600MW及以上机组发变组保护配置的几个问题

（深能合和电力(河源)有限公司）

600MW及以上机组发变组保护配置的几个问题

吴慧基

（深能合和电力(河源)有限公司）

本文对某大型电厂发电机变压器保护配置的几个典型问题进行了分析和介绍，通过对比方案，列举分析实例，对发变组若干保护的优化配置提出了有关建议，供设计和现场调试、维护人员参考借鉴。

保护；配置；电流互感器；程序跳闸

0 引言

我国电力系统600MW及以上大容量机组已成为发电的主力军，作为电力系统重要组成部分之一的大型发电机组不但结构复杂，而且价格昂贵，一旦发生内部故障，如不及时予以切除而造成设备损坏，不但检修周期长，造成的经济损失也是巨大的。因此，为其配置完善合理的继电保护有着重要的意义。本文结合某电厂(2×600 MW机组)工程，对工程阶段有关发变组保护的几个配置问题作探讨和分析。

1 发变组差动保护的优化配置

传统机组差动保护方案包括发电机差动、主变差动以及发变组差动，实现内部故障的双重化配置；新的方案一般配置双套发电机差动、主变差动，发变组差动是否需要配置就成为焦点问题。四种发变组差动保护配置方案见表1。

表1中方案一、方案二保护配置主要采用各主设备分别装设差动保护方式，即第一套保护和第二套保护均配置发电机差动、主变差动和高厂变差动保护，不同之处在于方案二的二套保护屏增加了发变组差动保护。方案三、方案四保护配置第一套与前相同，第二套保护配置发变组差动和高厂变差动。由于发电机两侧电流一致，整定灵敏，为加强发电机保护，方案四较方案三在第二套保护中增加了发电机差动保护。综合考虑，方案一差动保护配置采用各元件独立的差动保护，具有保护配置简洁、整定方便和双重化保护完全相同便于维护的优点；方案二在方案一基础上增加了发变组差动保护，增加了差动保护的冗余性能；当采用一体化微机保护装置（如南瑞继保、许继电气、国电南自等）时，发电机变压器组差动保护可采用方案一、二、三、四，对于非一体化的微机保护（SIEMENS、GE、AREVA等）需增加一台保护装置来实现，可以考虑方案一。

表1 发变组差动保护配置表

在司令图中采用方案一，没有使用方案二的原因是不能为发变组保护提供独立的电流回路，当电流回路或保护装置故障时，将与发电机差动保护和主变差动保护同时失去，实际起不到冗余的作用。分析如下：

1）方案一只考虑了电气二次设备本身（电流回路、保护装置本身）故障方面的原因，而没有考虑实际一次设备出现故障时，配置发变组差动保护的必要性，对于发变组单元，发电机差动反应发电机内部相间故障、主变差动反应主变内部故障，对于一点在发电机内部、一点在主变内部的故障，如发电机差动采用循环闭锁式以及主变差动两相动作才允许出口的保护原理，可能会拒动，此时发变组差动可以正确动作。

2）当一套保护装置中电流回路或部分保护装置故障而失去保护功能时，另一套保护装置中的发变组差动保护和主变差动、发电机差动保护依然能起到“双重快速保护”的作用，提高了保护功能，增加了实际故障时保护防拒动的能力，起到了实际应用中的冗余作用。

3）对于发电机出口的两组差动用电流互感器，当电流回路或保护装置故障时，由于一套保护装置中的发电机和主变差动保护也不是独立的电流回路，依然存在发电机和主变差动保护同时失去的可能性，其保护的冗余性是靠双重化配置中的另一套来保证，而和发变组差动保护无关。

4）对于双重化配置，当电流回路或保护装置故障时，一套保护短时退出运行，另一套保护仍可反映全部故障，不会拒动；而一套保护短时退出运行时，另一套保护同时发生故障退出运行的几率很小，可以不考虑两套保护装置同时损坏。

5）由于发变组差动保护和发电机差动保护或主变差动保护共用一组TA，不需要另外增设TA。

通过以上叙述，对于电厂600MW机组，建议增设发变组差动，可以反应一些特殊故障，考虑到大差范围大，各侧TA特性差别大，可以适当提高定值，以增加安全性。此意见在司令图审查会上已和设计院及设计院监理进行过交流，均予以认可，并优化了设计，目前运行稳定。

2 高厂变高压侧TA配置

由于电厂主变容量（720MVA）和厂变容量（63MVA）相差很大，为提高主变差动、厂高变差动保护性能，高厂变高压侧一般应设置两种变比的TA，大变比TA给主变差动使用，小变比TA给厂变差动使用。

对于双重化配置方案，一套保护中不同保护功能可以共用一组TA，针对电厂高厂变高压侧保护用TA，特提出以下几种配置方案。

方案1：配置四组TA，小变比TA（两组3000/5）用于厂变差动，大变比TA（两组25000/5）用于主变差动、发变组差动，见2表。

表2 高压厂用变压器高压侧的套管电流互感器

方案2：配置两组小变比TA（两组3000/5），差动共用一组TA。由于厂变高压侧内部严重故障时，厂变高压侧TA如只有小变比TA，TA易严重饱和，可能导致发变组差动、主变差动误动，有些设计中TA采用的是5Ρ80型3000/5电流互感器，准确限值系数为80，高出一般标准（GB1208的规定为5，10，15，20，30），应咨询制造厂家，如满足要求，则可选择此方案。见表3。

表3 高压厂用变压器高压侧的套管电流互感器

方案3：配置两组大变比TA，差动共用一组TA，因厂变差动两侧调整范围较大，差动保护需要考虑两侧TA的差别。

此意见在司令图审查会进行交流，认为制造厂家如可加装大变比TA，则可考虑方案一，最后选择了方案二，目前运行良好，由于未发生过厂变高压侧故障，5Ρ80型TA的抗饱和性能还有待观察。

3 关于程序逆功率保护

据GB/T14285规程规定，保护出口方式中增加了“程序跳闸”一项。程序跳闸可以理解是一项涉及汽机的保安措施，可以有效地避免汽轮发电机组在停机过程中可能产生的超速或飞车。按程序跳闸方式，当手动停机、联锁停机、或某些继电保护动作后，不是首先跳发变组断路器，而是首先关主汽门，以避免主汽门卡滞或关闭不严情况下的发电机停机。当主汽门关闭后，经过一定时限，发电机从发电状态转变为电动机运行状态，整定值较小的逆功率继电器动作（根据《整定计算导则》 在过负荷、过励磁、失磁等异常运行方式下，用于程序跳闸的逆功率继电器作为闭锁元件，其定值一般取1%～3%Ρgn），再跳开发变组开关。参考相关文献，对于进口的发电机设备，例如引进美国设备的平圩1#机、引进法国设备的元宝山2#机，保护出口配置设计都考虑了“程序跳闸方式”。大型汽轮发电机严重超速可能毁坏汽轮发电机组，是最危险的事故之一，增设“程序跳闸方式”可为运行带来安全保障。所以电厂工程设计中也考虑用“程序跳闸方式”，逻辑如图1，该逆功率保护接点与主汽门关闭接点、主开关接点组成与门，经压板构成出口回路，根据实际情况选择“程序跳闸方式”的投切。

3.1 程跳逆功率保护动作出口修改

机组试运阶段，一号机组在20MW 负荷下锅炉MFT保护动作，联跳汽轮机，发电机逆功率动作程跳出口主开关。从DCS记录的转子惰走曲线发现：1）转子惰走31min时间偏短（同型机在50min以上）；2）转子惰走14min后曲线出现拐点，转速下降变平缓。经检查，发电机励磁开关在机组跳闸惰走14min时跳开，在此期间转子转速迅速下降是发电机在主开关分开后转为发电状态，为大轴提供阻力矩，缩短了转子惰走时间；同时，由于发电机在惰走期间处于低变频发电状态，导致定子线圈温升并对一些测量元件造成谐波干扰。 原设计程跳逆功率保护动作出口方式为解列、停励磁，其中“停励磁”（即启动逆变灭磁）是脉冲信号，该信号在逆功率保护返回后仍保持120ms，由于逆变灭磁需要AVR接收到“主开关已分”后才能执行，120ms的展宽太短，可能造成停励磁指令返回时，AVR还未能检测到主开关已分的状态，从而不能实现逆变灭磁。鉴于上述情况，考虑到修改展宽脉冲难度较大，变更了程跳逆功率保护动作出口方式，取消“停励磁”，改为“跳灭磁I、II”；取消保护去励磁控制柜逆变灭磁的接线，修改保护A、B柜程跳逆功率保护逻辑控制字。保护运行至今，均正确动作，这说明修改是可行而且是成功的。

图1 程序跳闸方式

3.2 线路与系统解列时热工保护与程跳逆功率保护的配合

#2机组投产前，一号机组因线路对侧系统故障导致跳机，根据发变组、线路、保护屏故障录波报告，以及热控事件记录等摘录整理以下故障信息：

15：01：10：258 机端电流突变启动录波

15：02：22：994 线路出线电流到0

15：02：26：957 OΡC动作

15：02：27：324 汽机跳闸（高排气压比）

15：02：27：602 发变组保护C柜热工保护发信

15：02：31：344 发变组保护C柜励磁系统告警信号

15：02：42：548 发变组保护A、B柜低频III段动作出口关主汽门、启快切

15：02：42：600 6KV1A、1B工作进线开关跳闸

15：02：42：650 6KV1A、1B备用进线开关合闸15：02：57：600 220KVI、II母差保护电压告警

15：03：38：572 励磁跳闸至发变组保护A、B柜外部重动开入动作全停出口

15：03：38：583 灭磁开关跳闸IB、IC突降，说明对侧线路电流发生突变，系统发生故障，从线路录波可以看出15：02：22线路电流全部到零，本侧线路无保护动作、开关未跳闸，说明对侧变电站出线可能已经跳闸（后查询为对侧两条线路先后跳闸），与电网解列，此时电厂负荷送不出，汽机转速增加，一直增至3090转,OΡC动作，转速开始下降，直至15：02：27：324汽机跳闸，启动发变组C柜非电量保护-热工保护15：02：27：602动作发信；汽机跳闸后，机端电压及频率异常，转速继续下降，15：02：31：344励磁系统报警驱动C柜报“励磁系统报警”信号（应为V/F限制信号），发变组低频保护III段出口，再次作用于关闭主汽门，同时启动快切，低频I、II段均不满足动作条件，电气频率保护动作方式为程序跳闸：关闭主汽门并启动快切，但在此种工况下逆功率保护并不动作，最后由励磁跳闸启动MK跳闸及主开关跳闸。

发变组保护C柜热工保护动作到励磁跳闸至发变组保护全停出口，相差1min以上，可考虑将发变组保护C柜热工保护由发信改为跳闸（解列灭磁），时限和程跳逆功率保护配合，正常时按照“二十五项重点要求”由程跳逆功率保护解列灭磁（按1%的额定有功整定，经主汽门触点闭锁，延时1.5s动作），遇上此次类似工况故障时（对侧或线路与系统解列），逆功率保护可能不动作，由热工保护动作于解列灭磁，同时应启动快切，时限可整定为3～5s，但是热工ETS机柜来的联跳电气信号应包括一些必要条件，比如将主气门关闭和ETS出口组成与门逻辑后再出口，这实际涉及到机炉电大联锁逻辑的设置问题，国内电厂实现方式没有定论，并不统一，还需要专业人员根据实际情况进行设置。

2015-11-10）