發電機定子繞組內部故障保護方案的動態模型試驗比較作者：匿名2008/1/16 12:053:09

頻道：關鍵詞： 0簡介

目前，發電機內部故障的計算對發電機保護的運行、整定和發展起著越來越重要的指導作用，對重大工程(如三峽水電站)發電機和保護方案的選擇具有重要的參考價值。根據已發表的一些發電機內部故障的計算數據和結果，針對很多文章中提到的方案，如完全縱聯差動保護、不完全縱聯差動保護、單機橫聯差動保護、分相差動保護、縱聯零序電壓保護等。在動態模型機組上進行了實驗對比：先先，驗證了發電機內部故障計算得出的一些結論；二是尋求更實用的新判據和方案，提高發電機內部匝間故障保護的靈敏度，改進發電機內部故障保護的配置方案。

1動態模型

1.1發電機-干式變壓器及系統接線圖發電機-干式變壓器及系統在動態模擬試驗中的接線圖如圖1所示。

圖1發電機-干式變壓器及動態模型試驗系統接線圖圖1發電機-干式變壓器故障試驗物理模型

1.2參數試驗中的模擬發電機是一臺雙y繞組三極凸極發電機，額定容量為30kVA，額定電壓為400V，額定電流為43.2A。機器端和中性點的電流互感器(ta)之比為305，橫向差TA之比為105，因此發電機機器端的二次額定電流為Ie=7.22A，在中性點側。干式變壓器是YN d11型三相干式變壓器組，額定容量為45kVA。1.3故障點k表示動態模擬試驗時發電機故障點k設置在發電機內部，符號定義如下：A11、A12、A13、A14、A15分別為發電機a相較好分支中性點2.5、5、10、20、40的抽頭位置；A21、A22、A23、A24、A25分別為發電機A相第二支路中性點2.5、5、10、20、40的抽頭位置；B11、B12、B13、B14和B15分別是發電機B相較好支路的中性點2.5、5、10、20和40的抽頭位置。故障點設置選擇了幾種典型的故障類型，如同支路匝間短路、同相不同支路匝間短路、不同相支路間短路、機端兩相短路、機端三相短路等。

2測試標準

在動態模型試驗中，不僅試驗了幾種常見的保護方案，而且試驗了幾種新的保護方案。各種保護的整定值按整定指南[2]所示方法整定，如全縱聯差動保護、不全縱聯差動保護、分裂差動保護的整定值均設為額定電流的0.1倍，比率制動系數為0.3；橫向差動保護和縱向零序電壓保護定值整定，可保證區內故障在區外故障和系統振蕩時靈敏動作，不會誤動作。2.1完成縱向差動保護(方案一)時

(1)

什么時候

(2)

其中IT為發電機端電流；IN為發電機中性點電流；Icdzd1為全縱聯差動保護的差動電流整定值，整定0.1 IE=0.72 A；Kb11為比率制動系數，設定為0.3。2.2不完全縱向差動保護(方案2)當 #p#分頁標題#e#

(3)

什么時候

(4)

其中IT為發電機端電流；IN2為發電機中性點第二支路電流；Icdzd2為不完全縱聯差動保護的差動電流整定值，整定0.10 IE=0.72 A；Kfz為分支系數，取2；Kb12為比率制動系數，設定為0.3。2.3裂紋相位差保護(方案3)當

(5)

什么時候

(6)

其中IN1為中性點較好支路電流；IN2為中性點第二支路電流；Icdzd3是裂紋相位差差動保護的差動電流整定值

其中Id是橫向差TA中電流；Imax為較大相電流值；Ie是發電機的二次額定電流；Idzd2是比率制動橫差保護電流的定值，是根據避免發電機正常運行時TA0的較大不平衡電流設定的。動模試驗發電機正常運行時測得的TA0較大不平衡電流為0.22A，可靠性系數為2，設為0.44A，相當于0.02Ie；Khc是相電流比的制動系數，為0.5。2.6縱向零序電壓保護(方案6)

U0>U0zd1

(10)

U0為縱向零序電壓；U0zd1是縱聯零序電壓保護的定值，是在避免發電機出口兩相短路時，根據TV2開三角形中較大不平衡電壓的基波分量設定的。試驗測得發電機出口兩相短路時TV2開三角形較大不平衡電壓的基波分量為1.1V，可靠性系數為1.3，設定為1.43V。2.7相電流比制動縱聯零序電壓保護(方案7

)

U0＞U0zd2 Iz≤Ie

(11)

(12)

其中 U0為縱向零序電壓；Ie為發電機二次額定電流；Iz為制動電流，試驗時取發電機較大相電流；U0zd2為縱向零序電壓保護定值，按躲過發電機正常運行時TV2開口三角中較大不平衡電壓基波分量整定，試驗測得動模發電機正常運行時TV2開口三角較大不平衡電壓基波分量為0.22V，取可靠系數2，整定為0.5V；Ku0為相電流比率制動系數，取1.0。

3 動模試驗結果比較

分空載、50的額定負載兩種情況進行以下各種故障試驗，試驗結果如表1。空載、負載情況下保護動作特性一致。

表1 發電機故障各保護方案動作情況Table1 Behaviorofseveralprotectionschemesforgeneratorfault

短路故障類型方案一方案二方案三方案四方案五方案六方案七機端AB√√×××××機端ABC√√×××××A11—A12×××××××A12—A21×√√√√×√A13—A21×√√√√√√A14—A21×√√√√√√B11—B12×××××××B12—B13×√√×√××B11—B13×√√√√×√A15—A22×√√√√√√A15—A23×√√√√√√A22—A23×√√×√××A11—B11√×√√√××A11—B15√√√√√√√B11—B15√√√√√√√區外×××××××振蕩×××××××注：表示保護動作；×表示保護未動作。4 結果分析

4.1 發電機定子繞組同相同分支匝間短路 當同相同分支匝間短路匝小于2.5時，所有保護方案都不能動作。圖2為發電機運行時B11—B12(B相第1分支2.5對第1分支5)匝間短路，發電機中性點側6個分支電流錄波圖，故障開始時間為0.12s。從圖2看，幾乎沒有辦法能區分正常運行和匝間短路，較大相差電流僅為0.33A，因此，負序功率方向縱向零序電壓保護存在死區，靈敏度較低。#p#分頁標題#e#

圖2 發電機B11—B12匝間短路錄波圖Fig.2 CurrentwaveformsofgeneratorinternalfaultonB11—B12

4.2 匝間短路對非故障分支的影響 匝間短路對非故障分支電流有互感的影響，匝間短路越嚴重，互感影響越大。在發電機帶負荷運行的情況下，如短路匝數較小，因互感引起的電流與非故障分支可比時，根據互感與負荷電流方向不同，將導致某些非故障分支電流增大，而有一些非故障分支電流減小。圖3為A13—A21(A相第1分支的10對第2分支的2.5)匝間短路故障錄波圖。如短路匝數很大，將導致所有非故障分支電流均增大。

圖3 發電機A13—A21匝間短路錄波圖Fig.3 CurrentwaveformsofgeneratorinternalfaultonA13—A21

圖4 發電機A11—B11相間短路錄波圖Fig.4 CurrentwaveformsofgeneratorinternalfaultonA11—B11

4.3 發電機相間短路 圖4為發電機A11—B11相間短路錄波圖(A相第1分支的2.5對B相第1分支的2.5)，故障分支電流急劇增加，而非故障分支電流基本上無變化，不完全縱差保護如中性點側TA接的是第1分支TA1，則保護能正確動作，如接TA2，保護不能動作，完全差動保護對相間短路均能反應。由此可見，配置一套不完全縱差保護是不完善的，中性點側兩組TA配置在兩套不完全縱差保護中顯得比較合理，如中性點第1分支TA接入發電機不完全差動保護電流回路中，第2分支TA接入發電機—干式變壓器組不完全縱差保護回路中。對于A11—B11相間短路，橫差保護靈敏度不夠，不能動作，但完全縱差保護能正確動作。4.4 幾種保護方案的比較 裂相差動保護除了機端相間短路以外，對其他的發電機內部短路都能正確動作，完全縱差保護對每一種相間短路都能正確反應。但由于發電機正常運行時，不完全縱差、裂相差動的差電流回路不平衡電流大于完全差動的不平衡電流，如表2，不完全縱差、裂相差動保護的定值實際整定時要大于完全差動保護的定值，因此，傳統的完全縱差保護對相間故障的靈敏度相對高一些。

表2 正常運行時各種保護方案的不平衡電流Table2 Unbalancecurrentofseveralprotectionschemesundernormaloperationcondition

承載情況不平衡電流/A縱向零序電壓/V完全縱差不完全差動裂相差動橫差空載0.040.220.180.210.1750額定負載0.060.160.170.180.2080額定負載0.100.170.220.200.20 縱向零序電壓保護方案靈敏度低于橫差保護的靈敏度，尤其對于同相異分支的匝間故障，如圖5為A12—A21(A相第1分支的5對第2分支的2.5)匝間短路，橫差電流已經達到10.88A，而縱向零序電壓只有0.63V，縱向零序保護不能動作。表3為發電機各種內部匝間短路時橫差TA0中電流與縱向零序電壓基波分量對照表。

圖5 發電機A12—A21匝間短路錄波圖Fig.5 CurrentwaveformsofgeneratorinternalfaultonA12—A21

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表3 匝間短路時橫差電流、縱向零序電壓對照表Table3 Comparisonoftransversedifferentialcurrentandzerosequencevoltageundersomegeneratorsinternalfault

匝間短路

橫差電流/A

零序電壓/VB12—B130.950.24B11—B132.180.52B11—B1516.764.00A12—A2110.880.63A13-A2127.581.59A15—A2269.373.99A11—B1515.673.34 由圖5和表3可知，縱向零序電壓保護如按整定導則整定為2V～3V，則保護在很多匝間故障時不能動作。由此，建議大型發電機中性點一定要引出6個頭，才能使發電機在內部故障時得到多重靈敏的保護。4.5 結論 a.完全縱差保護對相間故障的靈敏度較高，發電機一定要配置此類保護。 b.橫差保護接線簡單，能反應所有匝間短路和部分相間短路，因此，應包括在發電機保護方案中。 c.完全縱差保護、橫差保護一起組成了對發電機內部短路故障的較好重主保護。 d.裂相差動保護基本上能反應除了發電機出口以外所有發電機內部短路故障。由于發電機機端相間短路時由發電機縱差保護、發電機—干式變壓器組縱差保護實現了雙重保護，因此，裂相差動保護可以擔任發電機內部短路故障時的第二重主保護。 e.一套不完全差動保護不能反應發電機所有內部故障，兩套不完全縱差保護可以完成發電機內部短路故障時的第二重主保護。 f.由于在發電機正常運行時，橫差TA中不平衡電流不同機組差別較大，如發電機橫差TA中不平衡電流比較大，則單元件橫差保護的靈敏度不高，而相電流比率制動橫差電流保護大大提高了發電機內部匝間短路故障時保護的靈敏度。

5 保護新方案

5.1 相電流比率制動橫差保護 單元件橫差保護為了使保護在發電機外部故障、振蕩等情況下不誤動，整定值要由正常運行時較大不平衡電流線性外推至發電機機端三相短路時較大不平衡電流，因而，定值較高，橫差保護對許多匝間短路的靈敏度不夠。圖6、圖7分別為發電機出口三相短路、失步振蕩時的錄波圖。相電流比率制動橫差保護引進了相電流較大值作為制動量，定值只需按躲過正常運行時較大不平衡電流整定，大大提高了橫差電流保護的靈敏度。比率制動橫差保護在區外故障時可靠制動，在發電機內部發生輕微匝間故障時，制動幾乎不起作用，保護能靈敏動作，而在發電機內部發生嚴重匝間故障時，盡管相電流有較大的增加，但橫差電流大大增加，保護能可靠動作。

圖6 發電機機端出口三相短路錄波圖Fig.6 WaveformsofgeneratorABCfault

圖7 發電機失步振蕩時錄波圖Fig.7 Waveformsofgeneratorout-of-steposcillation

5.2 相電流比率制動縱向零序電壓保護 圖8為發電機機端出口BC兩相短路時錄波圖，圖中縱向零序電壓明顯增大。

圖8 發電機機端出口BC兩相短路錄波圖Fig.8 WaveformsofgeneratorBCfault#p#分頁標題#e#

從圖6可見，發電機機端三相短路時，縱向零序電壓不平衡分量也有所增大，同時可以看到區外故障時零序電壓中3次諧波電壓分量增加很大。 發電機小匝間故障時三相電流中負序分量很小，圖5中負序電流僅為0.08A，達不到負序功率方向可靠動作的負序電流門檻，因此，負序功率方向縱向零序電壓保護不能動作。而采用了相電流比率制動的縱向零序電壓保護，其零序電壓定值只需按躲過發電機正常運行時的不平衡電壓基波分量整定，大大提高了匝間保護的靈敏度。比率制動零序電壓保護在區外故障時可靠制動，在發電機內部發生輕微匝間故障時，制動幾乎不起作用，保護能靈敏動作，而在發電機內部發生嚴重匝間故障時，盡管相電流有較大的增加，但縱向零序電壓增加更大，合理選取Ku0定值，保護能可靠動作。 從圖5錄波圖上可見，發電機內部匝間短路時，3次諧波分量增加不大，而從圖6、圖8可見，發電機出口、外部短路故障時，3次諧波分量大大增加。因此，也可考慮采用縱向零序電壓中3次諧波分量作為制動分量。但實際發電機出口、外部短路時3次諧波分量增加的數值難以取得，而發電機內部故障時3次諧波分量的變化也沒有理論計算值，因此，3次諧波分量作為縱向零序電壓保護的制動量的方案還不能實用。 公式(12)中的制動電流可以取負序電流，因為發電機匝間短路時，發電機全電流中負序分量相對于零序電壓的上升速度慢，而發電機區外短路故障時負序電流分量相對于零序電壓上升速度快得多。制動電流也可以是正負序電流的加權平均值，這幾種判據有待于更詳細的動模試驗、理論分析以及經驗積累。

參考文獻

［1］周 強，汪祖祿.三峽左岸電站發電機-干式變壓器組繼電保護的配置.繼電器，1998(5)［2］大型發電機干式變壓器繼電保護整定計算導則(報批稿).中華人民共和電力行業標準.1998