大型发电机组整套启动过程中继电保护策略探讨

2013-02-13牛利涛肖桂霞兀鹏越何信林

电力建设 2013年7期

牛利涛，肖桂霞，兀鹏越，何信林

（1.西安热工研究院有限责任公司，西安市710032；2.华能陕西靖边电力有限公司，陕西省榆林市718500）

0 引言

发电机整套启动试验是发电机投产之前必须进行的试验项目，该试验中电气部分的主要项目包括：短路试验、空载试验、励磁特性试验、假同期及同期定相试验和并网试验等。整套启动电气试验期间，发电机－主变压器组（简称发变组）系统首次接受高电压和大电流的考验，其工况与正常运行时不完全相同，由安装质量、产品质量以及操作造成的事故案例时有发生。电气总启动时，发变组保护系统和同期系统首次投入使用，保护配置、定值计算、保护投退等是否合理是关系到电气试验成败的重要环节［1－3］，对此必须高度重视。本文结合典型发变组系统的整套启动过程，分析电气试验中不同阶段的特点，并对出现的问题进行讨论，提出发电机组整套启动过程中的临时保护定值原则和保护投退原则，为类似机组发电机的整套启动试验提供借鉴。

1 典型发变组系统构成和保护配置

1.1 典型发变组系统构成

以华东地区某电厂1号机组（1 030MW燃煤机组）为例，该机组的发变组系统构成和保护配置具有典型性。该机组采用发变组单元接线，发电机出口设置断路器。主变压器（简称主变）低压侧连接高压厂用工作变压器（简称高厂变）A、B、C，主变压器经500kV断路器接入500kV电网，升压站采用双母线接线方式。该机组的整套试验接线示意图如图1所示，图中 K1、K2、K3、K4、K5为启动试验过程中设置的短路点。

图1 典型的发变组系统电气接线图Fig.1 Typical electrical wiring diagram of generator－transformer system

1.2 典型保护配置

发变组系统配备有大量的保护装置，其中发电机配备的保护包括差动保护、过负荷保护、定子100%接地保护、定子95%接地保护、复压过流保护、匝间保护、失磁保护、过激磁保护、逆功率保护、失步保护、频率保护、过电压保护、误上电保护、断路器失灵保护、启停机保护、转子接地保护；主变配备的保护包括差动保护、主变分相差动保护、高压侧零序过流保护、复压过流保护、低压侧接地保护、断路器闪络保护、非全相保护；高厂变配备的保护包括差动保护、低压侧零序过流保护和复压过流保护；主变和厂用变压器（简称厂变）配备的非电量保护包括瓦斯保护、压力释放保护、变压器油温高保护、变压器绕组温度高保护、变压器油位异常保护和冷却器全停保护。

2 各试验阶段特点和问题处理

2.1 短路和空载试验时励磁变临时电源选择

由于自并励系统的励磁电源取自发电机端部，在发电机短路和空载试验等特殊工况下，发电机无法提供正常的励磁电源。因此，在发电机总启动过程中通常从高压厂用电取1路电源作为励磁变压器（简称励磁变）的临时电源。因此路电源为临时电源，通常设计时不作考虑，定值计算时也没有经过特殊的安排。在选择励磁变的临时电源时，如此电源的容量不够会造成发电机短路试验达不到额定值；如此电源定值设定不恰当会造成试验过程中保护误动和拒动［4］。

2.1.1 临时励磁电源容量选择和保护设定

发电机短路空载试验之前，发变组保护尚未投运，试验期间励磁变和转子绕组均靠临时电源间隔提供保护。发电机短路特性试验时短路电流达到额定电流时需要的励磁电流最大，可将此时的励磁电流作为最大试验电流，将其作为选择开关容量、电缆容量和过负荷保护整定的依据。

以华能铜川电厂1号机组为例，1号发电机组机端电压为22kV，采用自并励励磁方式，励磁变容量为6 600kVA，励磁变低压侧电压为810V，励磁系统临时电源取自厂用6kV母线A段。根据制造厂提供的发电机特性曲线，1号机短路试验时最大的励磁电流为Ifd＝2 958A，折算到交流侧，IS＝0.816Ifd＝2 413.7A；再据此计算励磁变高压侧电流为I1＝889A。此电流即为总启动试验过程中临时励磁电源的最大电流，可作为过负荷保护的整定依据。

2.1.2 过负荷保护整定

由于此时的励磁变高压侧电压6.3kV远远小于正常的运行电压22kV，励磁变本体发生过负荷的可能性很小，此时设置的过负荷保护主要是为了防止转子绕组过负荷。过负荷保护按短路试验最大励磁电流下能可靠返回的条件进行整定。计算式为

式中：Iop3为过流III段动作值，A；Krel为可靠系数，取1.05；Kr为返回系数，取0.9；na为电流互感器变比。

将各参数代入式（1）得Iop3＝1.30A。

动作时限t3＝10s，发信或跳闸。

2.1.3 临时电源速断保护整定

速断保护的动作电流按照避开低压侧三相短路的条件来整定［5］。由于一般的励磁变为干式变压器并且作为临时电源时合闸电压远远低于额定电压，因此无须考虑励磁涌流影响。以铜川电厂1号机励磁变为例，励磁变变比为22kV／810V，额定电流为173.2A／4 591A，短路阻抗为8.39%，接线形式为YN－d11，励磁变临时电源电压为6.3kV。忽略主变及系统阻抗，则励磁变低压侧三相金属性短路时，高压侧电流为

速断保护电流整定为

式中：Krel为可靠系数，取1.2；na为临时间隔电流互感器变比。

将各参数代入式（2）得Iop1＝8.87A。

动作时限t1＝0s。

2.1.4 过流保护整定

动作电流Iop2按保证励磁变低压侧两相短路有足够灵敏度来整定。

式中Ksen为灵敏度。

将各参数代入式（3）得Iop2＝320A。

动作时限t2与整流柜熔断器配合，取t2＝0.3s。

以上选择励磁变临时电源和整定保护定值的原则，在十几个发电厂的电气总启动试验中应用表明，效果良好。

2.2 短路试验特点和处理方法

以图1所示的典型发变组系统为例，整套试验过程中的短路点共有5个，分别命名为K1、K2、K3、K4、K5。K1点为发电机短路点，位置位于发电机出口。K1点短路试验的目的是录取发电机的短路特性，与制造厂出厂数据相比较，以判断发电机是否正常。K2点位于主变高压侧，K3、K4、K5点位于厂变低压侧，设置 K2、K3、K4、K5点的目的是分别检查主变差动和厂变差动的电流回路极性配置是否正确。

短路试验应具备的条件是：发电机本体电气试验已合格，已通入合格的定子冷却水，发电机已经定速3 000r／min。短路试验中可能出现的故障为：

（1）发电机定子冷却水系统发生故障，发电机过流，导致发电机定子线圈过热。

（2）励磁系统发生故障。例如，励磁变短路故障、可控硅短路、励磁系统过热等。

（3）主变高压侧短路点K2点进行短路试验时，未对接入母差保护的2组电流进行隔离，造成母差保护误动。华北地区某电厂曾经发生过整套启动时，由于母差电流未隔离造成短路试验时母差保护误动，而使全厂失电。

（4）发电机短路点开路，造成发电机过电压，此类故障最为危险，损害最大。对于发电机过电压保护，通常的整定原则为200MW及以上的汽轮发电机组，装设于机端电压互感器二次相间过电压保护的整定值Uop.set为

式中：k为汽轮发电机允许过电压倍数，一般取1.25～1.3；UG.N为发电机一次额定电压，V；ntv为发电机电压互感器变比；Ug.n为发电机二次额定电压。动作时间通常取0.5s。

发电机短路试验过程中，按交接试验标准规定，录取的短路曲线最大电流要达到发电机的额定电流。此时励磁电流Ifk比发电机空载时的励磁电流Ifo要大得多，倍数可由发电机的短路比求得。由于短路比Kc＝Ifo／Ifk，故Ifk＝Ifo／Kc。如果此时发生短路点开路，励磁电流不能突变。根据发电机的空载特性曲线可以求得，此时的发电机电压为U ＝Ug.n／Kc。由于Kc的取值通常为0.4～0.6，此时发电机电压为发电机额定电压的1.6～2.5倍。因此，0.5s的延时会造成发电机定子绝缘破坏，甚至有可能造成匝间短路。

另外，根据多台大中型发电机组短路试验的数据可知，发电机短路试验时，发电机机端电压小于0.1Ug.n，主变高压侧短路试验时发电机机端电压小于0.3Ug.n。因此在整套启动短路试验过程中，临时修改发电机定子过电压的定值为0.3Ug.n，0s跳闸能可靠地保证发电机的安全。

综上所述，在整套启动短路试验过程中，应该投入的保护包括：发电机的断水保护和励磁系统保护、发电机转子接地保护、转子过负荷保护，保护的出口只投跳灭磁开关。临时修改发电机定子过电压的定值为0.3Ug.n，0s跳闸。尤其要注意的是在进行K2点短路试验时，一定要对用于母差保护的2组电流进行隔离，在端子箱或者母差保护柜的外侧做好隔离工作。

2.3 空载试验特点和处理方法

发电机空载特性试验的主要目的是：

（1）录取发电机空载特性曲线，比较其与制造厂出厂数据，判断发电机空载特性是否正常。

（2）检查电压回路及相关继电保护回路的正确性。规程规定，发电机的空载最高电压要达到发电机额定电压的1.3倍，当发电机出口不装设出口断路器时，发电机变压器组的整组空载特性的最高电压只升至其额定值的1.05倍。

空载试验时，发电机首次接受额定电压的考验，存在的主要风险是发电机发生定子接地和故障时发电机出口短路。例如，2012年10月，西北地区某电厂1号发电机在0起升压过程中，当升压至额定电压的1.15倍时，发电机电压互感器柜突然发生短路。通过分析，此次事故原因：厂家配置的避雷器耐压等级是10.5kV，与设计的17kV有较大的差距，而发电机的额定电压是10.5kV，升压至1.15倍时，避雷器发生爆炸，导致发电机出口短路。另外在空载试验中励磁系统处于手动模式，采用手动模式升压，随着电压的升高，励磁系统的导通角越来越小，励磁电流会变化很快，容易造成发电机过电压。

因此在发电机空载试验阶段，应将差动保护以及与电流相关的保护全部投入，发电机过电压定值修改为1.3Un，0.3s跳闸。

2.4 励磁特性试验特点和处理方法

励磁特性试验主要包括：0起升压试验、通道切换试验、手自动切换试验、电压互感器断线试验、阶跃试验等。励磁特性试验是为了测试励磁系统性能指标是否达到设计要求，励磁参数设置是否合理。

励磁特性试验与空载试验的不同之处是：空载试验时，励磁系统工作于手动模式，采用缓慢升磁的办法；励磁特性试验采用自动模式，存在误强励等方面的危险。北方地区某机组励磁试验时，分散控制系统（dstributed control system，DCS）发建压指令，灭磁开关跳闸，DCS画面显示建压未成功，发变组保护未见异常。事故发生后，检查发现发电机机端电压互感器一次保险未接入。分析认为，发电机升压时，由于电压互感器实际未投入使用，所以二次回路检测不到发电机电压，励磁系统因采集不到电压信息而不停增加励磁，造成误强励事故。由于无电压接入，发变组保护未动作，使励磁系统内的转子过电压保护动作，逆变灭磁。

因此，在励磁特性试验阶段，应仔细检查励磁装置的参数设置和励磁系统本身保护的投入情况。

2.5 同期定相和假同期试验特点和处理方法

同期定相试验是为了检查同期系统的待并侧电压和系统侧电压在同一电源系统下是否指示在同相位，并且测量待并侧电压和系统侧电压的额定值［6］。假同期试验是为了验证同期系统的工作状况，合闸点是否在同期点上。通常，同期系统电压额定值是以同期定相时实测的待并侧额定值和系统侧额定值为准。然而实际操作中，由于电网运行方式的变化，使主变的档位经常变化，若两侧的额定值没有随档位变化调整就会造成合闸时压差太大，有非同期并网的危险。

以华能天津某电厂为例，该电厂采用主变高压侧断路器并网方式，待并侧电压取发电机机端线电压Ucb（100V），系统侧电压取Sc630电压（100V），主变采用YD11接线方式。正常运行时待并侧和系统侧无转角，主变的额定变比为242kV／10.5kV。发变组系统采用断开发电机机端与封闭母线的连线、主变倒充的方法进行同期定相，定相时主变在1档，此时检测到待并侧电压和系统侧电压相角差为0°，将系统侧电压和待并侧电压分别设置为107.7、97.9V。后来电厂根据电网公司要求，将主变档位调成4档，然后进行假同期试验。采用中国电力科学研究院WFLC－VI型发电机特性仪进行录波，分别录取发电机压差、频差、相角差，以及指令时间和合闸时间。并网定值为：电压差±4V、频差0.2Hz、相角差15°，此时系统电压为23.7kV。共进行了3次假同期试验，试验数据如表1所示。

表1 假同期试验结果Tab.1 Test results of false synchronization

由表1可知，相角差和频差都能满足要求，压差有1次满足要求，有2次超出了定值范围。经分析，原因是主变的档位发生了变化，而待并侧电压额定值和系统侧电压额定值并没有随之调整。理论分析可知，假设系统电压为23.7 kV，同期装置判断的极端情况为：发电机机端电压高于系统电压4 V，发电机机端电压二次值低于系统电压4 V。分别按这2种情况计算实际并网时的一次压差。

（1）机端电压高时，此时系统电压为23.7 kV，调整后的二次电压为100 V，此时发电机机端调整后的二次电压应为104 V，折算后发电机机端的实际电压为101.8 kV。此时，主变实际为4档，主变高压侧的实际电压为228.8 kV，并网的压差为8.2 kV。

（2）机端电压低时，由于此时系统电压为23.7 kV，经调整后的二次电压为100 V，此时发电机机端调整后的二次电压应为96 V，折算后发电机机端的实际电压为9.3 kV。此时，主变实际为4档，主变高压侧的实际电压为211.2 V，并网的压差为25.8 kV。

由以上计算可知，如果待并侧额定值和系统侧额定值不随主变档位的变化进行调整，有造成非同期并网，对一次设备造成伤害的风险。后来将待并侧的额定电压值定为105.4 V，经计算，当待并侧电压高时，并网时最大压差为9.3 kV，待并侧电压低时，压差为－9.5 kV。修改参数后，又进行第3次假同期试验，结果明显优于参数修改前的，并网效果很理想。定值调整的计算式为

式中：Uy为原待并侧电压额定值，V；Ux为新待并侧电压额定值，V；Ty为原档位；Tx为新档位。

综上所述，在同期定相和假同期期间要做好待并侧额定值和系统侧额定值的整定工作，根据主变档位的变化做好待并侧额定值的调整。假同期试验过程中最大的风险是并网断路器的假并列会导致热工的并网加初负荷逻辑误动作，错误开调节门或者增加进气量，造成发电机超速。可以采用临时解除逻辑等方法来防范上述风险。

2.6 同期前应投入的保护

在发电机并网之前，由于发变组和电网系统是2个独立的系统，发变组系统的出口，包括启动失灵和解除复压闭锁压板、关主汽门压板都是不投的，并网前这些压板都要投入。发变组系统中用于母差保护的电流回路，在并网前也要接入母差保护，但在并网前要申请退出母差保护，并网后检查差流无误后再投入母差保护。

2.7 其他保护的投入时机

“误上电”是指发电机在不满足并网条件时，单相、两相或三相并入系统［7］。“误上电”的主要故障情况有：

（1）未加励磁时，发生误合闸。

（2）发电机并网前或刚断开系统后，机端出口断路器或高压断路器发生两相或者单相闪络。

（3）发电机非同期合闸。

因此，在整套启动期间应保证“误上电”保护投入，并网后退出。发电机启停机保护用于反映发电机在低转速运行时的定子接地及相间故障，因此该保护应该在短路试验结束后投入。文献［8］中介绍了一起断路器闪络保护动作实例，提出断路器闪络保护应该在隔刀合闸前投入，在整套启动期间，应该在短路试验结束后投入，这样既可以防止短路试验期间闪络保护误动，也能够很好地保证闪络保护的正常运行。发电机保护中涉及到与方向有关的保护，例如功率保护等，应该在并网检查完方向之后再投入。基于三次谐波原理的定子接地保护，需要在并网实测三次谐波后才能投入。

非电量保护主要有发电机断水保护、变压器的油温高、绕组温高保护、瓦斯保护、压力释放保护以及冷却器全停保护。发电机断水保护应该在短路试验之前投入；瓦斯保护是变压器的主保护，应该一直投入；变压器油温高和绕组温度高保护以及冷却器全停保护，由于在多年的运行实践中发生过多次由于温度表节点抖动造成的误跳闸，建议这几个保护只投信号，不跳闸；压力释放保护建议只投信号［9－10］。

3 发变组保护的投退原则

综上所述，发电机整套启动电气试验期间，在不同的试验阶段，不仅定值的设置与运行期间不同，而且保护的投退也与正常运行期间不同。结合上述不同试验阶段的特点，以图1所示发变组系统为例，总结不同试验阶段保护的投退原则，如表2所示。表2中A为短路试验阶段，B为空载试验阶段，C为励磁特性试验阶段，D为假同期和同期定相阶段，E为并网前，F为并网后。

另外，在主变、高厂变的非电量保护中，整套启动试验时瓦斯保护投跳闸，其他的非电量保护投信号。在假同期试验结束前，只投跳灭磁开关压板，并网前投入所有的保护出口。在短路试验时，必须注意接入母差保护的2组电流的隔离工作，并网前将此2组电流接入母差保护装置，首次并网前申请退出母差保护，并网后检查电流回路的极性无误后再投入母差保护。