电机出口软连接后, 同样在接地隔刀静触头上整体测量发电机、IPB、PT柜、励磁变A相绝缘, 绝缘良好。

(3) 断开励磁变上方软连接, 分别测量励磁变高、低压侧绝缘电阻, 发现其绝缘良好。

(4) 断开发电机出口A相PT柜上方软连接, 在软连接处测量A相PT绝缘电阻为205 kΩ (使用2 500V兆欧表) 。打开PT柜侧面盖板发现PT尾端星形接地电缆接头与A相20 k V高压母排接触, 电缆头接触部位与电缆屏蔽线间存在放电痕迹。

(5) A相出口PT接地情况如图2所示。而后检修人员清洁电缆头放电部位后, 发现其外绝缘完好, 屏蔽线部位被少许烧损, 重新固定电缆, 使电缆与20 k V母排保持15 cm左右的绝缘距离。同时, 检查了B、C相电缆, 电缆绝缘正常, 电缆与20 k V母排无直接接触现象, 且绝缘距离足够。处理后在A相PT柜上方软连接处测得发电机至GCB段整体绝缘电阻合格, 于2013年4月1日8点30分向运行处报告完工。

4 保护动作分析

4.1 保护装置数据分析

现场定子接地保护装置定值单及现场检查两套保护装置动作相关数据分别见表1、表2。

发电机定子绕组发生单相接地故障时, 其等效基波零序电路图如图3所示[2]。其中, α为中性点到故障点的绕组占全部绕组的百分数;E为发电机相电压;Rn为接地变二次负载电阻;XC为发电机三相对地总电容的容抗;RE为故障点的接地过渡电阻;IE为流过故障点的基波零序电流;IG0为接地变二次基波零序电流;In为接地变一次基波零序电流;IC为发电机对地电容流过的基波零序电流;nT为接地变变比;nCT为接地变二次电流互感器CT变比。

由等效电路可计算得:

发电机及其中性点接地变等的参数见表3。

将表2、表3数据代入公式 (1) 中, 计算出接地变一次基波零序电流:

从故障录波装置读取A套发变组保护装置动作时刻05:25:06:615发电机的中性点接地电流In″=0.654 A, 折算到CT一次侧In'=0.64530=19.35 A。根据公式 (1) 计算出的接地变一次基波零序电流与故障录波装置读出的接地变一次基波零序电流相差1.65 A, 误差达到8.5%。该误差主要是由接地变压器的传变引起, 由此说明保护装置采样正确。

发电机对地电容流过的基波零序电流:

流过故障点的基波零序电流:

发电机机端经过渡电阻发生单相接地时, 将IE代入公式 (3) 中:

由此可计算出RE为56.28Ω, 计算结果与保护装置波形文件显示录波数据0.05 kΩ相近, 56.28Ω接地电阻值出现时刻与保护装置打印出的动作报告完全吻合。

4.2 故障录波数据分析

从故障录波装置上调取的波形如图4所示。

从#2机组故障录波可看出, A相电压降低, B、C相电压升高, 属典型的单相接地故障特征[3]。故障前A相电压为58.7V, 故障后为4.9V, 差值为53.8V, 故障后机端零序电压达99.8V。由发电机机端基波零序电压计算故障点距离发电机中性点范围:

据此可判断出故障点位于发电机机端。在#2机出口断路器202跳开后, 主变低压侧电压恢复正常, 可以判断出故障点位于发电机出口至发电机出口断路器处。故障的查找可以集中在IPB、发电机励磁变高压侧、发电机出口PT一次侧。

5 事故后的经验教训

该事故是#2机组自投运以来发生的第一次事故, 与#2机同时投运的#1机也在#2机发生定子接地故障的前一天发生相同故障, 故障相也同样是A相, 由此说明该事故不是偶然性事故。通过该事故得出以下经验教训: (1) #2机从发生故障到完全处理完故障用时3 h左右, 极大地缩短了机组停机时间, 将损失降低到最低。故障的迅速处理得益于将蒜薹切成3~4厘米长的小段, 并切除蒜薹顶部的总苞和过细部分。保护人员迅速而准确的判断事故类型以及故障点的位置, 为检修人员迅速查找故障点提供了有利的帮助。 (2) 在机组正式投产发电前或检修结束后应根据规程要求测量一次、二次回路的绝缘电阻, 且记录实测绝缘电阻值。不宜只凭绝缘电阻值大于一定数值则判断绝缘合格, 而不记录具体数据。对于一次设备应计算记录出吸收比, 以便后续检修时作比较。 (3) #1、#2机都出现相同的故障, 说明发电机出口电压互感器在安装时就存在问题。安装人员应清楚设备的安全距离, 监理人员监督、检查及验收应及时发现该隐患。建议在建电厂施工过程中详细检查设备的安全距离, 防止类似事故的发生。

参考文献

[1]张保会, 尹项根.电力系统继电保护[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2]张琦雪, 席康庆, 陈佳胜, 王翔, 沈全荣.大型发电机注入式定子接地保护的现场应用及分析[J].电力系统自动化, 2007, 31 (11) :103-105.

注入式定子接地保护的调试方法 第6篇

定子单相接地保护是发电机继电保护系统的重要组成部分,它的正确灵敏动作将大幅降低发电机内部短路故障的发生率[1]。随着电力系统发电机单机容量的增大,发电机定子绕组对地电容的增加,对发电机定子单相接地保护也提出了更高要求。近些年,发电机大多采用变压器电阻接地方式(又称高阻接地方式),而采用这种中性点接地方式的机组也越来越多采用注入式定子单相接地保护。理论上,注入式定子接地保护的灵敏度与发电机工况、接地位置无关,该保护可保护100%的定子绕组,还可检测到接地过渡电阻逐渐降低的接地故障,因此装设该保护是非常有必要的。

近年来,国产保护也越来越多地配置100%注入式定子接地保护。华能威海电厂三期工程680MW机组采用南京南瑞RCS-985发变组保护,其中保护A柜采用基波零序电压+3次谐波电压的定子接地保护,保护B柜采用外加20Hz电源的注入式定子接地保护。本文结合现场调试情况,总结南京南瑞继保注入式定子接地保护现场调试方法。

1 注入式定子接地保护原理

20Hz定子单相接地保护是在发电子定子回路与地间外加一个20Hz的低频电源。发电机正常运行时,三相定子回路对地绝缘,20Hz电源只产生很小的电容电流;而发生单相接地故障时,注入电压、电流都将发生变化,注入电流将出现电阻性分量[2,3]。保护装置由于信噪比高,因此只需很小的偏移电压就能可靠动作。注入电压的频率应尽可能选择低频,以减小对地电容电流,同时考虑到电压互感器的励磁阻抗,频率又不能太低,最终选用20Hz。注入电压幅值一般为1%～3%发电机额定相电压值,因此不会影响发电机绝缘寿命。

保护装置以10Hz为基频采用傅式算法来计算20Hz分量。这种方法不仅可有效提取20Hz分量,还可滤除其它10Hz倍频干扰信号(包括50Hz工频)。发生接地故障时,定子绕组对地阻抗将发生变化,保护装置通过检测接地变压器二次侧的20Hz电压、电流信号,就可得到接地过渡电阻的二次值,并由此判定是否发生接地故障及接地故障的严重程度。实际应用时有高、低两个定值,高定值用于延时报警,低定值用于延时跳闸。

2 现场接线与调试

要准确测量定子回路接地过渡电阻,就必须先准确测量注入电压、电流信号,而后再折算到一次侧。由于现场中性点接地变压器、负载电阻、定子绕组回路电容的设计值与实际值常有较大差距,因此注入式定子接地保护在投运前必须通过现场试验来确定补偿值及相关保护定值[4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17]。

下面以华能威海发电有限责任公司三期工程680MW汽轮发电机组为例,介绍从现场接线到模拟接地故障的调试过程及注意事项。

2.1 现场接线

注入式定子接地保护的辅助电源装置为RCS-985U型,标准6U机箱,一体化设计,包括方波电源、带通滤波器、电阻分压器。其现场接线如图1所示。

现场接线有几点需要注意。

(1)为避免电压回路二次引线短路引起的短路电流流过中间电流互感器,造成定子接地保护误动,电压回路二次引线直接接在负载电阻Rn两端。

(2)电源输出线与电压二次回路引线不能共用,须分别接线。这是因为电压二次回路引线与电源输出线共用时,保护装置测量电压相当于保护屏测量时的注入电压,而电源输出线电缆的电阻与接地变压器二次电阻相差不大,电源输出线电缆分压对实际注入电压有非常大的影响,使测量值不准确。电压二次回路引线与电源输出线分开后,保护装置测量电压直接取自中性点接地电阻两端,两根引出线电缆电阻平均分加到分压电阻的两侧,对测量值的影响很小。文献[2]就分析了分压器电压取自不同位置时对保护测量电压的影响。

(3)注意中间电流互感器接线极性。

(4)分压器分压比α按发生机端单相金属性接地时,抽取电压在100v左右的原则进行选取。

2.2 现场调试

2.2.1 电源空载试验

断开外回路,测量RCS-985U电源装置空载时的输出电压UKZ (约为26.5V),而后短路电源,测量短路电流IDL(约为3A),最后根据以上两个测量数据计算出985U电源的内阻Rin。

2.2.2 电源负载试验

将外回路负载电阻全部接入,测量RCS-985U电源装置在带载时的输出电压UDZ、分压器两端负载电阻的返回电压ULF0,分压器抽取电压输入保护装置后经采样得到保护装置的测量值UG0,随后比较ULF0、UG0的理论值、实际值,就可验证接线及分压比的正确性。ULF0、UG0的理论值计算式为:

2.2.3 相角校正

保护装置是通过测量注入电压、电流的大小和角度来计算接地过渡电阻的,因此需要准确测量相角。由于电压、电流回路硬件检测通道相位存在延迟差异,因此须通过软件进行相角校正。相角可通过正常情况下的对地电容电流进行校正,也可通过负载电阻进行校正。

如果将接地变压器看成是理想变压器,那么发电机在正常绝缘情况下,注入电流表现为定子回路对地电容电流将超前注入电压90°,因此,正常状态下应先查看装置显示的相角(电压超前电流的角度),然后修改定值单中的补偿角,使补偿后的相角为270°。通常,这种校正方法可行,不会引起太大误差。另外,正常情况下测得的零序电流值可作为电流回路监视定值整定的依据。

鉴于负载电阻都是无感绕制(感抗为0),是纯阻性,因此借助负载电阻进行相角校正也是一个常用的方法。利用负载电阻进行相角校正的试验接线如图2所示,需要对原接线做临时改动,其中,中间电流互感器用于测量流过负载电阻的电流。从RCS-985U电源装置到接地变压器柜的接线都是通过接线端子,因此临时更改接线只需解开端子上的引线。显然,此时相角应校正为180°。

2.2.4 短路阻抗补偿试验

短路阻抗补偿试验是将接地变压器高压侧对地金属性短接。对注入式回路而言,这属于最严重的接地故障。此时注入电压信号被拉到最低,此最低电压值可作为电压报警回路定值整定的依据。

试验前,需将定值单中的“补偿试验状态”控制字投入,而后将接地变压器高压侧对地金属性短接,读取此时测量电阻、电抗二次值,并分别以此作为电阻、电抗补偿值输入定值。补偿后的电阻值接近于零。

2.2.5 模拟接地故障试验

模拟接地故障试验是接地变压器高压侧经不同阻值的过渡电阻对地短路,以此来验证保护装置测量的准确性。同时,为了充分验证保护动作的正确性,需在发电机静止、空载30%Ue状态下进行模拟接地故障试验;若条件允许,在发电机并网负荷状态下也进行一次模拟接地故障试验。需要注意的是,除了发电机静止工况,其它工况下的发电机中性点都可能有很高的测试电压,因此试验时应做好安全防护。

2.2.6 定值整定

经上述试验确定的补偿参数将不再改变,接地故障过渡电阻报警定值、跳闸定值及对应的延时按需直接整定,其它定值按下列方法整定。

(1)电压回路监视定值。对短路阻抗补偿试验中得到的最低注入电压Umin考虑一定的可靠系数就得到电压回路监视定值:

式中,Krel为可靠系数,取0.4～0.6。

若检测到注入电压小于监视定值,则认为出现电压互感器回路短路、开路,RCS-985U电源装置异常等问题,保护装置发出告警并闭锁保护。

(2)电流回路监视定值。对正常状态下的最低零序电流值Imin考虑一定的可靠系数就得到电流回路监视定值:

式中,Krel取0.4～0.6;Imin由2.2.3中得到。

若检测到注入低频电流小于定值,则认为电流互感器回路或RCS-985U电源装置出现异常,保护装置发出告警并闭锁保护。

(3)零序电流跳闸定值。除了接地过渡电阻判据外,注入式定子接地保护还有一个零序电流判据作为后备。其保护80%范围内定子绕组单相接地故障,反映流过发电机中性点连线的电流。零序电流跳闸定值整定为:

式中,UE,sec为发电机机端金属性接地故障时,中性点接地变负载电阻两端的电压;Rn,sec为配电变二次电阻值;nTA为配电变二次侧中间TA的电流变比。

2.2.7 现场调试结果

根据以上调试方法,华能威海发电有限公司机组调试记录如下:

(1)根据分压比选取原则,机组分压器分压比α选为2/5。

(2)RCS-985U电源装置空载时测得UkZ=29.1V,IDL=3.12A,Rin=9.327Ω;负载时测得UDZ=6.68V,ULF0=4.10V,UG0=1.61V。而ULF0的理论值为4.26V,UG0的理论值为1.70V,可见测量值与理论值基本相等。由此验证了接线及所选分压器分压比均正确。

(3)相角校正试验。正常状态下显示的相角(电压超前电流的角度)为278°,正常情况下参考值为260°,因此补偿角整定为15°。更改接线,依靠负载电阻进行校正,此时的相角为171.8°,则补偿角为351.8°,补偿后相角为180°,然后恢复接线,装置显示补偿后为270°;同时测得正常情况下零序电流为0.34mA,因此电流监视回路定值可设置为0.17mA。

(4)短路阻抗补偿试验。投入“补偿试验状态投入”控制字,短路接地变压器高压侧,读取测量电阻、电抗二次值分别为48.3、13.8Ω,将其作为电阻、电抗补偿定值。测量此状态下的20Hz零序电压为0.3V,因此电压回路监视定值可整定为0.15V。

(5)接地故障试验。模拟接地故障试验通常选取一两个电阻值即可校正保护装置检测的接地过渡电阻一次值。机组调试过程中,选择了多个电阻值分别在正常状态下校正相角和临时更改接线校正相角时进行模拟接地故障试验,试验数据见表1。

试验结果表明,按正常状态校正相角,测量值较准确,因此机组补偿角按正常状态下的值进行整定。当发电机升压到30%额定电压时,进行接地试验,测量数据准确,保护动作出口跳闸正确。

(6)零序电流跳闸定值。根据零序电流跳闸定值计算式可得定值为0.09A。

3 结束语

国产注入式定子接地保护与传统定子接地保护相比,具有不受机组运行工况影响,无保护死区的优点,是大机组接地保护双重化的新选择。

摘要：根据国产注入式定子接地保护在某大型机组中的应用,阐述注入式定子接地保护的原理,介绍保护的现场调试方法、定值整定及调试过程注意事项并给出了试验数据,指出注入式定子接地保护的优点。

定子接地保护在鲁布革电厂的应用 第7篇

关键词：100%定子,接地,保护装置,20Hz,信号发生器

1 装置情况

鲁布革电厂装机容量4150MW, 采用发电机-变压器组单元接线, 发电机定子绕组中性点通过一接地变压器接地。其中100%定子接地保护采用7UE22型20Hz电压注入式接地检测装置, 该装置能检测发电机定子绕组包括发电机中性点在内的单相接地故障。正常情况下, 主变绕组、发电机出口母线、发电机定子绕组对地绝缘。当发生定子绕组单相接地时, 故障点电弧将使定子绕组绝缘受损, 严重情况下发展为相间或匝间短路, 同时铁芯被电弧严重烧伤。为了避免这一现象的发生, 配置了7UE22型100%定子接地保护来快速切除包括发电机定子绕组包括中性点在内的单相接地故障。

2 工作原理

装置由20Hz信号发生器、带通滤波器及测量单元组成, 20Hz信号发生器的工作电压由机端PT提供, PT二次侧100V工频三相电压送入发生器, 生成的20Hz方波电压, 经带通滤波器转换为20Hz正弦波信号, 此正弦波电压施加在负载电阻Rb上, 通过接地变压器的二次侧传变到定子回路中, 这相当于在定子绕组中性点与地之间外加一个20Hz的交流电压。正常运行时, 该电压仅在发电机地电容 (Ce) 、出口母线地电容 (Cr) 、变压器地电容 (Cb) 及中性点地之间产生接地电容电流。这些电容电流汇集到发电机中性点接地变一次侧, 传变到中性点接地变二次侧, 反映到电流互感器CT的二次, 最后经低通滤波器滤波和整流器整流后成为比较元件的动作电流Imeas, 为了补偿这个电流, 20Hz信号发生器经电阻Ra引入一个电流, 该电流经整流器整流后成为反向补偿电流Icomp, 调整Ra使发电机正常运行时Imeas与Icomp大小相等, 方向相反, 这时比较元件中的电流等于或趋近于零, 保护不动作。当发电机发生单相接地故障时, 定子回路接地阻抗大大减小, 反馈到测量回路的动作电流Imeas骤增, 当Imeas大于整定电流时, 保护装置动作。

3 装置运行情况分析

分别对3#发-变组保护装置进行定检试验, 试验方法是在停机状态下用试验装置注入100V外加电压, 分别在定子中性点处、机端侧对地接入一可调电阻Re, 调整Re的大小模拟不同的接地过渡电阻, 记录不同接地电阻Re下对应的试验数值。

通过对比几年来的定检试验数据发现, 100%定子接地保护的动作电流Imeas呈逐年下降趋势, 也就是说装置的灵敏度在逐年下降, 说明当发电机定子绕组单相接地时, 100%定子接地保护装置有可能拒动。

根据图1分析可以看出, , 在E、Re’、Cg’一定的情况下, IM20的大小取决于加在Z上的电压U1, 而U1的大小又主要取决于Z与Zi的阻值之比。带通滤波器的内部实际是个RLC串联电路, 其阻抗的大小受频率影响。通过试验我们发现20Hz发生器输出电压频率由20Hz下降到了17Hz, 当发生器的输出电压频率调整为50Hz 时, 带通滤波器阻抗Zi=100欧;当频率为20Hz时, Zi=8欧;当频率为17Hz时, Zi=25欧。Z的数值非常小, 只有3.6欧, 而Zi的阻值已由20Hz频率下的8欧变为了25欧, 由于Z与Zi阻值之比发生变化, 导致Z上的电压U1减小, I20’减小, ISEF、Imeas减小, 从而使保护装置的灵敏度大幅降低。

图中:E-20Hz信号发生器输出电压;Zi-带通滤波器等值阻抗;Z-接地变压器负载电阻Rb与分压电阻的等值阻抗;I20'-20Hz故障零序电流 (折算到接地变压器副边) ;Re'-接地故障过渡电阻二次值 (折算到接地变压器副边) ;Cg'-单相对地等值电容 (折算到接地变压器副边) 。

4 新型定子接地保护的优越性

4.1 工作原理

7UM622型20Hz电压注入式100%接地保护动作原理不同于7UE22, 7UE22靠检测20Hz接地电流Imeas来反应故障, 当Imeas大于动作门槛Icomp时装置动作。新型100%接地保护装置采用两种不同的测量原理来检测发电机定子绕组的接地故障, 一种是阻抗测量原理, 另一种测量方法是检测接地电流的大小, 该段具有后备保护功能, 具有80%的保护范围。两种不同测量原理的保护段相互协同配合工作, 使新保护装置的技术性能得到很大提高。新型20Hz电压注入式100%定子接地保护装置逻辑判别由三部分组成:

1) 20Hz信号监视回路。

2) 接地电阻计算及越限值监视。

3) 独立的接地电流测量段。该段具有后备保护功能, 当ISEF大于整定值时发出跳闸命令。定值按照接地变最大二次额定电流的20%整定, 具有80%的保护范围。接地电流测量功能在全频率范围内都能正常运行。

4.2 优越性

1) 灵敏度更高:

大型机组定子绕组的对地电容较大, 导致测量回路中会有很大成份的20Hz容性电流, 这将影响7UE22型保护装置的灵敏度。新装置采用阻抗测量原理, 有效消除了对地电容的影响。此外, 带通滤波器阻值变化时, 测量回路中的电流、电压相应改变, 不会影响接地阻抗计算。因此, 装置的灵敏度不受影响。

2) 测量精度更高, 不受发电机运行工况的影响。

7UM622接地保护装置取几个周波的电压、电流计算接地电阻, 因此装置测量精度更高, 且机端电压变化不影响计算阻抗的数值。为了避免机组低频运转期间的测量误差, 装置采用两种不同测量原理进行故障检测。接地电流测量段的工作不受频率限制, 因此, 不会发生低速运转时的误动作。

3) 通过液晶显示屏, 可方便地监测。

此外, 装置本身具有20Hz信号回路监测功能, 有助于尽早发现20Hz信号发生器内部乃至接线回路上的故障。

4) 装置校准非常方便:

当定期检验中发现装置检测到的接地电阻偏差较大时, 可通过调整定值组中的接地电流修正角度和传变电阻, 使接地电阻测量值误差最小。

5 结论

定子接地故障论文 第8篇

1 检查、试验及分析

1.1 机端TV端子箱二次回路接线方式

现场发变组保护采用法国阿海珐公司生产的发变组保护, 其中A1柜、B1柜和发变组录波装置所采取的机端电压分别来自机端1TV、2TV、3TV, 发变组基波零序定子接地保护 (3U0) 所采用的零序电压来自发电机中性点的接地电抗变压器二次侧。送至发变组保护的机端TV二次绕组采用的是B相接地的方式 (接地点在TV端子箱) , 二次绕组的中性点接击穿保险JB。本次TV端子箱内被击穿的16JB击穿保险, 接于3TV的一个保护用二次绕组中性点, 其TV二次接发变组保护B柜, 二次回路为B相接地。

当TV二次侧保险击穿, 实际结果即该TV二次侧B相绕组被短接, 由TV原理可知, TV二次绕组若短路, 二次电流将增大, 这个电流产生与一次电流相反的磁通, 使一次磁通减小, 感应电动势变小, 一次绕组电流增加。若此短路故障不解除, 将最终导致TV烧坏。调查发变组录波装置中所录取的机端三相电压, 发现在发电机升压过程中, 机端电压的B相电压一直偏低, 三相电压确实存在不平衡。

1.2 调查发变组保护中的故障跳闸记录

故障跳闸记录显示:B1柜中的发电机B相电压很小, 而A1柜中的发电机B相电压只是比A相、C相电压偏低而已。原因是送至B1柜的发电机B相二次电压绕组因16JB保险被击穿, 导致其二次电压几乎为零, 保护计算出的一次电压很小;而送至A1柜的机端电压二次回路正常, 只是因为16JB保险被击穿后, 使得机端B相一次电压降低。

由保护跳闸记录的数据可知, 发电机中性点零序二次电压为:3U0= (1400V/1.414) / (20000/220) =10.89V;而发电机定子接地保护基波零序电压整定值为:3U0=5V, 延时1s, 跳闸出口。实际零序电压二次值大于定子接地保护整定值, 查录波图可知保护动作时间也为1s。因此, 可以判定, 定子接地保护属正确动作。

1.3 疑点解析

TV二次侧装有空气开关, 16JB保险击穿导致B相二次绕组被短路后, 为何空气开关未跳开?

原来本次故障时机组刚起励升压, 机端电压从零才升至5kV左右, 二次电压约为15V左右, TV二次绕组虽被短路, 但因击穿保险装于端子箱内金属支架上, 击穿后与地网间存在一定的电阻, 使得二次绕组短路电流被限制, 空气开关未能跳开, 而并非空气开关拒动。

这一点在更换后的16JB再次被击穿的事件中可以得到印证。当时, 机组已带满负荷, 机端TV二次电压为60V, 16JB保险被击穿后, 约10ms时间B相的二次空气开关即可靠跳开 (若空开未跳开, 则将再次跳机) 。运行人员在知道空气开关跳开后, 曾手动合上此空气开关, 但一合上迅即跳开, 说明此时二次短路电流较大。人为合上空气开关, 相当于再次模拟了一次TV B相二次回路短路故障。从当时合空气开关时的故障录波图可以清晰地看到, 发电机三相电压不平衡, 导致发电机中性点零序电压达到3.732kV。这与起励时的故障现象完全类似, 从另一个方面说明了本次定子接地保护动作的起因。

1.4 事故结论及原因分析

#1机组在起励升压过程中, 因TV二次侧保险16JB被击穿, 导致电压互感器3TV的B相二次绕组被短接, 机端B相一次电压降低, 三相电压不平衡, 使得发电机中性点产生零序电压。零序电压超过保护整定值, 达到整定时间, 定子接地保护即动作出口, 本次定子接地保护动作属正确动作行为。笔者分析TV二次侧击穿保险被击穿的原因有以下几种。

(1) 击穿保险本身质量问题。此种可能性最大, 调查过程中, 曾拆开一个此种型号的击穿保险查看内部结构, 发现其制作工艺非常粗糙, 内部平面不平整, 拆开外部螺丝后, 其瓷瓶随即就断裂成两半, 内部隔片 (云母) 存在污秽和灰尘。此种质量的击穿保险, 极有可能随着外部环境的变化 (如温度、灰尘、凝露等) 而自行导通, 或者只需要极小的电压即可导通。从当时的事故录波图上看, 一起励就发现机端电压即出现不平衡, B相电压偏低。因此, 击穿保险本身的嫌疑最大。

(2) TV端子箱的接地铜牌是否可靠连接在地网上, 须检查确认。因B相电压接地即接于接地铜牌, 若接地铜牌未可靠连接在地网上, 则击穿保险的中性点电压有可能出现漂移, 其电压将不是60V (二次绕组电压) 而可能更高, 有可能击穿保险。

2 改进措施

(1) 由于机组发电机机端电压二次回路接地采用的是B相接地方式, 导致机端TV二次回路工作不可靠。经过对发变组TV端子箱、发变组保护屏、变送器屏、发变组故障录波、远动装置电压回路的摸查, 清理出发电机TV二次B相接地点的具体数目及端子号, 对主变500kV高压侧TV、母线二次接地点的连接状况进行详细检查确认。在逐一拆除装置屏柜、端子箱内B相接地线及击穿保险后, 将各组TV二次的N点及开口三角非极性端在机端TV端子箱统一集中通过二次等电位网接地。同时, 将同期回路的待并侧电压由原机端TV电压Ucb移至主变高压侧TV二次Ucn。

(2) 落实继电保护反事故措施, 将TV二次回路由B相接地改为N直接接地。

(3) 重视击穿保险器的采购, 保障击穿保险器的质量;加强对击穿保险器的维护检验, 用1000V和2500V摇表初步检验击穿保险器的好坏。

3 结束语