隨著水電機組的發變組保護不斷由中小機組向大機組發展，在工程應用也出現了一些新的問題，尤其是調試過程中，與火電機組有很多的不同之處，需要廣大工程技術人員在工作中給予充分的重視。

本文結合南瑞繼保RCS-985發變組保護裝置以及現場調試經驗，對大型水電機組調試過程中的若干需要關注的問題做了分析和探討，供相關工程技術人員借鑒參考。

1 水電機組保護配置的特殊問題

水電機組與火電機組相比，在保護配置中存在一些特殊的問題。

目前大型水電機組一般均采用雙主雙備保護配置。不同于火電機組，水電一般配置有發電機機端出口斷路器（俗稱GCB），由于GCB的存在，主變有倒送電帶高壓廠用變運行方式，故將主變保護和發電機保護單獨配置。正是由于GCB的存在，發電機不完全差動范圍是發電機中性點1（2）至主變低壓側即GCB的上方。

主變差動則是主變高壓側至發電機機端即GCB的下端。可以最大化實現無死區雙重化配置。但這樣也會帶來一些問題，如發電機后備過流保護如果取機端側電流，則會出現發電機未并網時該電流通道始終無流的問題，可以將該保護動作電流判據改成機端和中性點和電流的最大者。

還有，大型水電站高壓廠用電的負荷占整個主變容量比例較小，故一般主變差動是不計算廠變側的。對于大型變壓器保護一般加設零序差動保護。

對于地下廠房的電站，由于主變內置于地下廠房，距離GIS會有幾百米，對于這段高壓電纜，宜加設光纖差動保護，同時可以通過光纖傳輸遠跳信息，以避免長距離電纜傳輸信息所帶來的干擾隱患。光纖差動裝置需具備多個光電傳輸通道，可以分別接入發變組電量保護動作、非電量保護動作接點，以區分是否啟動斷路器失靈保護。

對于轉子接地保護，云南小灣水電站轉子接地保護采用雙重化的兩套單裝置，安裝在發電機勵磁系統的滅磁柜中，避免了發電機轉子繞組的對外引出，減小了轉子繞組主回路發生故障的機率，提高了發電機運行的可靠性，同時解決了轉子電壓回路對電纜耐壓選型的困擾。但沒有考慮將轉子直接或分壓后引入保護裝置供失磁保護用。

廣西龍灘水電站是采用耐壓6000V的直流電纜將轉子全電壓引入保護盤柜，經1/3分壓后取中間段電壓接入保護裝置，既可以滿足雙套轉子接地保護，也可以將轉子電壓判據引入失磁保護。

比較兩種配置，各有優劣，前者可以通過分壓（如15:1）后接入，但要求比故障錄波器和保護裝置采樣內阻要低一個數量級，否則會由于電阻匹配問題影響測量精度；而后者對電纜要求較高。失磁保護用轉子電壓還可以考慮經4～20mA變送器傳變后輸入，但需考慮變送器的轉換時滯問題。

2 保護投運時的檢查問題

機組首次啟動動試驗過程中，要在各種不同工況下對保護進行檢查，以確認保護的完全正確性，才能正式投入運行。

要注意保護電流通道的選取。各個廠家對于發電機阻抗計算用電流會略有差異，有取機端電流和中性點電流兩種情況。對于兩種情況下阻抗特性是有差異的，需要在做保護裝置靜態校驗時結合定值和通道定義注意校核。

若取中性點電流，則阻抗特性一般近似為方向阻抗繼電器，反方向阻值近似為零。若取發電機機端電流，則阻抗特性多為偏移特性的阻抗繼電器，且正向阻抗遠大于反方向阻抗。

需要特別注意，對于發電機區外故障，不管阻抗保護選擇機端電流還是選擇中性點電流，電流大小方向一致，故障點在阻抗平面上的位置也一樣，故正方向的阻抗定值也應該一致。并非選擇中性點電流時正方向阻抗就是發電機阻抗加上主變阻抗再加上線路阻抗的一部分，而選擇機端電流時正方向阻抗就是主變阻抗加上線路阻抗的一部分。

當然對于發電機內部故障，根據多位學者研究結果表明，低阻抗保護不適宜作為發電機定子繞組內部相間短路的后備保護。發電機阻抗保護可作為發電機機端引出線以及機端所連接設備的后備保護，不能作為發電機內部故障的后備保護，故建議發電機相間后備配置復壓（記憶）過流保護，建議退出發電機阻抗保護功能。

對于大型發電機組中性點一般按多分支引出，簡單取中性點和電流是不合理的，故中性點有多分支電流引出時，一般取機端電流作為發電機阻抗保護用電流通道。故采用偏移特性阻抗繼電器。

同理，主變后備也采用偏移特性阻抗繼電器。主變阻抗保護安裝在主變高壓側，宜按照偏移阻抗圓整定，作為變壓器引出線、母線以及輸電線路的始端一部分的相間和三相短路的后備保護。注意主變阻抗使用的CT極性端在母線一側，其反方向定值才指向系統的。現場調試過程中注意核查CT通道和定值合理性。

關于外部重動定值的檢查。根據反措內容：“不得使用不能快速返回的電氣量保護和非電量保護作為斷路器失靈保護的起動量”。故作為電量保護屏內的外部重動開入啟動跳閘時不需要啟動斷路器失靈節點。注意檢查跳閘控制字。

關于單元件橫差保護。注意記錄不同工況下的數據，并和整定值相比較。一般整定值按0.05If2n.整定，綜合觀測已運行的多臺700MW水電機組的不平衡電流基本在200A以下，遠低于0.05If2n.。如果該電流偏大，注意觀察轉子氣隙、瓦溫等參數。

3 轉子接地保護投運及典型故障

水電機組由于開停方便，一般只保留一點接地，不加設兩點接地。但不建議一點接地后長期運行，以防止兩點接地后燒毀轉子，破壞磁勢。現場在調試投產階段多發生轉子接地現象。

需要澄清一個概念：轉子接地保護的范圍是指整個勵磁和轉子回路，包括整流柜交流側、整流柜、轉子磁極等。現場在調試和投產階段多發生轉子接地現象。在排查接地點時首先確定思路，先排查保護裝置誤報的可能性，然后再整體檢查轉子回路絕緣，確定絕緣降低后，分段排查接地點。

按照雙重化原則，一般配置兩套轉子接地保護，運行中要求只投一套，需要將不運行的那套完全從轉子回路中切除，以防止影響計算。可以通過切換回路，觀察兩套保護裝置的采樣，比較有無較大異常。集成電路型保護裝置會由于元器件老化，經常造成采樣回路異常，影響最終的接地電阻的計算。

排除保護裝置異常后，重點考慮轉子回路異常。在檢查轉子回路絕緣時，建議斷開相關弱電回路，如保護裝置、勵磁調節器等。在整體檢查轉子絕緣降低后，需要分段檢查，一般是在上機架勵磁大軸連接處解開后檢查。

以下將現場常見的幾種故障列舉如下：

1）某電廠投產階段報“轉子一點接地”，保護裝置實測絕緣始終為0k，接地位置50%，檢查轉子本體絕緣無異常，最終考慮勵磁回路，經查為勵磁變低壓側所連接的同步變壓器原邊接地。故在檢查轉子接地故障時，思路需要更開闊，保護裝置檢測的是整個勵磁回路，包括整流柜的交流側。

交流側出現異常，從保護裝置一般現象為絕緣降低甚至到0Ω，接地位置為50%。此類現象在投產階段很常見，機組做短路試驗時，所引他勵電源如果是從接地系統接入，就會出現報轉子接地現象，在恢復自并勵電源后故障消失。

2）某700MW水電站，在投產后幾個月后多次在運行中和停機過程中發“轉子一點接地信號”，接地電阻間歇性下降，最低至0kΩ，接地位置不定。停機后用500V搖表檢測絕緣，正常。在電廠、主機勵磁廠家、中試所、施工局多方討論后，采用逐級分段排查，加大搖表電壓等級。終在2000V搖表試驗下，絕緣下降到0kΩ。

進一步檢查，由于轉子正負母排對主立筋工藝設計太近，導致放電，造成正或負極間歇性接地，已出現燒灼現象，該故障點比較隱蔽，故在前幾次進坑檢查時未能發現。由于大型水輪機組轉子體積龐大回路復雜，不同于火電機組轉子封裝在內部，出現故障的概率較低，磁極較多，連接部件較多且大多裸露，故增加接地的概率，在查找接地點時，須全面全方位檢查。

圖1 負極對主立筋放電

3）華東某水電站180MW機組投產階段報“轉子一點接地”，轉子正對地電壓42V，負對地電壓191V，絕緣接近0k，接地位置25%（靠近正端）。停機后檢查，絕緣正常。再次將機組開啟，機組空轉時，搖絕緣到0 kΩ。最終檢查結果是近正端某一磁極絕緣異常。

多個案例說明，停機后檢查轉子絕緣都正常，但開機后都出現異常。需要考慮到轉子在高速旋轉和劇烈震動過程中很容易出現短時接觸或放電等現象。解釋一個疑問，目前常見有注入式和乒乓式兩種原理，注入式更有優勢，可以全工況監視轉子回路絕緣，但需注意轉子電壓接入點（靠近轉子側還是調節器側）。而乒乓式原理需要勵磁電壓到一定水平時才能計算。

4）某水電廠投產階段頻發轉子接地。

經查保護裝置與勵磁調節器阻容吸收回路沖突。大型機組為了抑制軸電壓，勵磁系統一般會配置軸電壓吸收回路，也就是在轉子正負之間配置兩個電容且在中間接地。這樣就導致勵磁回路的正對地和負對地都經過電容形成回路。

轉子接地如采用注入式原理，則注入電源在對地電容充放電完成之前，保護裝置采樣到的數據是非穩態數據，如果裝置整定的注入電源切換周期沒有躲過充放電的周期，則裝置計算出來的接地阻值是不正確的。

此時一般裝置計算出來的轉子接地阻值不穩定，會在一定范圍內波動，如會在100KΩ～300KΩ（最大值）之間波動。修改注入電源切換周期可靠躲過電容回路的充放電周期后，裝置計算轉子接地電阻穩定在最大值300KΩ不再波動。

普通乒乓原理的轉子接地靠采集轉子電壓利用裝置內部的電阻網絡的定時切換來計算接地位置和接地電阻，同樣如果電容較大充放電時間過長，也會影響裝置的準確計算。

4 水電機組電容電流測量問題

水電站在投產階段一般都會實測電容電流，方法是將發電機機端一相接地并串接一電流表，在發電機中性點和接地變之間有隔刀時會分兩種工況，及經高阻接地和不接地兩種工況，接地后發電機零起升壓，記錄電流值。

參考實測試驗數據當機端單相金屬性接地升壓達到0-20%的數據如表1：

表1

表1中零序電流、低頻電壓和低頻電流數據為采用注入式定子接地，保護裝置所采集的數據。由于始終直接接地，故低頻電壓電流沒有發生變化，能很好地全工況反映定子絕緣。從數據可以看出隨著電壓的升高，電流的水平也在升高。

由于采用接地變高阻接地，可以看出該電流水平遠高于的規程所規定的1A范圍，實測的一次電流其實為電容電流和阻性電流的矢量和。但采用高阻接地在抑制動態過電壓等方面更具備優勢，故目前大型水電多采用高阻接地方式。實測定子電容電流有助于作為機組整定和設計相關資料。

5 主變零差保護的投運問題

水電機組變壓器正在普遍配置零序差動保護，這是因為變壓器零序比率制動差動保護反應變壓器內部單相接地時的零序差動電流，其靈敏度比相電流縱聯差動要高，且零序差動最少受勵磁涌流影響。

影響零序差動保護動作正確性的一個非常關鍵的因素是要保證主變中性點零序CT極性的正確性。現場零序差動保護常常因為中性點零序CT極性接反,導致零序差動保護誤動。

首先定義電流互感器極性端，RCS-985系列采用的公式如下：

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

從公式可見，主變高壓側CT和主變中性點零序CT為同極性輸入，即主變高壓側CT極性端一般定義在遠離主變側，中性點零序CT定義在靠近主變側。

這里工程應用角度介紹兩種主變零差保護CT極性判別的方法。

方法一：有條件的現場可以在發電機帶主變零啟升壓時模擬變壓器區外單相接地試驗，可將地刀單相接地，緩慢升高發電機電壓，甚至利用發電機殘壓也可觀察零序差流。

通過觀察保護裝置采樣顯示：

主變高壓側電流：A相：0A，B相：0.08A，C相：0A；自產零序電流I0T：0.08A；外接零序電流3I0N：0.23A。主變高壓側CT變比1600/1，零序CT變比為600/1，歸算到一次自產零序為128A，外接零序為138A。

主變高壓側自產零序和中性點零序電流之間夾角為358度。

此時自產零序電流3I0T應當幾乎等于外接零序電流3I0N，零序差流幾乎為零，且極性幾乎相同。并可以通過調低零序電流的定值，讓零序電流保護動作或啟動，并錄取動作波形，通過故障波形也可分析。

圖2 主變高壓側區外單相接地時的波形

方法二：在倒送電做主變沖擊試驗時，即主變接地運行時在高壓側空載合閘，如果內部無故障,理論上勵磁涌流對于零序差動保護而言是穿越性電流,如果中性點零序CT極性正確,合閘側勵磁涌流計算出的自產零序和中性點零序勵磁涌流的大小應相等（指一次電流，因ＣＴ變比不同二次電流也不同），相位應相同。

因此我們在變壓器空載合閘縱差保護不動作,即無故障時,利用合閘側的自產零序勵磁涌流和中性點零序勵磁涌流的相位差來校驗零序CT的極性是否正確。

圖3 主變空沖時的波形

6 結語

特大型水電站保護配置有其自身的特點，針對這些特點做好投運時的調試工作是保證機組安全運行的重要環節，對于水電機組在保護投運調試時的保護配置、保護投運檢查、轉子接地、電容電流實測、零序差動電流檢查等問題要給予充分的重視。

本文編自《電氣技術》，標題為“大型水電機組保護調試中的若干問題”，作者為韓煒煒、徐金 等。