水暖之家讯：1　三峡电站机组内部故障分析结果的严重分歧

为便于对比，假定裂相横差保护K1和单元件横差保护K2的接线方式如图1所示，即每相5并联分支中的1、2、3分支为一组，4、5分支为另一组，构成三元件式（三相式）裂相横差；在中性点O1与O2之间接单元件横差。

图1　定子绕组接线方式
Fig.1　Connectionofstatorwinding

文[1]中，表1和表2的“横差电流dIn”与“裂相横差电流Iap”，在所列举的匝间短路全部24个数据中恒有dIn＝Iap。

表1　Ⅰ号机K1、K2保护的Ksen(Iset＝0.2In)

　a11号线圈上层
～8号线圈下层a19号线圈上层
～23号线圈下层a114号线圈下层
～a236号线圈上层K11.915(3.830)4.888(9.776)6.668(13.340)K20.043(0.172)0.984(3.936)2.134(8.536)表2　Ⅲ号机K1、K2保护的Kset(Iset＝0.2In)

　a17号线圈上层
～8号线圈下层a111号线圈上层
～24号线圈下层a226号线圈上层
～a134号线圈下层K1a0.189(0.379)7.480(14.960)2.295(4.589)K20.043(0.172)1.407(5.628)0.519(2.076)

文[1]作者对裂相横差保护和单元件横差保护的动作电流均设定为Iset＝0.2In＝1A，所以在dIn＝Iap的条件下，两种保护将有相同的灵敏度。
应该说明的是，裂相横差保护K1的不平衡电流比单元件横差保护K2的不平衡电流大，因为K1两台CT的误差不一致和一相5个分支因在空间几何位置不同而会导致感应电动势不同，均将产生不平衡电流，而K2反映的是全部15个分支在空间几何位置的不同，即三相1、2、3分支与4、5分支间的差别，比K1仅反映的一相1、2、3分支与4、5分支间的差别要小，而且K2只有一台CT，所以K2的不平衡电流小，Iset也应小。但为了与文[1]作对比，笔者也取K1、K2的Iset均为0.2In。
为简单清晰起见，仅举6例（均为同相匝间短路），在Iset＝0.2In定值下，计算它们的灵敏系数Kset。
与文[1]的K1、K2两种保护接线完全一样，动作电流整定也一样，但笔者对K1和K2保护灵敏系数计算结果表明，两者相差甚远，但文[1]却有相同的灵敏系数。
表2和表3括号内的数据，是笔者原来的灵敏系数计算值，K1的Iset＝0.10In，K2的Iset＝0.05In，两种保护的灵敏系数相差很大。

2　分析计算结果分歧的产生原因

从图1可知，裂相横差a相继电器K1a流过电流为

单元件横差继电器K2流过电流为

欲　，则必须有

即

(1)

或

(2)

没有任何理由使式（1）或式（2）成立。也就是说，Iap＝dIn是毫无根据的，因此笔者对文[1]中表2和表3的匝间短路仿真计算结果深表怀疑。
探讨为什么有Iap＝dIn的关系，文[1]作者最有发言权。笔者为参加讨论，提出一些不同观点。
首先文[1]对匝间短路计算作了两条假设，实际这些假设条件完全出自文[3]，而文[3]又为什么要在计算匝间短路时采用这两条假设呢?根本原因是80年代初，国内外对发电机内部故障计算的认识还很浅，通常将匝间短路“等效”成为对中性点的单相短路（保持短路匝间数不变），现在大家已清楚，这样做并不等效。将匝间短路视为单相短路的目的是采用对称分量法，对此已有很多著作明确指出对称分量法用于发电机内部故障计算既不简便（各序不独立、序间互感难计算）也不准确，国内外同行大多已摒弃此法。对于文[3][4]，为了应用对称分量法来解决电机内部故障计算问题，就必须首先获得各序阻抗，而定子绕组内部不对称短路各部分的正、负、零序阻抗的正确计算十分困难和复杂，要简化，就得从已知参数X″d、X2、X0、Xl（漏抗）等入手，“近似”地求得各部分绕组的三序阻抗；与此同时，将正序电动势简单地处理为：当一分支绕组的短路部分为α，则该部分有（为额定电压相量），非故障部分有（1－α）。这就是说，当α部分被短路时，不改变各部分电动势相位，仅仅在幅值上以α分配，这显然是有违于实际的。持这种观点的人，同样认为α部分（往往加上α很小）短路，发电机的X″d、X2、X0等基本参数近似不变，否则内部故障时各部分绕组的三序阻抗如何从X″d、X2、X0导出？
今天已有严谨的计算各部分自感、互感参数的方法和软件，为什么还要继续采用文[1]和文[3]中的两条假设(即互感不变、故障点位于中性点附近)呢？再者，某一几何位置的匝间短路有何必要移位到中性点而当作单相短路处理呢？故障点移位的故障计算是否能达到等效的目的?
1982年出版的文[4]，作者限于当时的认识水平，大量介绍了国内外缺乏理论基础的所谓实用计算法，既要实用就得简化，将一台内部故障的发电机，生硬地分为故障部分和健全部分，后者包括非故障相的绕组，也包括故障相的非故障分支绕组，将非故障部分与故障部分截然分开，并视诸非故障分支仅仅是互不相关的电路上的并联支路，它们的正序电抗被武断地以aX″d表示（a为每相并联分支数），如某相故障分支仅1个，则a－1个非故障分支并联后的正序电抗就取作X″d，以此与故障分支电抗并联而构成故障相的等效电路。至于非故障相，当然可方便地以X″d表示其正序电抗。这样做确实是方便了，但严重扭曲了内部故障的真实情况，例如故障相的a－1个非故障分支电流都相同了，与各分支绕组的实际几何位置无关了，从而也不可能正确评价不完全纵差保护的性能，因为不完全纵差的中性点侧电流可能就是健全分支电流。为了说明问题，这里援引三峡工程1号机内部故障的算例，说明健全分支电流的概况。为保护灵敏度校验，发电机与系统断开孤立运行，励磁按发电机空载额定电压时Ifdo考虑，a1分支的1号线圈上层对a1分支的8号线圈下层发生匝间短路，三相15个分支的电流依次为：
a1～a5：
2997.596A，147.83°；317.409A，53.69°；930.688A，-42.18°；940.633A，-38.02°；
1123.941A，－35.17°
b1～b5：
897.769A，-22.71°；223.915A，144.36°；
66.656A，－59.58°；140.968A，-38.09°；
869.204A,155.5°
c1～c5：
263.362A,-45.04°；41.955A,-95.33°；24.421A,122.62°；59.699A，-172.28°；
241.979A,117.01°
注意到14个非故障分支电流在大小和相位上各不相同，有的相互接近反向，决非彼此大小相等、相位一致。
若以3、4、5分支电流构成不完全纵差保护，则它们的灵敏系数Ksen如下：
Ksen.a＝2.221；Ksen.b＝0.506；Ksen.c＝0.217。
虽然同是健全分支电流，但彼此不同。
如果将非故障分支电流视为完全相同，必然有三相Ksen全同。这些不科学的概念和做法，迄今仍有影响，我们热切的希望消除这些错误概念，利用现代手段（计算机），科学地解决发电机内部故障的复杂计算问题。

3　结束语

鉴于发电机内部故障的分析计算问题是电气主设备继电保护的理论基础，十分重要，但继电保护工作者对此极为陌生，而电机的设计制造并不以内部故障为其依据，所以电机工作者过去不愿过问，这种局面使发电机保护人员对内部故障特征认识长期停止不前，发电机保护方案固步自封，保护装置运行水平较低。
近20年来，少数科技人员开发了发电机内部故障的新算法（多回路分析法），但多数主设备保护科技人员仍主要从事于保护装置的研制，对内部故障计算了解不多，熟悉更少。正是这些情况，少数单位和科技人员对大型发电机（例如三峡电站）的内部故障分析计算资料的发表要十分谨慎，因为很少有人能参于讨论、识别数据的真伪。为了避免在同行中引起不必要的混乱，对于大型发电机内部故障计算数据的公布，应慎之又慎。将来应推广普及这方面知识，并在同仁中展开讨论，以便提高认识。

　

参考文献

　[1]　邰能灵etal.三峡大型机组的内部故障分析与保护配置研究.电网技术，1999,23（1）
　[2]　王维俭.电气主设备继电保护原理与应用.北京：中国电力出版社，1996
　[3]　史世文.大机组继电保护.北京：水利电力出版社，1987
　[4]　王维俭.侯炳蕴.大型机组继电保护理论基础.北京：水利电力出版社，1982
　[5]　尹项根.同步发电机定子绕组故障瞬变过程数字仿真及其微机继电保护新原理的研究.［博士学位论文］.武汉：华中理工大学，1989

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