0引言
2007年某电网中共发生定子接地保护动作情况六起，其中两起是由于发电机发生了定子接地故障，定子接地保护动作正确动作：三起是由于二次回路的问题引起定子接地保护动作，还有一次是定子接地三次谐波发信号。在这六次动作过程中，以次事故最为典型，所以本文详细介绍了事故发生的过程，进行了继电保护动作行为分析，提出改进建议和防范措施，供大家参考。
1概述
某厂#4机系上海发电机厂引进美国西屋公司技术制造的QFSN-660-2型水氢氢冷却方式发电机，额定功率660MW，额定电压20kV，2Y结构。该机于2007年投产后一个月发生了定子绕组环形引线过热损坏而导致非正常停机的事故。本次事故#4发电机先后发生定子接地故障和匝间故障，该机继电保护装置采用南瑞继保公司的RCS-985保护装置，双重化配置，动作过程中，定子接地保护先启动，ls钟后匝间保护启动。由于动作时间的不同，
最后由匝间保护动作于跳闸，两套保护均正确动作。但本次事故中的继电保护动作行为值得我们思考，如果保护能够更早一些动作，定子引线事故将不会扩展为定子线圈事故，至少可以减少受损线棒的个数。所以定子接地保护和匝间保护的动作行为值得我们分析思考。
2部分参数
2。1部分PT、CT参数
机端PT变比
专用CT变比
中性点接地变压器电压变比
20kV/220V/100V
系统接线如下面的简化图l所示（未标出厂变、励磁变等设备）。
图1系统接线简化图
如图l所示，发电机中性点经接地变压器接地，变压器二次侧带负载电阻，变压器高压侧额定电压为20kV，低压侧有两组，220V绕组接负载电阻，100V绕组作为中性点零序PT(20kV/100V)。
2。2定子接地保护定值
零序电压定值20。00V
零序电压高定值25/00V
零序电压保护延时1。50S
并网前三次谐波比率定值2。30
并网后三次谐波比率定值2。30
三次谐波差动定值0。50
三次谐波保护延时1。50S
2。3匝间保护定值
纵向零序电压定值3。00V
纵向零序电压高定值10。00V
零序电压保护延时0。20S
3故障及设备检查情况
2007年07月04日16：20，#4机负荷维持在650MW，运行人员发现发电机内冷水压力升高，水压从0。23MPa逐渐上升到0。4MPa，检查内冷水各阀门状态正确，内冷水箱水位60cm，均正常。l6：26，#4锅炉MFT，首出原因为“发电机故障”，发变组保护柜“匝间保护”动作，厂用电切换正常。同时发现#4机组跳闸后内冷水压力升高到0。8MPa，检查发现发电机下部四个液位计均满水。跳机时汽侧测温元件接线板处漏氢着火。16：06发电机绝缘过热装置曾发出装置报警信。
调DCS和发变组故障录波器的有关记录：
16h20m43s，发电机电压A相11。39kV，B相11。39kV，C相11。39kV，发电机电流A相由20228A升至20908A，B相由20348A升至21096A，C相由20261A降至18959A，发电机负序电流由50A左右增大到446A，同时发电机#7瓦振动由78um增大到150/am左右，内冷水压力由0。25MPa逐渐
升高到0。4MPa左右。
16h21m40s，负序电流逐步增长至约1300A，发电机相电压A相升至l2。17kV，B相升至l1。78kV，C相降至9。03kV，线电压基本无变化。机组跳闸时负序电流突增到约3457A，跳机时发电机绝缘过热装置也发出报警信号。
16h25m40s，发电机漏氢检测装置检测到定子内冷水箱内出现氢气，并逐渐上升，氢气湿度开始增大。
16h26m43s，发电机“定子接地保护”启动，ls后“匝间保护”启动，由于“定子接地保护”启动，由于“定子接地保护”动作时间延时1。5s，“匝间保护”动作时间延时0。2s，故发变组保护柜显示“匝间保护”跳闸。跳闸时，发电机相电压A相升至12。42kV，B相升至l3。17kV，C相降至8。26kV，出现零序电压(二次2lV)，出现较小零序电流。
停机后测量发电机定子绝缘，A相绝缘为130MΩ，B、C相绝缘为零；测量定子直流电阻，A、B相可以测出，C相无法测出。测量转子绝缘为零。
经过发电机专业人员分析，该厂#4机发生事故的过程为：首先由于气堵致使C相并联绕组中的2W2引线烧断，连接线烧断后，2W支路开路，此时C相负荷全部转移到1W分支，导致1W支路电流达额定电流的200％，根据国标要求，在1W支路承受2倍额定电流的情况下，其允许时间根据上式其值为不大于l2。5s。由于整个过程持续时间比铰长(大约6min)，造成整个分支的绕组快速升温过热，使定子线棒绝缘严重受损，逐步发展为接地和匝间短路，导致发电机定子线棒汽侧端部受损严重和转子严重污染。
4继电保护动作情况
发变组保护装置为南瑞继保的RCS-985装置采用双重化配置，A柜、B柜均正确动作。动作报文以保护A屏的报文为例，如图2。
跳闸报告
RCS-985B3113。11装置跳闸报告
报告序号 起动时间 相对时间 动作元件 动作相别
118 2007年07月04日16时28分45秒815毫秒 1249ms
1251ms
1710ms 跳闸保护
TJ1跳闸出口1，TJ4跳闸出口4
TJ5跳闸出口5，TJ6跳闸出口6
TJ8跳闸出口8，TJ9跳闸出口9
TJ11跳闸出口11，TJ12跳闸出口12
跳闸高定值段，外部重动跳闸
119 2007年07月04日16时56分35秒815毫秒 015ms 外部重动2跳闸
TJ1跳闸出口1，TJ4跳闸出口4
TJ5跳闸出口5，TJ8跳闸出口8
TJ9跳闸出口9，TJ11跳闸出口11
TJ12跳闸出口12
120 2007年07月04日16时59分26秒295毫秒 015ms 外部重动2跳闸
TJ1跳闸出口1，TJ4跳闸出口4
TJ5跳闸出口5，TJ8跳闸出口8
TJ9跳闸出口9，TJ11跳闸出口11
TJ12跳闸出口12
开入变位报告
RCS-985B3113。11装置开入变位报告
报告序号 报告时间 开入变位报告
105 2007年06月30日16时16分17秒678毫秒 断路器A跳位1→0
106 2007年06月30日16时20分26秒049毫秒 投误上电保护1→0
107 2007年06月30日16时20分28秒347毫秒 投启停机保护1→0
108 2007年07月04日16时28分45秒815毫秒 定子接地启动0→1
109 2007年07月04日16时28分46秒854毫秒 发电机保护启动0→1
110 2007年07月04日16时28分46秒858毫秒 主变后备启动0→1
111 2007年07月04日16时28分46秒854毫秒 断路器A跳位0→1
自检报告
RCS-985B3113。11装置自检报告
报告序号 报告时间 开入变位报告
100 2007年06月24日16时42分17秒101毫秒 恢复正常
101 2007年06月24日20时40分38秒265毫秒 外部重动1开入信号
102 2007年06月28日05时36分36秒922毫秒 恢复正常
103 2007年06月28日06时08分32秒344毫秒 外部重动1开入信号
104 2007年06月28日06时08分45秒465毫秒 恢复正常
105 2007年06月28日06时19分46秒703毫秒 三次谐波电压比率信号
106 2007年06月28日06时19分49秒633毫秒 恢复正常
116 2007年07月01日21时40分27秒248毫秒 恢复正常
117 2007年07月02日8时46分30秒505毫秒 A厂变启动风冷
118 2007年07月04日16时28分43秒470毫秒 三次谐波电压比率信号
A厂变启动风冷
119 2007年07月04日16时28分47秒508毫秒 外部启动1开入信号
三次谐波电压比率信号
A厂变启动风冷
120 2007年07月04日16时28分49秒638毫秒 外部启动1开入信号
三次谐波电压比率信号
121 2007年07月04日16时28分51秒188毫秒 外部启动1开入信号
122 2007年07月04日16时28分55秒815毫秒 外部重动1还如信号
保护板长期启动
123 2007年07月04日16时28分58秒003毫秒 外部重动1开入信号
图2RCS-985保护装置报告
上文报告显示：
（1）自检报告显示：2007年06月28日06时l9分46秒703毫秒时刻，发出一次“三次谐波电压比率信号”，续了约3s时间，于06时l9分49秒633毫秒恢复正常。
（2）自检报告显示：2007年07月04日116时28分43秒470毫秒时刻，再次发出“三次谐波电压比率信号”，并至少持续到28分49秒638毫秒，持续6s以上。
（3）开入变位报告显示：2007年07月04日16时28分45秒815毫秒时刻，“定予接地启动0一>l”，事后对录波波形的分析可知该启动对应于“基波零序电压的定子接地保护”。
（4）开入变位报告显示：在“定子接地启动”后约1s，于28分46秒854毫秒时“发电机保护启动0一>l”。对照跳闸报告和故障录波波形，该启动为“匝间保护启动”。
（5）开入变位报告显示：2007年07月04日16时28分46秒858毫秒时刻“主变后备启动0一>l”：28分47秒133毫秒时刻“断路器A跳位0一>l”，说明此时机组断路器已跳开：28分47秒507毫秒。
（6）跳闸报告显示：相对于“2007年07月04日l6时28分45秒815毫秒”时刻，经过1249ms，匝间保护动作跳闸：经过1251ms，匝间保护高定值段保护动作；经过1710ms外部重动l跳闸。
根据报文得到的动作时序示意图如图3所示(时间没有按照等比例绘制)。
基波零序电压定子接地保护延时定值为1。5s，匝间保护延时定值为0。2s，从动作时序上看，基波零序电压定子接地保护延时还没有到1。5stt寸，匝间保护就启动并经过约0。2s后动作于跳闸。
注：6月28日的“三次谐波比率信号”可能已预示到发电机定子绕组存在绝缘隐患。
图3动作时间时序示意图
5动作波形及数据分析
5。1定子接地故障分析
（1）定子接地故障的确定
根据打印的报文，启动后l～2周波内的各电压值：
表1启动后两周波内的各电压值
各路波形幅值（启动后1~2间的一个周波内有效值）
发电机A相电压（UFA1）060。71V 发电机B相电压（UFB1）066。84V
发电机C相电压（UFC1）044。54V 专用TVA相电压（UFA2）057。70V
专用TVB相电压（UFB2）056。59V 专用TVC相电压（UFC2）055。86V
发电机过励磁（UF）00。984 发电机机端零序电压(UO)021。81V
发电机中性点零序电压(UN)010。67V 发电机纵向零序电压(UZ)002。43V
机端三次谐波电压(UF3)005。36V 中性点三次谐波电压(UN3)000。45V
次谐波电压差值(UFN3)001。95V
从表1数值我们可以看到：发电机中性点零序电压UN=l0。67V>定值l0。0V，与此同时发电机机端零序电压U0=21。81V>l0。0V×1。732=l7。32V。满足基波零序电压定子接地保护启动条件。零序电压未达到高定值段。
机端与中性点三次谐波电压的比率满足：UF3/UN3=5。36V/0。45V=11。9>定值2。3。
三次谐波电压差值满足：UFN3：1。95V>定值0。5V。
从基波零序电压、三次谐波电压的判据都明确判别出此时已发生定子接地故障。由于启动后延时朱到1。5s，定子接地保护未跳闸。
为什么要设1。5s呢？根据整定计算导则规定：发电机中性点经配电变压器高阻接地时，接地故障电流大于√2IC，一般情况下均将大于允许值，所以单相接地保护应带时限动作于停机，其时限应与系统接地保护相配合。
（2）接地故障位置的估算
由于C相电压明显降低，可判断接地故障发生在C相。若故障是金属性接地故障，则健全相A相和B相的电压应该相等或接近。从数据上看，B相电压略大于A相电压，可知此接地故障不是金属性接地故障，存在一定的过渡电阻。由于不知道接地过渡电阻的具体数值，无法较为准确地计算接地位置。考虑到A相电压与B相电压相差不算很大，近似认为是金属性接地故障，则故障位置：
即C相绕组在距离中性点20％附近出现了接地故障。
（3）中性点电压偏低的问题
根据提供的机端PT变比，以及中性点接地变电压变比参数，机端零序电压应当是中性点零序电压的1。732倍，机端零序电压U0=21。81V时，中性点零序电压UN应当为，而实际测量得到的电压仅为l0。67V，明显偏低。
机端PT用于电压测量，可以认为电压变比是比较准确的。中性点零序电压通过接地变压器的100V电压抽头得到，准确性值得怀疑。若接地变压器电压变比是在变压器空载状况下设计的变比，则当变压器外接负载电阻Rn时，由于存在短路阻抗，低压侧电压必定比空载情况下更低。实际变比已不是20kV/100V了。
如果20kV/100V的变比准确，对于本次事故，那么当机端U0>17。32V时，中性点UN>10V，保护就可以启动。基波零序电压定子接地保护可以更早的启动，可以大大减少对定子的损伤。
5。2匝间故障分析
在定子接地故障初期，由于是C相并联绕组中的2W2引线烧断，并未发生匝间故障，纵向零序电压UZ=2。43V<定值3V。之后，纵向零序电压明显增大。通过RCS-985软件读取匝间保护跳闸时刻的电流、电压值，为看清不同时段的波形，将三段波形分开，并标注了相对启动时刻的时间。
图4保护跳闸时刻电流、电压值
从RCS-985软件读取对应于跳闸时刻（T=1248ms)的各个量：IA=4。663A，IB=1。884A，IC=3。670A，U0=24。928V，UN=3。479V，Uz=17。991V。
(1)匝间保护高定值段核算
Uz=17。991V>电压高定值10V。匝间保护高定值段动作。
(2)匝间保护灵敏段核算
发电机额定电流（二次值）为
。
发电机A相电流最大，且从IA>Ie。
从RCS-985软件寻找电流波形过零点对应的相对时标，以此计算三相电流的相位关系。具体寻找过零点的过程略，寻找结果如表2所示。
计算发电机负序电流：
表2电流过零点时标
相别 过零区间时标/ms 过零区间时标/ms 相对时差/ms 相对角度/（°）
A相电流 130。86~130。96 130。91 0 0
B相电流 138。13~138。24 138。20 7。29 131。2
C相电流 142，03~142。14 142。09 11。18 201。2
匝间保护灵敏段动作方程为：
将数据代入上式，
Im=(4。663–3。582)+3×3。190=10。651A
Uz=17。99lV>11。92V
匝间保护灵敏段动作。
（3）跳闸后匝间故障持续
从录波波形上看，发电机匝间故障后，保护跳闸正确出口，跳闸后发电机电流很快降到零，灭磁开关也跳开，转子电压先降为零，后变为负值（转子电流经灭磁电阻续流，转子电压为负）：但是由于转子时间常数较大，转子电流下降相对较慢，发电机电压衰减较慢，跳闸后的几个周波内的电压甚至看不出有明显的衰减，因此匝间故障会持续，并严重损伤发电机。
6分析结论
（1）经过分析，本次#4发电机的故障为C相定子单相接地故障转化为较为严重的匝间故障，故障特征明显，经发电机解体检查后证实：励端C相并联分支中的2W2环形引线在188°和212。29°绝缘夹板之间的部分导线被烧断。
（2）在前而我们分析出存在中性点零序电压测量值偏低的情况，建议在发电机中性点对地另外安装20kV/100V的单相PT用作测量发电机中性点电压：或者适当调整定子接地基波零序电压定值。接地变压器电压变比是在变压器空载状况下设计的变比，当变压器外接负载电阻Rn时，不仅存在着数值的误差，还存在有角度差。对于本次事故，如果20kV/100V的变比准确，基波零序电压定子接地保护可以更早地启动跳闸，大大减少发电机的损失。
（3）建议继电保护工作者重视定子接地保护的二次回路，同时对于定子接地保护的动作时限配合问题，可以考虑与主保护配合，而从定值上躲过系统接地对定子接地保护的影响。
（4）建议对于2Y结构6个出线头的发电机，装设横筹保护。如果此台发电机装有横差保护，在定子引线事故转变为匝间故障之前时就会跳闸，就不会损伤发电机定子绕组，避免事故扩大化。