刘宏

摘要：本电厂发电机出线为3.3kV中性点不接地系统，保护测量PT一次绕组中性点经消谐电阻接地。在机组空载试验期间，由于保护测量PT二次绕组发生金属性接地短路故障，其对应的MCB未跳闸，引起发电机基波定子接地保护误动。本文对事故的发生及处理过程进行了详细分析，查找出事故的原因，并提出了解决方案，有效避免上述事故的再次发生。

关键词：一次消谐电阻器  MCB（微型断路器）中性点不接地系统  发电机基波定子接地保护

1 引言

发电机基波定子接地保护，是利用基波零序电压作为动作参量的定子接地保护，当运行中的发电机定子绕组任一点发生单相接地时，发电机零序电压大于整定值，经设定延时，判断为定子接地故障;发电机基波定子接地保护范围85%-95%的定子绕组单相接地故障。

本电厂发电机保护采用微机型保护，其中发电机基波定子接地保护零序电压通过两种方式采集，其一为三相PT计算值（3U0j），其二为开口三角电压实采值（U0）;依据厂家说明书整定建议，定值采用U0为保护动作判定值，整定动作值为8V，整定动作延时0.5s。

本工程主接线如图1所示，采用两组全绝缘电压互感器，PT1一次绕组中性点经消谐电阻器接地，用于保护、测量、计量等，PT2中性点不接地，为励磁系统专用。具体型号参数如下：

PT1互感器型号：JDZX9-3G 3.3kV/√3，0.11kV/√3，0.11kV/3 0.5/3P 60/100VA

PT2互感器型号：JDZX9-3G 3.3kV/√3，0.11kV/√3  0.5  60VA

消谐电阻器型号：LXQ-3.3kV

2 事故发生及故障点查找过程

在机组首次启动进行发电机空载特性试验期时，当线电压升至约UAB=2.00kV时，发电机后备保护动作，灭磁开关跳闸停机。经查发电机基波定子接地保护动作，动作值：3U0j=114.48V，U0=66.25V;U0保护动作判定值大于整定动作值，经延时0.5s，保护动作。

2.1 停机后，分别对可能形成发电机接地保护动作的项目进行逐一检查，检查结果记录如下：

2.1.1 检查PT1、PT2熔断器;检查结果：三相熔断器均未熔断;

2.1.2 检查PT1、PT2二次回路MCB;检查结果：MCB未跳闸;

2.1.3 断开PT1接地线，采用2500V绝缘电阻表测量3.3kV系统（包括发电机、主变压器、中压电缆、励磁变、PT1、PT2及开关柜内设备等）绝缘电阻;检查结果：689MΩ，满足规程要求;

2.1.4 檢查PT1、PT2一次绕组直阻;检查结果：满足规程要求;

2.2 经过以上检查，判定3.3kV一次电气系统无异常，随后启动发电机组到空转状态，利用发电机一次残压（电压互感器一次电压）与电压互感器二次绕组电压进行对比分析，结果记录如下表1：

表1数据分析，发电机一次残压相对地测量电压三相平衡，而电压互感器二次绕组电压严重不平衡。依次断开PT1二次绕组MCB，同时测量二次绕组电压。当断开同期回路MCB时，测量二次电压值恢复为：Ua’=1.916V，Ub’=1.917V，Uc’=1.915V，U0’=0.005V，与一次残压值相对应，故障恢复。继续对同期电压MCB后的二次电压回路进行检查，发现同期装置内B相电压回路发生金属性接地，故障点如图2所示。

3 事故原因分析

3.1 如图2所示，由于二次绕组中性点采用接地运行方式，当PT1 B相二次绕组首端1 b发生金属性接地时，其二次绕组短路接地。当B相PT1二次绕组（1b，1n）短路时，PT1二次绕组（2b，2n）电压近似为0V，在不考虑短路阻抗情况下，A相互感器绕组施加电压为UAB，C相互感器施加电压为UCB。计算故障时PT1二次绕组电压如下：

U1an=UAB/k1=66.67V，U1bn=0V，U1cn=UCB/k1=66.67V

U2an= UAB/k2=38.49V，U2bn= 0V，U2an= UCB/k2=38.49V，U0=66.66V

保护装置零序计算值采用U1an，U1bn，U1cn绕组计算值：

3U0j=√3*U1an=115.5V

保护装置零序判定值：U0=66.66V

与保护装置动作值对比如下表2：

表2可见，保护动作值与故障分析计算值一致，可判定事故由二次绕组短路接地故障引起。

3.2 如图2所示，PT1 B相故障回路中分别有2组MCB（2ZKK，2PK），用于PT1二次绕组发生短路时能迅速跳闸，切除二次回路故障。但在本次故障中，2组MCB均未跳闸，PT1零序电压一直存在，直到保护动作。首先分析MCB未跳闸原因，如下所述：

3.2.1 检查MCB，确定其动作正确性

2ZKK型号为：KFB3-63/3P C6A，2PK型号为FB3-63/3P C3A，MCB均为C级，其瞬时动作电流倍数为5-10倍。即C6A型电流应至少大于30A，C3A型电流应至少大于15A，才能使保护MCB的瞬间可靠动作。分别进行试验，MCB其均能动作正确。

3.2.2 计算PT1 B相二次绕组短路电流，验证是否达到MCB动作值

如图3、4所示，B相故障前阻抗约为励磁阻抗XL，故障后为短路阻抗Xd，由于Xd<

I02计算过程如下：

3.3kV单相对地电容值：

C0=C0a=C0b=C0c= C1+C2+C3+C4=0.1631uF

---- C1发电机单相电容值：C1=0.0455uF;

---- C2发电机出线及中性点3.3kV电缆（截面积150mm）电容值：C2=C*L=0.0813uF，C=0.508uF/km，长度L=0.14km;

----C3发电机励磁3.3kV电缆（截面积25mm）电容值：C3 =C*L=0.0163uF，C=0.272uF/km，长度L=0.03km;

----C4变压器及其他约为：C4=0.0200uF

由如圖5经电阻接地中性点电压相量分析图，可得：

tgθ=UN0/UB0=1/3ωC0R0;

θ=arctan（1/3 C0R0）=0.947;

UB0=cosθ*UB =675V;

I01=UB0/R0=0.144A;

I02=I01*k=4.32A;

----R0越小，流过其电流越大，取范围内最小值：R0=4668Ω

----UB为故障时相电压：UB=UAB/√3=2/1.732=1155V

可见，由于PT中性点消谐电阻器的限流作用，在本次事故UAB=2kV线电压时，二次绕组短路电流I02为4.32A，2ZKK（C6A）、2PK（C3A）均未达到MCB的瞬时动作值。未能瞬间切除PT1二次绕组短路故障，引起接地保护误动作。

4 解决方案

4.1 对二次绕组MCB进行重新选型

按PT二次容量，对MCB进行选型计算，PT1二次绕组额定容量Se=60VA，额定相电压Ue=63.5V，额定电流为Ie=Se/Ue=0.945A，为保证动作的选择性，选择2ZKK为C2A，2PK为C1A。

在额定相电压UE=1.905kV下，重新计算PT1二次短路电流如下：

UB0=cosθ*UE=cos（0.947）*1.905=1113V

I01=UB0/R0=0.238A

I02=I01*k=7.15A

由上述数据可见，其一、由于消谐电阻器的影响，二次绕组最大短路电流为7.15A，同样不能使2ZKK C2A型MCB瞬间脱扣。其二，由于PT1 中性点消谐电阻的存在，在发电机接地故障发生后，消谐电阻器对地存在电压，即PT1一次中性点存在零点漂移，其二次测量值不能准确反应对地零序电压值。

4.2 修改PT1一次绕组中性点为直接接地

在修改PT1一次绕组中性点为直接接地的同时在互感器开口三角二次绕组加入二次消谐装置;即保证了发电机定子接地保护对零序电压的测量准确性的要求的，也确保了PT消谐功能。

在额定电压工况，对PT1一次绕组中性点直接接地，PT1二次绕组短路电流进行计算，校核MCB的选型。

由于不带消谐电阻器，流过互感器一次绕组的短路电流为接地电容电流：

I01=UB*3ωC0=0.507A

I02=I01*k=15.21A

此时PT1二次绕组短路电流为15.21A，2ZKK C2A型2PK（C3A）型MCB均能瞬间脱扣。

5 总结

综上所述，不接地系统电压互感器回路应注意以下问题：其一，电压互感器一次中性点经消谐电阻器接地，在互感器二次绕组发生短路故障时，短路电流受限于系统的接地电容电流和消谐电阻器的电阻值;二次绕组短路电流较小，MCB不能迅速切除电压互感器二次短路故障，造成接地保护误动停机的事故。宜在满足互感器二次绕组容量情况下，选择较小额定电流的MCB。其二，在发电机基波接地保护中，一次消谐电阻器对地电压的零点漂移，影响了接地零序电压的测量准确性;电压互感器一次中性点经消谐电阻器接地方式不宜使用在发电机基波接地保护中;宜采用PT一次绕组中性点直接接地，在二次开口三角绕组安装消谐装置。

参考文献：

[1]王帆.一、二次消谐装置原理分析探讨[J].硅谷，2014，7（19）：182+192.