刘芳，王东亚

(珠海金湾发电有限公司，广东 珠海 519000)

0 引言

珠海金湾发电有限公司(以下简称金湾发电公司)2×600 MW火电机组采用美国GE发电机变压器组(以下简称发变组)保护。每台机组按发电机-主变压器(以下简称主变)单元制接线方式接线，500 kV升压站为3/2接线方式。发变组保护包含发电机保护G60、主变保护T60、厂用高压变压器(以下简称厂高变)保护T35(A厂高变，B厂高变)、 励磁变压器(励磁变)保护和非电气量保护C30。自投产以来，发变组保护异动较多，特别是发电机保护G60在二次回路接线和逻辑设计方面存在一些问题。本文主要对发电机保护G60在500 kV开关断开全停保护、电流互感器(CT)断线、失磁保护和录波启动等二次回路接线及逻辑设计上存在的问题进行分析和改进，以提高继电保护设备的综合性能。

1 开关断开全停保护逻辑分析和改进

金湾发电公司500 kV开关断开全停保护是在发电机出口500 kV开关断开的情况下，防止汽轮机超速的保护。保护动作出口全停时，跳主变出口开关、跳灭磁开关、关主蒸汽阀门(以下简称主汽阀)及厂用电切换。该保护逻辑自机组投产以来出现过两次异动，下面以#4机组为例进行说明(#4主变出口两断路器为5021和5022)。

1.1 投产时逻辑

2007年年初机组投产运行时，500 kV开关断开全停保护逻辑如图1所示。保护动作的条件是：主汽阀开启与500 kV开关断开。主汽阀开启信号由常开触点表示，触点断开表示主汽阀开启，触点闭合表示主汽阀关闭。主变出口开关信号取两开关的常开接点，当2个常开接点都闭合时，表示本开关合闸，当2个触点都断开时，表示开关分闸。

图1 500 kV开关断开全停保护逻辑1

1.2 增加常开节点后逻辑

由于金湾发电公司发变组保护500 kV开关断开全停保护只有500 kV开关5022和5021各一对常开接点过来，这样就存在因接点松动而导致保护误动的可能。考虑到保护全停的重要性，在2009年保护增加500 kV开关5022和5021各一对常开接点与之并联，当5022的2对接点或5021的2对接点位置不对应时，发报警信号，当4对接点均断开时，保护出口全停。修改后保护逻辑如图2所示。

图2 500 kV开关断开全停保护逻辑2

表1 保护装置事件记录

图3 500 kV开关断开全停保护逻辑3

1.3 保护装置事件记录

2011年4月#4机组大修期间，发现断开发电机保护G60装置直流电源时，“500 kV开关断开全停”保护动作灯会闪一下，经过反复试验，证明“500 kV开关断开全停”保护在G60装置失电时，保护误动作。装置直流电源断开时，检查保护装置事件记录见表1。

#4发电机检修期间，500 kV开关在闭环运行，5021和5022开关在合闸状态，主汽阀恰好也在开启状态。由表1可见：G60装置失电时，装置的光耦插件失电，光耦插件的输入量发生变位，装置判断5021和5022开关断开，满足500 kV开关断开保护动作条件，保护动作出口。由于装置电源插件的电容效验，装置在光耦插件失电后约90 ms才失电，从而引起保护误动作。这种情况若发生在机组正常运行期间保护装置直流电源突然断开时，500 kV开关断开全停保护就会误动出口跳机。

1.4 再次修改后逻辑

针对这种情况，金湾发电公司引入发电机出口开关常闭接点和RS触发器，修改500 kV开关断开全停保护。再次修改后逻辑如图3所示。

开关的常开接点与常闭接点分别接入RS触发器的S端与R端，当开关合闸时，开关的常开接点闭合，RS触发器的S端为1；常闭接点打开，RS触发器的R端为0，RS触发器输出ON为1，OFF为0，表示本开关合闸。当开关分闸时，开关的常开接点打开，常闭接点闭合，RS触发器输出ON为0，OFF为1表示本开关在分闸。设定RS触发器判断以S端为优先，正常运行时，发电机出口开关合闸。如果G60保护装置失电，开关的常开接点失电，RS触发器的S端为0，RS触发器的R端为0，RS触发器的输出不变，依然为1。经试验证实，逻辑修改后可以有效防止500 kV开关断开全停保护在G60装置失电时的保护误动作。

2 CT断线逻辑的分析和改进

2.1 原逻辑及其存在的问题

投产以来，G60装置中发电机机端和机尾CT断线逻辑依靠CT断线时，根据各单只CT的电流值由大变小的暂态变化特征，再附加上CT断线时三相电流存在剩余电流3I0，来检测CT断线。CT断线逻辑如图4所示。

图4 CT断线逻辑图1

图5 CT断线逻辑图2

在这种情况下就会出现：(1)当外部穿越性故障时，由于电流过大，某些情况下CT将会有饱和现象，此时某只CT电流就由大变小了，同时有3I0，被该逻辑误判为CT断线。(2)在区外故障(如线路故障)切除时，三相电流由大穿越电流往正常电流返回时，也有可能出现暂态过程3I0过大触发CT断线逻辑动作误报警。第2种情况下的CT断线误报警在金湾发电公司出现过几次。

2.2 逻辑分析及改进[1]

为了避免这种误报警，下面以生成的剩余电流3I0为出发点进行分析。生成剩余电流3I0有以下几种情况：(1)CT断线；(2)接地故障(但同时会有零序电压)；(3)CT饱和或暂态特性引起(但这时故障电流很大)。

由此可见：排除上面第2种和第3种情况下出现的剩余电流3I0就是CT断线。因此，在接地发生时由零序过电压元件动作来闭锁CT断线逻辑，而CT饱和通过大电流来闭锁CT断线逻辑。正常运行时，三相电压电流是对称的，仅存在不平衡零序电压和电流，值很小，此时三相电流不超过过负荷电流，如果出现过大3I0则是由CT断线所导致。改动后CT断线逻辑如图5所示。

实践证明，改动后逻辑简洁并且没有发生过误报警。

3 失磁保护逻辑分析和改进

3.1 原逻辑及其缺陷

金湾发电公司的失磁保护由2个双下抛阻抗圆组成, 反映不同负荷失磁时机端测量阻抗，阻抗计算取自发电机机端电压和机端电流。

为防止误动，失磁保护要求：当系统三相低电压或发电机机端三相低电压时，保护才开放。失磁保护主判据——异步边界圆，由“闭锁失磁(VO29)”来闭锁，装置保护定值设置见表2，其中闭锁失磁保护VO29的逻辑设置如图6所示。

由上面逻辑分析：VO29在如下3种情况中的任意一个满足时为逻辑1，去闭锁失磁保护动作：(1)机端电压互感器(PT)断线时；(2)500 kV系统主变高压侧PT断线时；(3)机端三相低电压元件，500 kV系统母线三相低电压元件，二者全部不动作时。

表2 失磁保护定值设置1

图6 闭锁失磁保护定值设置逻辑图1

设置参数设置参数设置参数功能启用启动延时11.000s欠压监控0.850源Termin(SRC 1)中心点2(0,17.16Ω)闭锁源1 VT FF动作中心点1(0,9.49Ω)半径215.17Ω目标已锁定半径17.50Ω欠压监控启用2禁用事件启用欠压监控启用1禁用启动延时21.000s

这就会出现：当500 kV PT断线时，VO29=1，失磁保护被闭锁。而失磁保护的异步边界圆仅采用机端三相电压、电流为判据，在500 kV PT断线时不存在误动作的可能，所以不需要它的闭锁。假如500 kV PT空开未合，励磁系统故障导致失磁，而失磁保护这时会错误地受500 kV PT断线的闭锁而无法动作。显然，这个逻辑是有缺陷的。

3.2 改动后新逻辑

失磁保护的阻抗元件主判据(按定值整定为异步边界圆)直接由机端PT断线闭锁(见表3)。

机端三相低电压或500 kV三相低电压的闭锁逻辑和保护出口修改如图7所示。

VO29修改为：机端三相低电压(受机端PT断线的闭锁)，或500 kV系统三相低电压(受500 kV系统PT断线的闭锁)。即失磁保护受机端三相(相间)低电压或500 kV系统三相(相间)低电压，或机端PT断线的闭锁，而2个低电压元件分别受其所采用PT的断线闭锁。

4 故障录波触发逻辑分析和改进

投产以来，金湾发电公司#3，#4发变组保护装置故障录波逻辑统一为一种逻辑思维，下面以发电机差动保护、定子过负荷保护和失磁保护启动录波为例来分析。

4.1 逻辑存在的问题

改动前的发电机保护故障录波触发逻辑如图8所示，假如“或”门(65#OR)前反应异常工况的定子过负荷保护动作的话，则“或”门(65#OR)输出为“逻辑1”，而其后的“上边沿触发”(66#Positive One Shot)逻辑在检测到“或”门(65#OR)的输出由“逻辑0”跃变为“逻辑1”时输出一个单脉冲的“逻辑1”，同时触发一次故障录波，记录1个总时长录波时间约1.0 s。如果定子过负荷保护一直动作不返回，“或”门(65#OR)一直输出为“逻辑1”，如果这时发电机再次发生其他保护故障如差动保护动作的话，差动保护就不会再触发故障录波了。显然，这对分析故障是不利的。

图7 闭锁失磁保护定值设置逻辑图2

图8 故障录波逻辑1

4.2 修改后的逻辑

逻辑经过修改后如图9所示。任何反应异常或故障工况的保护动作，均分别各自经“上边沿触发”(positive one shot)逻辑后，再进入“或”门逻辑，去触发故障录波。

同样的情况，假如反应异常工况的定子过负荷保护一直动作的话，也仅在其由“逻辑0”跃变为“逻辑1”时输出一个单脉冲上边沿触发一次故障录波，录波时间为1.0 s，触发前后各占50%，即0.5 s。0.5 s之内发生其他故障如差动保护，差动保护开关量启动也会被记录在这次故障录波中；0.5 s后，如果发电机发生其他保护故障如差动保护动作的话，差动保护由“逻辑0”跃变为“逻辑1”时输出一个单脉冲的上边沿再次触发一次新的故障录波。由此可见，改动后的故障录波逻辑真实记录了保护实际的发生状况，为故障分析提供有利的证据。

图9 故障录波逻辑2

5 结论

金湾发电公司发变组保护采用了GE保护，保护功能强大。自#3，#4机组投产以来，运行相对稳定，特别在2次定子接地故障中起到了可靠的保护作用。GE装置保护虽然功能强大，逻辑设计也比较方便，但是在逻辑配置上还是要多分析、多斟酌，否则一点设计缺陷就可导致保护误动和拒动。笔者在实践中针对问题进行了有效的设计和改进，大大地提高了保护动作的可靠性。