大型水电机组保护调试中的若干问题「贯流机组安装调试运行」

今天带来大型水电机组保护调试中的若干问题「贯流机组安装调试运行」，关于大型水电机组保护调试中的若干问题「贯流机组安装调试运行」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

大型水电机组的发变组保护与火电机组有不同之处，作者对水电机组保护调试中的保护配置、机组启动时的保护投运检查、转子接地保护的投运及故障分析、电容电流实测、主变零序差动保护投运等特殊问题进行了详细论述，指出了投运过程中要注意的要点，给出了处理办法，并对一些典型故障处理进行了分析。

随着水电机组的发变组保护不断由中小机组向大机组发展，在工程应用也出现了一些新的问题，尤其是调试过程中，与火电机组有很多的不同之处，需要广大工程技术人员在工作中给予充分的重视。

本文结合南瑞继保RCS-985发变组保护装置以及现场调试经验，对大型水电机组调试过程中的若干需要关注的问题做了分析和探讨，供相关工程技术人员借鉴参考。

1 水电机组保护配置的特殊问题

水电机组与火电机组相比，在保护配置中存在一些特殊的问题。

目前大型水电机组一般均采用双主双备保护配置。不同于火电机组，水电一般配置有发电机机端出口断路器（俗称GCB），由于GCB的存在，主变有倒送电带高压厂用变运行方式，故将主变保护和发电机保护单独配置。正是由于GCB的存在，发电机不完全差动范围是发电机中性点1（2）至主变低压侧即GCB的上方。

主变差动则是主变高压侧至发电机机端即GCB的下端。可以最大化实现无死区双重化配置。但这样也会带来一些问题，如发电机后备过流保护如果取机端侧电流，则会出现发电机未并网时该电流通道始终无流的问题，可以将该保护动作电流判据改成机端和中性点和电流的最大者。

还有，大型水电站高压厂用电的负荷占整个主变容量比例较小，故一般主变差动是不计算厂变侧的。对于大型变压器保护一般加设零序差动保护。

对于地下厂房的电站，由于主变内置于地下厂房，距离GIS会有几百米，对于这段高压电缆，宜加设光纤差动保护，同时可以通过光纤传输远跳信息，以避免长距离电缆传输信息所带来的干扰隐患。光纤差动装置需具备多个光电传输通道，可以分别接入发变组电量保护动作、非电量保护动作接点，以区分是否启动断路器失灵保护。

对于转子接地保护，云南小湾水电站转子接地保护采用双重化的两套单装置，安装在发电机励磁系统的灭磁柜中，避免了发电机转子绕组的对外引出，减小了转子绕组主回路发生故障的机率，提高了发电机运行的可靠性，同时解决了转子电压回路对电缆耐压选型的困扰。但没有考虑将转子直接或分压后引入保护装置供失磁保护用。

广西龙滩水电站是采用耐压6000V的直流电缆将转子全电压引入保护盘柜，经1/3分压后取中间段电压接入保护装置，既可以满足双套转子接地保护，也可以将转子电压判据引入失磁保护。

比较两种配置，各有优劣，前者可以通过分压（如15:1）后接入，但要求比故障录波器和保护装置采样内阻要低一个数量级，否则会由于电阻匹配问题影响测量精度；而后者对电缆要求较高。失磁保护用转子电压还可以考虑经4～20mA变送器传变后输入，但需考虑变送器的转换时滞问题。

2 保护投运时的检查问题

机组首次启动动试验过程中，要在各种不同工况下对保护进行检查，以确认保护的完全正确性，才能正式投入运行。

要注意保护电流通道的选取。各个厂家对于发电机阻抗计算用电流会略有差异，有取机端电流和中性点电流两种情况。对于两种情况下阻抗特性是有差异的，需要在做保护装置静态校验时结合定值和通道定义注意校核。

若取中性点电流，则阻抗特性一般近似为方向阻抗继电器，反方向阻值近似为零。若取发电机机端电流，则阻抗特性多为偏移特性的阻抗继电器，且正向阻抗远大于反方向阻抗。

需要特别注意，对于发电机区外故障，不管阻抗保护选择机端电流还是选择中性点电流，电流大小方向一致，故障点在阻抗平面上的位置也一样，故正方向的阻抗定值也应该一致。并非选择中性点电流时正方向阻抗就是发电机阻抗加上主变阻抗再加上线路阻抗的一部分，而选择机端电流时正方向阻抗就是主变阻抗加上线路阻抗的一部分。

当然对于发电机内部故障，根据多位学者研究结果表明，低阻抗保护不适宜作为发电机定子绕组内部相间短路的后备保护。发电机阻抗保护可作为发电机机端引出线以及机端所连接设备的后备保护，不能作为发电机内部故障的后备保护，故建议发电机相间后备配置复压（记忆）过流保护，建议退出发电机阻抗保护功能。

对于大型发电机组中性点一般按多分支引出，简单取中性点和电流是不合理的，故中性点有多分支电流引出时，一般取机端电流作为发电机阻抗保护用电流通道。故采用偏移特性阻抗继电器。

同理，主变后备也采用偏移特性阻抗继电器。主变阻抗保护安装在主变高压侧，宜按照偏移阻抗圆整定，作为变压器引出线、母线以及输电线路的始端一部分的相间和三相短路的后备保护。注意主变阻抗使用的CT极性端在母线一侧，其反方向定值才指向系统的。现场调试过程中注意核查CT通道和定值合理性。

关于外部重动定值的检查。根据反措内容：“不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量”。故作为电量保护屏内的外部重动开入启动跳闸时不需要启动断路器失灵节点。注意检查跳闸控制字。

关于单元件横差保护。注意记录不同工况下的数据，并和整定值相比较。一般整定值按0.05If2n.整定，综合观测已运行的多台700MW水电机组的不平衡电流基本在200A以下，远低于0.05If2n.。如果该电流偏大，注意观察转子气隙、瓦温等参数。

3 转子接地保护投运及典型故障

水电机组由于开停方便，一般只保留一点接地，不加设两点接地。但不建议一点接地后长期运行，以防止两点接地后烧毁转子，破坏磁势。现场在调试投产阶段多发生转子接地现象。

需要澄清一个概念：转子接地保护的范围是指整个励磁和转子回路，包括整流柜交流侧、整流柜、转子磁极等。现场在调试和投产阶段多发生转子接地现象。在排查接地点时首先确定思路，先排查保护装置误报的可能性，然后再整体检查转子回路绝缘，确定绝缘降低后，分段排查接地点。

按照双重化原则，一般配置两套转子接地保护，运行中要求只投一套，需要将不运行的那套完全从转子回路中切除，以防止影响计算。可以通过切换回路，观察两套保护装置的采样，比较有无较大异常。集成电路型保护装置会由于元器件老化，经常造成采样回路异常，影响最终的接地电阻的计算。

排除保护装置异常后，重点考虑转子回路异常。在检查转子回路绝缘时，建议断开相关弱电回路，如保护装置、励磁调节器等。在整体检查转子绝缘降低后，需要分段检查，一般是在上机架励磁大轴连接处解开后检查。

以下将现场常见的几种故障列举如下：

1）某电厂投产阶段报“转子一点接地”，保护装置实测绝缘始终为0k，接地位置50%，检查转子本体绝缘无异常，最终考虑励磁回路，经查为励磁变低压侧所连接的同步变压器原边接地。故在检查转子接地故障时，思路需要更开阔，保护装置检测的是整个励磁回路，包括整流柜的交流侧。

交流侧出现异常，从保护装置一般现象为绝缘降低甚至到0Ω，接地位置为50%。此类现象在投产阶段很常见，机组做短路试验时，所引他励电源如果是从接地系统接入，就会出现报转子接地现象，在恢复自并励电源后故障消失。

2）某700MW水电站，在投产后几个月后多次在运行中和停机过程中发“转子一点接地信号”，接地电阻间歇性下降，最低至0kΩ，接地位置不定。停机后用500V摇表检测绝缘，正常。在电厂、主机励磁厂家、中试所、施工局多方讨论后，采用逐级分段排查，加大摇表电压等级。终在2000V摇表试验下，绝缘下降到0kΩ。

进一步检查，由于转子正负母排对主立筋工艺设计太近，导致放电，造成正或负极间歇性接地，已出现烧灼现象，该故障点比较隐蔽，故在前几次进坑检查时未能发现。由于大型水轮机组转子体积庞大回路复杂，不同于火电机组转子封装在内部，出现故障的概率较低，磁极较多，连接部件较多且大多裸露，故增加接地的概率，在查找接地点时，须全面全方位检查。

图1 负极对主立筋放电

3）华东某水电站180MW机组投产阶段报“转子一点接地”，转子正对地电压42V，负对地电压191V，绝缘接近0k，接地位置25%（靠近正端）。停机后检查，绝缘正常。再次将机组开启，机组空转时，摇绝缘到0 kΩ。最终检查结果是近正端某一磁极绝缘异常。

多个案例说明，停机后检查转子绝缘都正常，但开机后都出现异常。需要考虑到转子在高速旋转和剧烈震动过程中很容易出现短时接触或放电等现象。解释一个疑问，目前常见有注入式和乒乓式两种原理，注入式更有优势，可以全工况监视转子回路绝缘，但需注意转子电压接入点（靠近转子侧还是调节器侧）。而乒乓式原理需要励磁电压到一定水平时才能计算。

4）某水电厂投产阶段频发转子接地。

经查保护装置与励磁调节器阻容吸收回路冲突。大型机组为了抑制轴电压，励磁系统一般会配置轴电压吸收回路，也就是在转子正负之间配置两个电容且在中间接地。这样就导致励磁回路的正对地和负对地都经过电容形成回路。

转子接地如采用注入式原理，则注入电源在对地电容充放电完成之前，保护装置采样到的数据是非稳态数据，如果装置整定的注入电源切换周期没有躲过充放电的周期，则装置计算出来的接地阻值是不正确的。

此时一般装置计算出来的转子接地阻值不稳定，会在一定范围内波动，如会在100KΩ～300KΩ（最大值）之间波动。修改注入电源切换周期可靠躲过电容回路的充放电周期后，装置计算转子接地电阻稳定在最大值300KΩ不再波动。

普通乒乓原理的转子接地靠采集转子电压利用装置内部的电阻网络的定时切换来计算接地位置和接地电阻，同样如果电容较大充放电时间过长，也会影响装置的准确计算。

4 水电机组电容电流测量问题

水电站在投产阶段一般都会实测电容电流，方法是将发电机机端一相接地并串接一电流表，在发电机中性点和接地变之间有隔刀时会分两种工况，及经高阻接地和不接地两种工况，接地后发电机零起升压，记录电流值。

参考实测试验数据当机端单相金属性接地升压达到0-20%的数据如表1：

表1

表1中零序电流、低频电压和低频电流数据为采用注入式定子接地，保护装置所采集的数据。由于始终直接接地，故低频电压电流没有发生变化，能很好地全工况反映定子绝缘。从数据可以看出随着电压的升高，电流的水平也在升高。

由于采用接地变高阻接地，可以看出该电流水平远高于的规程所规定的1A范围，实测的一次电流其实为电容电流和阻性电流的矢量和。但采用高阻接地在抑制动态过电压等方面更具备优势，故目前大型水电多采用高阻接地方式。实测定子电容电流有助于作为机组整定和设计相关资料。

5 主变零差保护的投运问题

水电机组变压器正在普遍配置零序差动保护，这是因为变压器零序比率制动差动保护反应变压器内部单相接地时的零序差动电流，其灵敏度比相电流纵联差动要高，且零序差动最少受励磁涌流影响。

影响零序差动保护动作正确性的一个非常关键的因素是要保证主变中性点零序CT极性的正确性。现场零序差动保护常常因为中性点零序CT极性接反,导致零序差动保护误动。

首先定义电流互感器极性端，RCS-985系列采用的公式如下：

I0r = max{|I01|,|I0n|}；I0d = |I01’– Ion’|

从公式可见，主变高压侧CT和主变中性点零序CT为同极性输入，即主变高压侧CT极性端一般定义在远离主变侧，中性点零序CT定义在靠近主变侧。

这里工程应用角度介绍两种主变零差保护CT极性判别的方法。

方法一：有条件的现场可以在发电机带主变零启升压时模拟变压器区外单相接地试验，可将地刀单相接地，缓慢升高发电机电压，甚至利用发电机残压也可观察零序差流。

通过观察保护装置采样显示：

主变高压侧电流：A相：0A，B相：0.08A，C相：0A；自产零序电流I0T：0.08A；外接零序电流3I0N：0.23A。主变高压侧CT变比1600/1，零序CT变比为600/1，归算到一次自产零序为128A，外接零序为138A。

主变高压侧自产零序和中性点零序电流之间夹角为358度。

此时自产零序电流3I0T应当几乎等于外接零序电流3I0N，零序差流几乎为零，且极性几乎相同。并可以通过调低零序电流的定值，让零序电流保护动作或启动，并录取动作波形，通过故障波形也可分析。

图2 主变高压侧区外单相接地时的波形

方法二：在倒送电做主变冲击试验时，即主变接地运行时在高压侧空载合闸，如果内部无故障,理论上励磁涌流对于零序差动保护而言是穿越性电流,如果中性点零序CT极性正确,合闸侧励磁涌流计算出的自产零序和中性点零序励磁涌流的大小应相等（指一次电流，因ＣＴ变比不同二次电流也不同），相位应相同。

因此我们在变压器空载合闸纵差保护不动作,即无故障时,利用合闸侧的自产零序励磁涌流和中性点零序励磁涌流的相位差来校验零序CT的极性是否正确。

图3 主变空冲时的波形

6 结语

特大型水电站保护配置有其自身的特点，针对这些特点做好投运时的调试工作是保证机组安全运行的重要环节，对于水电机组在保护投运调试时的保护配置、保护投运检查、转子接地、电容电流实测、零序差动电流检查等问题要给予充分的重视。

本文编自《电气技术》，标题为“大型水电机组保护调试中的若干问题”，作者为韩炜炜、徐金 等。