刘财碧

【摘要】：本文针对某发电厂600MW发电机在一次测量轴承振动与励磁电流关系的试验过程中，发生发电机过激磁保护动作跳闸事件，从保护原理和保护动作情况等，分析、阐述了发电机过激磁保护动作的原因，根据现场实际情况采取了可行的防范措施，以供借鉴参考。

【关键词】：发电机;过激磁保护;原因分析;防范措施

前言

某发电厂#62发电机采用东方电机厂生产的QFSN-600-2-22C型发电机，额定容量为600MW，额定无功功率为291MVar，额定定子电压为22kV，额定励磁电流4387.4A，采用同步发电机机端自并励静止励磁调节方式。因#62机组在一次大修后#7、#8轴承运行中瓦振偏大，即发电机功率高于500MW时，#7瓦、#8瓦振动超过50微米。根据东方汽轮机厂家振动专业人员建议，应开展测试#62机轴振与励磁电流关系的试验，以验明#62机组#7、#8轴振与励磁电流变化有无关系。试验前，该发电厂制定了《运行中测试#62机组轴振与励磁电流关系的技术方案》，并如期按该方案做#62发电机励磁电流变动对发电机轴振的影响试验。在试验过程中，发生了发电机反时限过激磁保护动作将机组跳闸事件。

【正文】

一、事件概述

某日，该发电厂#62机正常运行，发电负荷有功功率570MW，无功功率8.9MVar，励磁电流3250A，发电机机端电压22.03kV。发变组保护为两套国电南自DGT801A系列微机保护装置，运行正常，无异常报警信号。发电机励磁调节器运行模式为恒机端电压自动调节方式。当班值班员根据《运行中测试#62机组轴振与励磁电流关系的技术方案》安排，将#62发电机励磁电流由3250A增加至3480A，从DCS上监测到发电机端电压22.3kV，无功功率69MVar，检查集控室立屏及DCS系统所有光字牌无异常报警现象。记录下#7及#8瓦振与轴振后，继续做试验。当#62发电机励磁电流增加至3651A，从DCS上监测到发电机机端电压22.6kV，无功功率121MVar时，#62机组发变组保护动作跳闸，首出原因为#62发变组保护B屏反时限过激磁保护动作，立即按#62机组事故跳闸紧急停机处理。

二、保护动作原因查找情况

随后经检查未发现#62机组一次设备异常，查阅机组故障录波装置录取的发电机机端电压曲线及机组保护动作记录，过激磁保护动作倍数折算成发电机机端电压值与机组故障录波装置采集的机端电压值一致。初步分析认为是由于试验过程中增加励磁电流导致无功功率增加，从而使机端电压升高达到发电机过激磁保护反时限I段定值而动作跳闸。

（一）机组故障录波装置检查情况。

故障时刻11：35，故障录波装置采集到发电机机端三相的相电压分别为Ua=13.63kV，Ub=13.62kV，Uc=13.62kV，折算成线电压由                             公式Ul= Uph，算得三相线电压分别为UA=13.63×1.732=23.61kV，UB=13.62×1.732=23.59kV，UC=13.62×1.732=23.59kV，而发电机额定电压为22kV。

（二）发变组保护屏动作记录检查情况。

发变组保护B屏过激磁保护反时限I段动作，CPUA、CPUB保护动作参数分别为1.0737倍、1.0733倍，动作值折算成线电压分别是23.62kV、23.61kV。A屏过激磁保护反时限I段未动作，后经检查发现由于B屏“过激磁”保护已先于A屏“过激磁”保护动作致使机组解列灭磁，故A屏保护未正常动作。

（三）发变组保护屏定值检查情况。

核查该发电厂下达的发电机过激磁保护定值单：定时限段1.07倍，9S动作于报警且减励磁;反时限段均动作于解列灭磁，第一段保护定值Uf1=1.08，tf1=40S，第二段保护定值Uf2=1.09，tf2=25S。

事故发生后，检查发变组保护A屏及B屏“过激磁”保护定值，发现两套“过激磁”的定时限报警值均大于反时限I段跳闸值，该保护被技术人员实际整定成为：定时限段1.08倍，9S动作于报警且减励磁;反时限段均动作于跳闸，但第一段保护定值Uf1=1.07，tf1=40S（以下各段保护定值单定值与保护装置内的整定值一致）。可见，继保技术人员在输入发变组A、B屏过激磁保护定值单时，将过激磁定时限段的1.07倍与反时限段的定值1.08倍输入混淆，致使保护过激磁倍数在参数分别为1.0737倍、1.0733倍时引起反时限I段动作使机组跳闸。

（四）DCS显示故障录波装置采集的机端电压检查情况

DCS显示发电机机端电压22.6kV，查故障时刻DCS历史曲线显示与机组故障录波装置采集的机端电压（23.6kV）相差1kV。

对DCS操作员站发电机机端电压采集回路进行了检查并紧固端子;对机端电压变送器、故障录波、发变组保护A屏共用的发电机出口PT（TV2-1），以及发变组保护B屏用PT（TV3-1）进行外观检查，未发现异常。#62机组重新开机建压后，检查DCS显示发电机机端电压与机组故障录波装置采集到的发电机机端电压显示一致且正常。

（五）#62发电机励磁调节装置限制器动作检查情况。

经核實，#62发电机励磁调节装置限制器并未起到限制保护作用，其原因是#62发电机励磁调节V/Hz 限制值为1.6倍，大于发变组过激磁保护限制值，导致了发变组保护B屏过激磁保护反时限I段动作将机组跳闸。

三、本次过激磁保护动作原因分析及暴露出的问题

（一）“过激磁”保护动作原因分析

1、电压监视回路出现异常

试验期间DCS上显示的机端电压最高值22.6kV，与发变组保护B屏以及故障录波采集到的23.6kV值出现了1kV的偏差，由于DCS上显示发电机机端电压出现异常，而试验人员以DCS显示数据作为试验进行的依据，导致试验人员继续进行试验，从而导致过激磁保护动作。

2、过激磁保护报警值高于跳闸值

发电机变压器过激磁保护，是由定时限和反时限过激磁保护组成，整定值应按发电机变压器过励磁能力较低的要求整定。具体整定计算过程如下：

发电机或变压器运行时，其感应电动势或输入端的电压

U=4.44×2πfWSB                           （式1）

式中U—发电机机端或电源电压;

W—绕组匝数;

S—变压器或发电机定子铁芯的有效截面积;

f—电源频率;

B—铁芯中的磁密度。

由于绕组匝数W，铁芯截面S均为定数，故将（式1）简化为

式中 K——常数， 。

由（式2）可以看出，变压器铁芯中的磁密度，与电源电压成正比，与电源的频率成反比。即电源的升高和频率的减低，均会造成铁芯中的磁密度增大，进而产生过激磁。

变压器和发电机的过激磁保护就是根据上述原理构成的。

在发电机及变压器过激磁保护中，采用一个重要的物理量，称之为过激磁倍数。设过激磁倍数为n，它等于铁芯中的实际磁密度B与额定工作磁密度 之比，即

式中 、 —发电机变压器的额定电压、频率;

U、f—发电机变压器的运行电压、频率;

U*、F*—发电机变压器电压、频率的标幺值;

B、 —磁通量、额定磁通量;

n—过激磁倍数;

变压器过激磁时，n>1。n值越大，过激磁倍数越高，对发电机变压器的危害越严重。

为有效保护发电机和变压器，定时限保护动作于告警信号及减励磁（发电机）;反时限保护动作去切除发变组。其动作方程如下：

n—测量过激磁倍数;

—过激磁元件动作倍数低定值，定时限元件启动值;

—过激磁元件动作倍数高定值，反时限元件启动值。

定时限过激磁元件动作过激磁倍数的整定值，应按躲过正常运行时发电机或变压器铁芯中出线的最大工作磁密来整定。正常运行时，变压器的电压最高为额定电压的1.05倍，系统最低频率最低为49.5Hz，因此，铁芯中最大的工作磁密为额定工作磁密的1.06倍，定时限元件的动作过激磁倍数应为

式中  —定时限元件动作过激磁倍数整定值;

—可靠系数，取1.05;

—返回系数，微机保护取0.95～0.98。

代入（式4）中得

=1.1～1.2

所以，定时限元件动作过激磁倍数取1.1～1.15是合理的，动作延时可取6～9S。

发电机或变压器反时限过激磁保护的动作特性应按与制造厂给出的允许过激磁特性曲线相配合来整定。如图1所示。

并网允许的发电机及变压器，其电压的频率觉得系统的频率，允许实践表明，除了发生系统瓦解性事故外，系统频率大幅度降低的可能性几乎不存在。因此，发电机与变压器的过激磁，多由过电压所致。

由于由于该厂#62发变组“过激磁”保护实际整定值中的定时限报警值1.08大于反时限跳闸值1.07，致使在测试#62机轴振与励磁电流关系试验时增加励磁电流过程中，机组无功增加，导致机端电压升高，达到“过激磁”反时限保护启动值，定时限保护由于未达启动值，所以未报警和启动减励磁，最终“过激磁”反时限I段保护起动延时动作解列灭磁。

3、发电机励磁调节器未起到正常限制保护功能

图2 AVR V/Hz限制单元与发变组过激磁保护

及发电机允许过激磁特性配合

当发电机与变压器之间无断路器时，其整定值按发电机或变压器过激励能力低的要求整定，一般发电机过激励能力低于变压器。其特性曲线配合见上图2。调节器中V/Hz 限制值（曲线5）应低于发电机过激励定时限保护定值（曲线4），V/Hz 保护反时限（曲線3）应与发电机过励磁保护动作（曲线4）配合，上述限制及保护曲线均应低于发电机允许过激磁特性（曲线1）。应做到发生发电机过激励时首先由励磁调节器判断加以限制和保护，若失效后则启动相应的发电机变压器过激磁保护。

#62发电机励磁调节V/Hz 限制值为1.6倍，大于发变组过激磁保护限制值，违反上述保护配合原则，使励磁调节系统没起到提前限制保护作用。

（二）暴露出的问题

1、试验方案不完善

在方案编制时对本次试验需注意的技术问题分析不充分，在试验方案中未安排人员核对发变组保护定值，也未安排人员试验期间在发变组保护装置就地监视机端电压及励磁电流采样。

2、保护定值管理不规范

电气专业人员在#62发电机“过激磁”保护定值整定中错误输入，保护定值整定制度“一人输入一人监护”执行不到位。

3、电压监视回路异常

试验增加励磁电流到3800A期间，由于DCS机端电压采集回路测量出现较大偏差，达1kV，由于#62机组操作员站的发电机机端电压显示在22.6kV，致使试验人员误判断。

四、防范措施

1、遵循保护定值“四统一”原则对保护定值进行逐一核对、清理，并履行检查、复核签字手续。

2、健全方案编制的流程制度，明确方案制定参与人员，各级审批及会签人员，严格签字手续，确保方案准确全面。

3、保护定值整定时，严格按保护定值整定“一人输入一人监护”制度执行，然后需打印出整定好的保护定值清单，由运行当值电控员或运行电气专工再次进行复核并同时履行确认签字手续。

4、深入检查DCS在电压较高情况下显示的机端电压与发变组保护B屏（以及故障录波装置）采集到的电压出现较大偏差原因;对PT回路、变送器回路进行检查校验，消除偏差。

5、每年核查一次励磁调节系统过激磁保护限制和发变组保护过激磁保护限制的配合问题。不符合配合要求的应立即整改。

五、发变组过激磁保护动作原因的查找方法

1、检查保护动作情况

2、检查保护定值是否整定错误。

3、检查励磁调节系统过激磁保护限制功能是否起作用，若未起作用应检查其定值设定情况、与发变组过激磁保护限制的配合是否合理;若励磁系统激磁保护限制动作但没能限制励磁电流的增加，应检查其输出回路是否正常。

4、检查电压、频率测量回路是否正常

5、若励磁调节系统和发变组过激磁保均正确动作，则排除人为加励磁电流的可能，应锁定一次回路可能出现故障。

六、结束语

这是一起本不应该发生的机组跳闸事故，由于各方面的巧合集合在一起而导致了这次机组非停的发生。因此，在实际工作中，要定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。在机组大、小修过程中，应规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为，在检修工作中，必须严格执行保护继电器检验规程及反事故措施和安全技术措施。通过有序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成“误碰、误整定、误接线”事故。

参考文献

1、DL/T 684—2012《大型發电机变压器继电保护整定计算导则》 国家能源局发布，2012年7月1日实施

2、电力主设备继电保护的理论实践及运行案例，中国华电集团公司电气及热控技术研究中心编，中国水利水电出版社

3、涂义元，发电机过激磁保护误动原因分析，华电技术，2010，10：第7期

4、马建胜，赵新定，发变组保护与励磁系统限制及保护功能配合（J），智能电网，2014.04.010 第2卷，第4期