發電機斷路器對單相接地故障影響的研究

余銀輝，王文明，孫 煒

(中廣核研究院有限公司，廣東 深圳 518120)

0 引言

近年來，隨著發電機出口斷路器容量、可靠性及經濟性的提高，國內采用發電機出口斷路器（GeneratorCircuitBreaker，GCB)的大型發電機組逐漸增多，老舊發電廠采用新型發電機出口斷路器取代原負荷開關的改造也日益增多。加裝發電機出口斷路器可提高發變組保護水平，縮小故障范圍。對于1000MW及以上機組應用場合，目前瑞士ABB公司的HEC7/8型發電機斷路器在世界范圍內具有最大的市場占有率。

1 負荷開關改造概況

某核電廠發電機出口負荷開關為瑞士ABB公司生產的DR36U1250型老式氣動開關。基于多方面原因，對該核電廠發電機負荷開關及其附屬設備進行整體換型改造。根據短路電流等參數的校核，最終選擇瑞士ABB公司的HEC7B型發電機出口斷路器。系統改造前后結構如圖1，2所示。

改造后，發電機出口斷路器每相的發電機側和變壓器側電容分別為132nF和260nF。電容的作用在于限制斷路器分斷時的暫態恢復過電壓。

該電廠發電機中性點采用經中性點接地變壓器高電阻接地方式。2臺完全一樣的中性點接地變壓器，分別位于發電機中性點和廠變A中性點。均按阻性電流5A配置配電變壓器及二次側電阻。

圖1 系統改造前后結構

高阻接地的目的是限制定子繞組單相接地故障的間歇性弧光暫態過電壓和2次(或多次)重燃的動態過電壓，也因此增大了接地電流，使發電機定子繞組發生單相接地故障時能迅速切除機組，使其免受損壞。

2 對單相接地故障電流的影響

發電機定子單相接地故障是發電機的一種主要故障類型。定子繞組發生單相接地故障時，若發電機本身及其引出回路所連接元件的對地電容電流超過允許值，將燒傷定子鐵芯，進而造成定子繞組絕緣燒損，引起匝間或相間短路。如不及時處理，易引起故障點局部過熱，燒毀定子線棒及鐵芯。故障電流產生的電弧會灼傷接地點的鐵芯，具體表現為鐵芯有燒痕甚至是明顯的小坑，線棒絕緣燒損有熔渣；電弧還會灼傷其他部位，擴大絕緣損壞程度。此外，鐵芯疊片燒結在一起，會產生渦流并引起定子繞組局部溫升加劇，進一步破壞絕緣。當出現另一點接地時，就會造成匝間或相間故障，使發電機受到更為嚴重的破壞。

電容電流Ic與電容C的大小成正比:

式中:V——發電機額定電壓；

故障電流I如下式：

式中:IR——發電機定子接地阻性電流。

對改造前后單相接地故障電流進行分析計算，結果如表1所示。

表1 GCB改造前后發電機單相接地故障電流計算

改造前發電機單相接地故障電流為10.85A，而改造后發電機單相接地故障電流將增大為13.93A。

DL/T620—1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》規定，“單相接地故障電流一般限制為 10A”。IEEEC37.101規定，“限制單相接地故障電流在3—25A”。美國電氣標準和英國電氣規程規定，為了減少單相接地故障時對設備的損壞程度，故障電流應限制在10—15A。GB14285—2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》規定，可根據發電機廠家的要求設計單相接地故障電流的限值。

德國西門子公司提出，發電機單相接地故障電流必須限制在15A以下，接地保護動作于跳閘，以減輕定子鐵芯損傷。

20世紀90年代初期，我國在引進百萬千瓦級別機組期間針對發電機中性點接地方式進行了大量的研究。對于百萬千瓦級別機組，國際上普遍采用高阻接地方式，而國內普遍采用諧振接地方式。諧振接地方式下單相接地故障電流可限制在1A以下，而高阻接地方式的單相接地故障電流則大許多。國內某科研院所采用某大型水電廠現運行發電機組的備用件進行了模擬故障電流對鐵芯的燒損研究，試驗鐵芯電壓等級15.75kV，用0.5mm冷軋硅鋼片專門制作，鐵芯全長0.5m，重約300kg。試驗時，在線棒上人工鉆1個小孔，以實現引弧，通過改變電容器值以獲得所需電流值，在有效值為31.2A的故障電流下，不同燃弧時間對鐵芯的破壞結果如表2所示。

表2 電弧燒損試驗結果

從試驗結果可以看出，因持續時間極短，鐵芯只有輕微的熔焊現象，只需略作修補即可；其發生渦流發熱或相間短路等繼發性故障的可能性極小。

綜上，改造后的單相接地故障電流值符合國際標準要求，比DL/T620—1997規定的值略高；從試驗結果來看，該故障電流不會對發電機造成不可修復的損壞。

3 對單相接地故障弧光接地過電壓的影響

故障電流產生的電弧帶來的瞬態接地過電壓在故障相和非故障相都會引起電壓升高，過電壓對絕緣亦有破壞作用。國內外的研究表明，在高阻接地情況下，過電壓只需10ms就能衰減。

美國在20世紀30—40年代，對高阻接地方式進行暫態仿真試驗，給出了重燃弧過電壓與中性點接地電阻之間的關系曲線，如圖2所示。研究表明，發電機單相接地、任意重燃次數的過電壓數值Utr與中性點電阻的功耗、三相定子繞組對地電容的無功伏安有關。當二者比值接近1時，Utr=2.6Eph(Eph為額定相電壓的峰值)，相當于新機出廠試驗電壓3.5Eph的75%。進一步減小中性點接地電阻值R(即增大有功功耗),對減小Utr的作用已不明顯，但是卻會增加故障電流。

圖2 過電壓與有功損耗和無功損耗的比值的對應關系

DL/T620—1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》規定，“高電阻接地的系統設計應符合R0≤XC0的準則，以限制由于電弧接地故障產生的瞬態過電壓。”

DL/T5090—1999《水力發電廠過電壓保護和絕緣配合設計技術導則》4.5節規定，“發電機的暫時過電壓為2.6Eph，即1.5倍發電機額定電壓，即發電機的工頻耐壓試驗值。”

GCB改造后，在GCB閉合狀態下，單相接地故障情況下的容性電流(9.71A)仍然低于阻性電流(10A)，滿足設計及相關標準要求；在GCB打開狀態下(機組并網前)，單相接地故障情況下容性電流(5.54A)將大于阻性電流(5A)，不滿足相關標準要求。阻性電流和容性電流的比值為0.9，阻抗和容抗的比值為1.1，過電壓約為2.72Eph(按照比值為1，過電壓2.6倍；比值為0.75，過電壓為2.9倍，線性擬合得出)。

預試規程中規定，“發電機定子繞組交流耐壓試驗，運行20年以上不帶架空線試驗電壓為1.3—1.5Un。”

該發電機絕緣水平較高。發電機定子繞組出廠耐壓實驗為55kV，約為3.67倍額定相電壓；其中單根線棒主絕緣為71kV，短時耐受2.72Eph,完全在發電機的耐壓設計值內。

4 國內外應用現狀

據相關文獻，大型發電機中性點經接地變壓器高阻接地方式，有的接地電阻已不按2.6p.u.的過電壓限制，而是按單相接地電流應盡量減小而選取較大的值。

三峽電站也采用了與本次改造類似的GCB。三峽電站2號機組的接地電阻選型突破了傳統的比值為1的要求，阻抗和容抗的比值為1.17。文獻8指出，當限制中性點電流為5A時，發電機中性點等值電阻與對地容抗之比Rn/XC為4.8,此時發生單相接地故障時暫態過電壓將達到3.5倍額定電壓。分析認為，三峽電站發電機定子繞組主絕緣等級高，且定子繞組對地電容大，單相接地故障時的電容電流比較大，因此定子繞組單相接地故障引起的危害，過電壓是次要的，故障電流是主要的；選取發電機中性點接地電阻大小時，應適當放寬對過電壓的限制。

5 結論

通過對某電廠負荷開關整體換型的改造，計算和研究發電機出口斷路器電容對發電機單相接地故障電流及瞬態過電壓的影響，認為單相接地故障電流從10.85A增加為13.93A不會對發電機造成嚴重的損壞事故。機組并網前單相接地故障情況下弧光過電壓為 2.72Eph，略超過相關標準 (2.6Eph)的要求，但低于該電廠發電機的絕緣等級，與預試規程要求的1min耐壓試驗電壓相當，且故障情況下過電壓持續時間很短(小于1s)，故認為單相接地故障情況下的弧光接地過電壓也不會對發電機產生嚴重的損壞事故。以上分析結論可為老舊發電廠進行發電機出口斷路器整體換型改造提供參考。

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