水轮发电机中性点消弧线圈运行档位优化选择与试验分析

2020-09-02陈钰林许再尧

广西水利水电 2020年4期

陈钰林，赵强，许再尧

（广东能源集团天生桥一级水电开发有限责任公司水力发电厂，贵州兴义 562400）

水轮发电机中性点接地方式的选择是机组安全运行必须要考虑的因素。发电机中性点接地方式可分为直接接地、经低阻抗接地、不接地或经电压互感器接地、经高阻抗接地几种形式，大容量发电机主要采用经高阻接地或经消弧线圈接地[1～4]。发电机中性点经消弧线圈补偿接地运行后，可能会引起发电机出口PT二次侧相电压不平衡，造成零序电压保护有可能动作，因此选择最佳的消弧线圈运行档位，对发挥消弧线圈的作用和保护发电机的安全运行至关重要[5，6]。天生桥一级水力发电厂（以下简称天一电厂）共4台300 MW水轮发电机组，机组采用中性点经消弧线圈接地方式，采用欠补偿方式运行，实际运行中发电机中性点电压均存在偏移，发电机出口PT 开口三角处电压偏高。为了优化选择中性点消弧线圈运行档位，本文以#4发电机组消弧线圈的档位优化选择为例进行分析与试验验证。

1 发电机与消弧线圈技术参数

1.1 #4发电机电气主接线

天一电厂#4发电机电气主接线如图1所示。

图1 天一电厂#4发电机电气主接线图

1.2 发电机技术参数

天一电厂#4发电机技术参数如表1所示。

项目额定功率额定电压额定电流频率参数300 MW 18 kV 10 997A 50Hz项目额定容量相数功率因数设备型号参数342.86 MVA 3相0.875 SF300-44/12 440

1.3 消弧线圈技术参数

天一电厂#4 发电机消弧线圈技术参数如表2所示。

项目型号额定容量额定端电压额定电流相数级次参数XHDC-210/18 210 kVA 18/3kV 20A单相9项目电压等级使用条件绝缘等级额定频率电阻参数18 kV户内式F 50Hz 40Ω

1.4 #4发电机出口PT技术参数

#4发电机出口PT技术参数如表3所示。

项目输出端子容量额定电压18 000/3 V AN 100/3 V AN 30VA 100/3 V ANDN 30VA

2 消弧线圈运行档位选取原则

消弧线圈的工作原理是在发电机的中性点对地间串接一个电感线圈，补偿抵消发电机定子绕组对地电容电流。国家标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB/T50064-2014）和行业标准《水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》（NB/T35067-2015）中明确要求：额定电压为18 kV 的水轮发电机组，如果单相接地故障持续电流大于1 A时，应采用中性点谐振接地方式，即中性点经消弧线圈接地方式，且补偿后故障点的残余电流不应大于1 A；中性点经消弧线圈接地的发电机宜采用欠补偿方式，在正常运行情况下，其中性点长时间电压位移不应超过发电机额定电压的10%，即机端3 U0应不大于1800 V，PT 开口三角形电压3 U0应不大于10 V。

3 消弧线圈运行档位选择与试验分析

3.1 消弧线圈容量校核

发电机中性点消弧线圈的最小容量由式（1）计算：

式中：Un为发电机额定电压，kV；IC为单相接地时的电容电流，A；Uφ为发电机额定相电压，kV；C为发电机出口单相等值电容，μF；C1为发电机单相对地等值电容，μF；C2为母线对地等值电容，μF；C3为主变低侧对地等值电容，μF；C4为高厂变高压侧对地等值电容，μF。

查阅电厂相关资料，#4发电机各电容参数如表4所示。

参数名称发电机单相对地等值电容C1母线对地等值电容C2主变低侧对地等值电容C3高厂变高压侧对地等值电容C4测量方法查厂家资料查厂家资料介损电桥测试介损电桥测试电容量/μF 3.65/3 0.00 747 0.03 511 0.009 355

由式（1）计算出消弧线圈最小容量为：S=k×129.6 kVA ( k ＜1 )，因此消弧线圈的最小容量小于129.06 kVA，消弧线圈的额定容量为210 kVA，满足要求。

实测消弧线圈电阻器的电阻值为40.5 Ω，符合标准范围值40±5%Ω的要求。

3.2 消弧线圈档位选择试验内容与方法

消弧线圈档位选择现场试验内容主要有：①消弧线圈容量校核及消弧线圈电感量测量；②不带消弧线圈和带消弧线圈在额定电压下测量PT 开口三角电压；③50%额定电压下发电机系统单相接地时电容电流测量；④带消弧线圈发电机单相接地时电容电流和补偿后的电流测量；⑤50%额定电压下发电机系统单相接地时3次谐波测量。

其中，50%额定电压下发电机系统单相接地时电容电流测量试验接线如图2所示。现场试验时处于安全考虑，电流表A1、A2可用钳形电流表替代。

图2 发电机系统单相接地时电容电流测量试验接线图

3.3 消弧线圈档位选择试验结果

试验实测发电机空载额定条件下的零序电压如表5所示。

消弧线圈带电阻消弧线圈档位无消弧线圈1～2档2～3档3～4档4～5档5～6档6～7档7～8档8～9档9～10档消弧线圈不带电阻3U0 76.8 341.0 482.0 744.0 779.0 400.0 247.0 177.0 130.0 102.0 3W 313.3 288.0 284.0 282.0 281.0 272.0 270.0 264.0 256.0 251.0 3U0 76.8 353.0 532.0 1133.0 1642.0 461.0 253.0 183.0 125.0 101.0 3W 313.3 286.0 285.0 284.0 282.0 272.0 270.0 266.0 258.0 253.0

在50%额定电压下带消弧线圈实测发电机单相接地时各档位补偿后的电容电流如表6所示。

消弧线圈档位1～2 2～3 3～4 4～5 5～6 6～7 7～8 8～9 9～10发电机电压/kV 50%额定电压50%额定电压50.2%额定电压50%额定电压50.1%额定电压50%额定电压50%额定电压49.9%额定电压50.1%额定电压补偿后的接地电容电流（电流表A2读数）/A 1.48 1.09 0.76 0.65 1.01 1.53 2.13 2.90 3.67消弧线圈电流电流表A1读数/A 4.59 4.92 5.46 6.01 6.74 7.26 7.85 8.68 9.46

由表5、表6 数据计算可得，发电机空载额定条件下的机端零序电压与经消弧线圈补偿后的单相接地电容电流如表7所示。

消弧线圈档位1～2 2～3 3～4 4～5 5～6 6～7 7～8 8～9 9～10机端3U0（二次值）/V 3.28 4.64 7.16 7.50 3.85 2.38 1.70 1.25 0.98补偿后的单相接地电容电流/A 2.96 2.18 1.52 1.30 2.02 3.06 4.26 5.80 7.34

综合分析表6、表7数据可知：发电机出口PT开口三角电压（3 U0）偏高的最主要原因是由于发电机出线三相不平衡度偏大，在不投入消弧线圈时中性点电压偏移就已经达到了3.033 V。当投入消弧线圈后随着补偿度的增加脱谐度减小，PT开口三角处电压（3 U0）会越来越大[5]，在4-5档消弧线圈带电阻器时开口三角电压3 Uo达到最大值7.50 V。

3.4 消弧线圈档位优化选择分析

消弧线圈运行档位的选择应满足标准规定的3个条件：①消弧线圈接地补偿方式为欠补偿方式；②经消弧线圈补偿后的故障点残余电流不应大于1 A；③发电机出口PT开口三角处电压3 U0电压小于10 V。

根据表7中消弧线圈各档位接地电容电流实测数据可知：消弧线圈1～2档、2～3档、3～4档为欠补偿方式运行，4～5 档接近于全补偿方式运行，5～6 档、6～7档、7～8档、8～9档、9～10档为过补偿方式运行。

为防止传递过电压的影响，应选择消弧线圈欠补偿方式。故只能在消弧线圈1～2 档、2～3 档、3～4档、4～5档中选。

如果以补偿后的故障点残余电流不应大于1 A为首要条件，则消弧线圈档位应为4～5档，此时补偿后的单相接地电容电流为0.48 A，但发电机出口PT开口三角形电压3 U0偏大（8.26 V），不利于零序电压保护定值的整定。

如果以补偿后发电机出口PT 开口三角形电压3 Uo 小于10 V 为首要条件，消弧线圈1～2 档时，PT开口三角形电压3U o 为4.167 V 相对较小，但此时补偿后故障点的残余电流为3.32 A，电流偏大不利于发电机安全运行。

当消弧线圈在2～3 档时，补偿后故障点的残余电流为2.66 A，PT 开口三角形电压3 Uo 为5.44 V，裕度相对合适。

综合上述分析，在消弧线圈2～3 档时补偿后故障点的残余电流大于1 A，但是考虑规程要求在长时间运行时不能大于1 A，即使该发电机发生单相接地故障，发电机保护会快速切除故障（保护定值2.9 s），不会造成发电机的损伤，而零序电压过大则容易造成发电机零序保护误动作，不利于零序保护定值的整定，会对生产运行造成不良后果。因此，电厂在不改变原有一次设备的情况下，#4发电机中性点消弧线圈的最优运行档位应选择2～3档。