水轮发电机组失磁保护动作分析与处理

廖欧

摘 要：就水轮发电机失磁保护动作事件，讨论失磁保护的原理及其接线方面的问题，分析失磁保护动作原因，指出发电机保护在安装调试方面所暴露的问题，并提出整改措施。

关键词：失磁保护 静稳阻抗圆 异步边界阻抗圆

中图分类号：TM312 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）10（b）-0052-04

1 失磁保护原理

发电机励磁系统故障使励磁降低或全失磁，从而导致发电机与系统间失步，对机组本身及电力系统的安全造成重大的危害。因此，大、中型机组装设失磁保护，其主判据可由下述判据组成。

1.1 静稳极限励磁电压Ufd（P）主判据

该判据的优点是：凡是能导致失步的失磁初始阶段，由于Ufd（励磁电压）快速降低，Ufd（P判据可快速动作；在通常工况下失磁，Ufd（P）判据动作大约比静稳边界阻抗判据动作提前1S以上，有预测失磁失步的功能。

Ufd（P）判据的动作方程为：Ufd≤Kset（P-Pt）

1.2 定励磁低电压辅助判据

为了保证在机组空载运行及P

1.3 静稳边界阻抗主判据

阻抗扇形圆动作判据匹配发电机静稳边界圆，采用0°接线方式，动作特性见下图，发电机失磁后，机端测量阻抗轨迹由图中第I象限随时间进入第Ⅳ象限，达静稳边界附近进入圆内。

静稳边界阻抗判据满足后，至少延时1～1.5 s发失磁信号、压出力或跳闸，延时1～1.5 s的原因是躲开系统振荡。扇形与R轴的夹角10°～15°为了躲开发电机出口经过渡电阻的相间短路，以及躲开发电机正常进相运行。静稳边界阻抗判据动作特性如图2所示。

2 失磁保护逻辑方案

某电厂的发电机保护采用许继电气股份有限公司生产的WFB-801A/F型发电机保护装置（内含励磁变保护）。WFB-801A/F装置提供三种失磁保护方案，电厂选择方案一，逻辑框图如图3所示。

保护“静稳阻抗Z1<”判据经延时t1后经失磁一段出口发信号；保护“静稳阻抗 Z1<”判据经延时t1后和机端低电压判据“Ug<（0.8～0.9）Ugn”组合后经失磁二段动作出口，可保证全失磁或部分失磁失步时出口动作：“静稳阻抗Z1<”判据和励磁低电压判据“Ufd<0.8Ufd0”组合后也可经失磁二段动作出口；如果失磁二段动作仅切换励磁（或减出力）并发失磁信号，经延时t3后，若切换励磁（或减出力）失败，则保护三段出口跳闸。t1延时是为了躲开系统振荡。失磁一段出口一般只宜发失磁信号，不宜自动切换励磁或自动压出力，因“静稳阻抗Z1”动作区较大，在发电机正常进相运行时失磁一段可能误出口而误切换励磁或误减出力。

某电厂1号机于2013年6月投运，单机容量为360 MW，失磁保护由三个动作元件组成：静稳阻抗元件、机端低电压元件、励磁低电压元件。动作判据为静稳阻抗和机端低电压同时满足整定值，或静稳阻抗和励磁低电压同时满足整定值，失磁二段出口解列机组。失磁保护方案为：

（1）静稳阻抗元件动作，失磁一段出口发信号；

（2）静稳阻抗元件和机端低电压元件动作，失磁二段出口解列机组；

（3）稳态异步阻抗元件动作，失磁二段出口解列机组；增加保护动作的可靠性，保护稳态异步边界圆的动作区远小于静稳边界扇形动作区。

（4）如果失磁二段动作仅切换励磁（或减出力）并发失磁信号，经延时后，若切换励磁（或减出力）失败，则保护三段出口跳闸。

3 1号发电机失磁保护动作情况

2013年07月28日，1号机带有功功率290 MW，无功功率40 MVar运行正常，01时37分53秒，线路主一、主二保护纵联差动保护、C相分相差动保护动作，5333、5332断路器保护跳闸，5333断路器延时976毫秒重合闸动作，5332断路器延时1478毫秒重合闸动作。

7月28日1时37分53秒，500 kV线路C相单瞬故障重合闸动作成功。在线路C相跳闸后重合闸动作前的非全相运行期间，01时37分54秒，1号发电机保护A柜：失磁二段保护动作，机组与系统解列；01时37分54秒，1号发电机保护B柜：失磁二段保护动作、机端三次谐波发信，机组与系统解列。

4 保护动作原因分析

4.1 保护动作行为分析

事故时失磁一段没有动作信号（需延时t1=1 s），只有失磁二段动作，说明失磁二段动作时的判据为静稳阻抗Z1（不经延时）和励磁低电压判据相与后经过0.2 s延时出口。

装置动作报告分析：

1号机A套失磁保护二段动作时间为：故障时间：2013-07-28 01：37：54.466， 动作时间：38 ms其中“故障时间：2013-07-28 01：37：54.466”为失磁保护逻辑延时0.2 s后，保护启动时刻，“动作时间：38 ms”为失磁逻辑静稳阻抗和励磁低电压条件满足，延时0.2 s后的出口时间，保护总的动作时间为0.238 s。

从保护动作报告可知，1号机失磁保护Ⅱ段动作出口跳闸，其中定子接地三次谐波保护（仅B柜配置）动作发信为发电机与系统解列后发出的信号，与失磁保护动作没有关联。机组失磁保护动作后，电厂立即对发电机保护装置进行全面检查，其中对失磁保护的相关二次回路进行了重点检查，发现发电机的励磁电压并未接入保护装置。从发变组的故障录波图可以看出，失磁保护是在500 kV龙仁线C相故障跳闸后的非全相运行期间动作跳闸的。失磁Ⅱ段动作时刻，保护装置采样各电流、电压大小如图4所示。

保护动作时，机端测量阻抗Z=Uab/Iab=53.62∠217.78（Ω），在静稳阻抗圆Z1圆内，励磁电压0.025 V，有功功率为-108.280 W，动作点落在第三相象限，满足装置动作条件。但区外故障，线路非全相运行，发电机功率落在第三象限，这种现象是不正确的。为此，对发电机保护装置的故障录波数据进行了进一步分析，保护装置启动前后的故障录波图如图5所示。

图5中黄线时刻为线路C相故障时刻，红线为故障前某一时刻，从红线处的计算值可以看出A相电压超前A相电流（5.842-（-179.134）184.972度，故障前机组处于正常发电状态，A相电压超前A相电流184.972度肯定是不对的，B、C相电压同样超前电流185度和186.2度，由此可以判断机端失磁保护用电流互感器（与发电机差动保护共用）极性接反，而发电机运行期间的差流为零，表明发电机中性点的电流互感器极性同样接反。

由于机端失磁保护用电流互感器极性接反，导致发电机机端测量阻抗在区外500 kV线路C相故障跳闸后的非全相运行期间，其测量阻抗落入了失磁保护的静稳阻抗圆（见图6、7）。

从保护装置动作录波图可以看出，装置失磁保护测量阻抗变化轨迹基本不变，且处于第三象限，位于静稳阻抗圆内。根据失磁保护的动作逻辑，事故时失磁Ⅰ段没有动作信号（需延时t1=1 s），只有失磁Ⅱ段动作，说明失磁Ⅱ段动作时的判据为静稳阻抗Z1（不经延时）和励磁低电压判据相与后经过0.2 s延时出口（其中保护动作报告中的失磁保护动作时间38 ms为经过0.2 s延时满足动作条件后的延时，总的动作时间0.238 s）。由于没有将发电机励磁电压接入保护装置，因此“发电机转子低电压”的判据一直满足，加之发电机保护CT极性接反，导致500 kV线路C相故障跳闸后的非全相运行期间，“机端测量阻抗”进入了“机端静稳阻抗圆”的动作区，满足失磁保护Ⅱ段的动作条件而出口跳闸。

4.2 造成保护误动的直接原因

4.2.1 设计错误

由于设计院与保护厂家在设计上存在脱节，保护厂家的失磁保护方案要求引入发电机励磁电压，而设计院在设计上又未将发电机励磁电压设计引入，造成失磁保护设计方案存在问题。导致设计上没有将机组励磁系统电压引入发电机保护装置，致使失磁保护中“发电机转子低电压”判据一直开放。

4.2.2 CT极性错误

由于CT极性错误，造成机端测量阻抗方向错误，导致在500 kV线路C相单相故障跳闸后的非全相运行期间，发电机机端测量阻抗落入失磁保护的“静稳阻抗圆”，从而开放失磁保护Ⅱ段。

4.3 造成保护误动的间接原因

电厂机组保护在设计、安装调试、试验验收等各个环节上均存在管控不到位的问题，在保护装置的安装调试和试验验收期间，对保护装置的相关二次回路、保护动作逻辑没有逐项检查和试验验证，导致发电机励磁电压未接入保护装置的隐患没有被及时发现，在机组带负荷检测CT极性试验中，也未能检查出CT极性接反的问题。

5 解决措施

（1）按发电机失磁保护方案一的要求，将励磁电压接入发电机A、B套保护装置，作为发电机失磁保护动作判据，并进行相关保护逻辑功能及装置采样试验，测试结果满足失磁保护要求。

（2）将发电机失磁保护（差动、失步、误上电、逆功率）用机端CT极性改接，同时机组中性点侧CT极性也做相应调整，以满足失磁保护极性要求，并对改接后的CT、PT相量图进行了测量、验证，测试结果正确。机端及中性点侧CT极性调整前后的变化如图8所示。

（3）对1号发电机失磁保护进行检验，并在发电机保护电流回路整改后，通过带负荷试验验证交流回路的正确性，确保发电机失磁保护功能正常，满足要求。

5.1 失磁保护检验

5.1.1 采样精度检查（见表1）

5.1.2 阻抗判据定值校验

定值：Z1A=22.09，Z1B=73.73

（1）最大灵敏角测试：

动作范围：-10°至-168°，最大灵敏角为-89°；

（2）动作边界测试（见表2）。

5.1.3 机端低电压判据定值校验

机端低电压定值：80 V。

试验时在机端电压通道加入三相电压，然后逐渐减小机端电压至79.92 V，机端低电压判据动作。

5.1.4 励磁低电压判据定值校验

励磁低电压定值：132.8 V。

试验时在励磁电压通道加入电压，然后逐渐减小励磁电压至132.76 V，系统低电压判据动作。

5.1.5 动作时间校验

失磁保护Ⅰ段时间定值：1 s，动作于报警；失磁保护Ⅱ段动作于跳闸；失磁保护Ⅲ段时间定值：2.5 s，动作于跳闸。

模拟静稳阻抗圆动作，实测失磁保护I段报警延时：1.02 s；

模拟静稳阻抗圆动作，励磁低电压判据满足，实测失磁保护Ⅱ段跳闸延时：0.201 s（励磁低电压判据有0.2s固定延时）。

模拟静稳阻抗圆动作，机端低电压判据满足，实测失磁保护Ⅲ段跳闸延时2.44 s。

5.1.6 整组试验

模拟发电机失磁保护动作，信号及出口接点均正常闭合。

5.2 二次回路整改情况

（1）电厂按定值要求，将发电机励磁电压接入了1号发电机保护装置。

（2）电厂完成1号机的机端（主变低压侧）CT及发电机中性点侧1分支、2分支CT极性调整工作。如图9所示，发电机保护用CT二次绕组分别为BA1/BA11a/BA11b，BA2/BA12a/BA12b，极性调整后，二次接线均从近发电机侧的极性端引出，即BA1、BA2改为S1引出线接A、B、C回路，S2引出线接N回路，BA11a、BA11b、BA12a、BA12b改为S2引出线接A、B、C回路，S1引出线接N回路，该接线方式满足发电机保护的整体要求。

5.3 机组带负荷检查

发电机保护电流回路整改结束后，1号机组开机并网带小负荷（30 MW）进行发电机保护A/B柜CT极性验证性测试，测试结果正确，数据如下（见表3）。

通过二次回路整改以及试验检查后，1号机发电机保护各项功能正常。

6 结语

此次1号机失磁保护因CT极性错误、缺少励磁低电压动作元件造成误动作，通过及时整改，发电机组运行正常。但应从中注意以下问题：

（1）加强继电保护专业人员专业技能、业务流程等内容的培训，提升业务技能水平。

（2）加强现场管理，对设备巡检、核对运行方式等工作加强监督检查，完善继电保护定值签收、流转、执行管理制度。

（3）加强二次系统复核试验、保护回路正确性检查、反措检查等，定期开展保护定值复核工作，特别是与电力系统有关的保护定值，如静稳边界判据与系统等值电抗Xs有关。

参考文献

[1] 电气主设备继电保护原理与运用[M].中国电力出版社，1996.

[2] 电力系统微机继电保护[M].人民邮电出版社，2005.

[3] WFB-800A系列微机发电机变压器保护装置技术说明书[Z].许继电气股份有限公司，2008.

保护动作时，机端测量阻抗Z=Uab/Iab=53.62∠217.78（Ω），在静稳阻抗圆Z1圆内，励磁电压0.025 V，有功功率为-108.280 W，动作点落在第三相象限，满足装置动作条件。但区外故障，线路非全相运行，发电机功率落在第三象限，这种现象是不正确的。为此，对发电机保护装置的故障录波数据进行了进一步分析，保护装置启动前后的故障录波图如图5所示。

图5中黄线时刻为线路C相故障时刻，红线为故障前某一时刻，从红线处的计算值可以看出A相电压超前A相电流（5.842-（-179.134）184.972度，故障前机组处于正常发电状态，A相电压超前A相电流184.972度肯定是不对的，B、C相电压同样超前电流185度和186.2度，由此可以判断机端失磁保护用电流互感器（与发电机差动保护共用）极性接反，而发电机运行期间的差流为零，表明发电机中性点的电流互感器极性同样接反。

由于机端失磁保护用电流互感器极性接反，导致发电机机端测量阻抗在区外500 kV线路C相故障跳闸后的非全相运行期间，其测量阻抗落入了失磁保护的静稳阻抗圆（见图6、7）。

从保护装置动作录波图可以看出，装置失磁保护测量阻抗变化轨迹基本不变，且处于第三象限，位于静稳阻抗圆内。根据失磁保护的动作逻辑，事故时失磁Ⅰ段没有动作信号（需延时t1=1 s），只有失磁Ⅱ段动作，说明失磁Ⅱ段动作时的判据为静稳阻抗Z1（不经延时）和励磁低电压判据相与后经过0.2 s延时出口（其中保护动作报告中的失磁保护动作时间38 ms为经过0.2 s延时满足动作条件后的延时，总的动作时间0.238 s）。由于没有将发电机励磁电压接入保护装置，因此“发电机转子低电压”的判据一直满足，加之发电机保护CT极性接反，导致500 kV线路C相故障跳闸后的非全相运行期间，“机端测量阻抗”进入了“机端静稳阻抗圆”的动作区，满足失磁保护Ⅱ段的动作条件而出口跳闸。

4.2 造成保护误动的直接原因

4.2.1 设计错误

由于设计院与保护厂家在设计上存在脱节，保护厂家的失磁保护方案要求引入发电机励磁电压，而设计院在设计上又未将发电机励磁电压设计引入，造成失磁保护设计方案存在问题。导致设计上没有将机组励磁系统电压引入发电机保护装置，致使失磁保护中“发电机转子低电压”判据一直开放。

4.2.2 CT极性错误

由于CT极性错误，造成机端测量阻抗方向错误，导致在500 kV线路C相单相故障跳闸后的非全相运行期间，发电机机端测量阻抗落入失磁保护的“静稳阻抗圆”，从而开放失磁保护Ⅱ段。

4.3 造成保护误动的间接原因

电厂机组保护在设计、安装调试、试验验收等各个环节上均存在管控不到位的问题，在保护装置的安装调试和试验验收期间，对保护装置的相关二次回路、保护动作逻辑没有逐项检查和试验验证，导致发电机励磁电压未接入保护装置的隐患没有被及时发现，在机组带负荷检测CT极性试验中，也未能检查出CT极性接反的问题。

5 解决措施

（1）按发电机失磁保护方案一的要求，将励磁电压接入发电机A、B套保护装置，作为发电机失磁保护动作判据，并进行相关保护逻辑功能及装置采样试验，测试结果满足失磁保护要求。

（2）将发电机失磁保护（差动、失步、误上电、逆功率）用机端CT极性改接，同时机组中性点侧CT极性也做相应调整，以满足失磁保护极性要求，并对改接后的CT、PT相量图进行了测量、验证，测试结果正确。机端及中性点侧CT极性调整前后的变化如图8所示。

（3）对1号发电机失磁保护进行检验，并在发电机保护电流回路整改后，通过带负荷试验验证交流回路的正确性，确保发电机失磁保护功能正常，满足要求。

5.1 失磁保护检验

5.1.1 采样精度检查（见表1）

5.1.2 阻抗判据定值校验

定值：Z1A=22.09，Z1B=73.73

（1）最大灵敏角测试：

动作范围：-10°至-168°，最大灵敏角为-89°；

（2）动作边界测试（见表2）。

5.1.3 机端低电压判据定值校验

机端低电压定值：80 V。

试验时在机端电压通道加入三相电压，然后逐渐减小机端电压至79.92 V，机端低电压判据动作。

5.1.4 励磁低电压判据定值校验

励磁低电压定值：132.8 V。

试验时在励磁电压通道加入电压，然后逐渐减小励磁电压至132.76 V，系统低电压判据动作。

5.1.5 动作时间校验

失磁保护Ⅰ段时间定值：1 s，动作于报警；失磁保护Ⅱ段动作于跳闸；失磁保护Ⅲ段时间定值：2.5 s，动作于跳闸。

模拟静稳阻抗圆动作，实测失磁保护I段报警延时：1.02 s；

模拟静稳阻抗圆动作，励磁低电压判据满足，实测失磁保护Ⅱ段跳闸延时：0.201 s（励磁低电压判据有0.2s固定延时）。

模拟静稳阻抗圆动作，机端低电压判据满足，实测失磁保护Ⅲ段跳闸延时2.44 s。

5.1.6 整组试验

模拟发电机失磁保护动作，信号及出口接点均正常闭合。

5.2 二次回路整改情况

（1）电厂按定值要求，将发电机励磁电压接入了1号发电机保护装置。

（2）电厂完成1号机的机端（主变低压侧）CT及发电机中性点侧1分支、2分支CT极性调整工作。如图9所示，发电机保护用CT二次绕组分别为BA1/BA11a/BA11b，BA2/BA12a/BA12b，极性调整后，二次接线均从近发电机侧的极性端引出，即BA1、BA2改为S1引出线接A、B、C回路，S2引出线接N回路，BA11a、BA11b、BA12a、BA12b改为S2引出线接A、B、C回路，S1引出线接N回路，该接线方式满足发电机保护的整体要求。

5.3 机组带负荷检查

发电机保护电流回路整改结束后，1号机组开机并网带小负荷（30 MW）进行发电机保护A/B柜CT极性验证性测试，测试结果正确，数据如下（见表3）。

通过二次回路整改以及试验检查后，1号机发电机保护各项功能正常。

6 结语

此次1号机失磁保护因CT极性错误、缺少励磁低电压动作元件造成误动作，通过及时整改，发电机组运行正常。但应从中注意以下问题：

（1）加强继电保护专业人员专业技能、业务流程等内容的培训，提升业务技能水平。

（2）加强现场管理，对设备巡检、核对运行方式等工作加强监督检查，完善继电保护定值签收、流转、执行管理制度。

（3）加强二次系统复核试验、保护回路正确性检查、反措检查等，定期开展保护定值复核工作，特别是与电力系统有关的保护定值，如静稳边界判据与系统等值电抗Xs有关。

参考文献

[1] 电气主设备继电保护原理与运用[M].中国电力出版社，1996.

[2] 电力系统微机继电保护[M].人民邮电出版社，2005.

[3] WFB-800A系列微机发电机变压器保护装置技术说明书[Z].许继电气股份有限公司，2008.

保护动作时，机端测量阻抗Z=Uab/Iab=53.62∠217.78（Ω），在静稳阻抗圆Z1圆内，励磁电压0.025 V，有功功率为-108.280 W，动作点落在第三相象限，满足装置动作条件。但区外故障，线路非全相运行，发电机功率落在第三象限，这种现象是不正确的。为此，对发电机保护装置的故障录波数据进行了进一步分析，保护装置启动前后的故障录波图如图5所示。

图5中黄线时刻为线路C相故障时刻，红线为故障前某一时刻，从红线处的计算值可以看出A相电压超前A相电流（5.842-（-179.134）184.972度，故障前机组处于正常发电状态，A相电压超前A相电流184.972度肯定是不对的，B、C相电压同样超前电流185度和186.2度，由此可以判断机端失磁保护用电流互感器（与发电机差动保护共用）极性接反，而发电机运行期间的差流为零，表明发电机中性点的电流互感器极性同样接反。

由于机端失磁保护用电流互感器极性接反，导致发电机机端测量阻抗在区外500 kV线路C相故障跳闸后的非全相运行期间，其测量阻抗落入了失磁保护的静稳阻抗圆（见图6、7）。

从保护装置动作录波图可以看出，装置失磁保护测量阻抗变化轨迹基本不变，且处于第三象限，位于静稳阻抗圆内。根据失磁保护的动作逻辑，事故时失磁Ⅰ段没有动作信号（需延时t1=1 s），只有失磁Ⅱ段动作，说明失磁Ⅱ段动作时的判据为静稳阻抗Z1（不经延时）和励磁低电压判据相与后经过0.2 s延时出口（其中保护动作报告中的失磁保护动作时间38 ms为经过0.2 s延时满足动作条件后的延时，总的动作时间0.238 s）。由于没有将发电机励磁电压接入保护装置，因此“发电机转子低电压”的判据一直满足，加之发电机保护CT极性接反，导致500 kV线路C相故障跳闸后的非全相运行期间，“机端测量阻抗”进入了“机端静稳阻抗圆”的动作区，满足失磁保护Ⅱ段的动作条件而出口跳闸。

4.2 造成保护误动的直接原因

4.2.1 设计错误

由于设计院与保护厂家在设计上存在脱节，保护厂家的失磁保护方案要求引入发电机励磁电压，而设计院在设计上又未将发电机励磁电压设计引入，造成失磁保护设计方案存在问题。导致设计上没有将机组励磁系统电压引入发电机保护装置，致使失磁保护中“发电机转子低电压”判据一直开放。

4.2.2 CT极性错误

由于CT极性错误，造成机端测量阻抗方向错误，导致在500 kV线路C相单相故障跳闸后的非全相运行期间，发电机机端测量阻抗落入失磁保护的“静稳阻抗圆”，从而开放失磁保护Ⅱ段。

4.3 造成保护误动的间接原因

电厂机组保护在设计、安装调试、试验验收等各个环节上均存在管控不到位的问题，在保护装置的安装调试和试验验收期间，对保护装置的相关二次回路、保护动作逻辑没有逐项检查和试验验证，导致发电机励磁电压未接入保护装置的隐患没有被及时发现，在机组带负荷检测CT极性试验中，也未能检查出CT极性接反的问题。

5 解决措施

（1）按发电机失磁保护方案一的要求，将励磁电压接入发电机A、B套保护装置，作为发电机失磁保护动作判据，并进行相关保护逻辑功能及装置采样试验，测试结果满足失磁保护要求。

（2）将发电机失磁保护（差动、失步、误上电、逆功率）用机端CT极性改接，同时机组中性点侧CT极性也做相应调整，以满足失磁保护极性要求，并对改接后的CT、PT相量图进行了测量、验证，测试结果正确。机端及中性点侧CT极性调整前后的变化如图8所示。

（3）对1号发电机失磁保护进行检验，并在发电机保护电流回路整改后，通过带负荷试验验证交流回路的正确性，确保发电机失磁保护功能正常，满足要求。

5.1 失磁保护检验

5.1.1 采样精度检查（见表1）

5.1.2 阻抗判据定值校验

定值：Z1A=22.09，Z1B=73.73

（1）最大灵敏角测试：

动作范围：-10°至-168°，最大灵敏角为-89°；

（2）动作边界测试（见表2）。

5.1.3 机端低电压判据定值校验

机端低电压定值：80 V。

试验时在机端电压通道加入三相电压，然后逐渐减小机端电压至79.92 V，机端低电压判据动作。

5.1.4 励磁低电压判据定值校验

励磁低电压定值：132.8 V。

试验时在励磁电压通道加入电压，然后逐渐减小励磁电压至132.76 V，系统低电压判据动作。

5.1.5 动作时间校验

失磁保护Ⅰ段时间定值：1 s，动作于报警；失磁保护Ⅱ段动作于跳闸；失磁保护Ⅲ段时间定值：2.5 s，动作于跳闸。

模拟静稳阻抗圆动作，实测失磁保护I段报警延时：1.02 s；

模拟静稳阻抗圆动作，励磁低电压判据满足，实测失磁保护Ⅱ段跳闸延时：0.201 s（励磁低电压判据有0.2s固定延时）。

模拟静稳阻抗圆动作，机端低电压判据满足，实测失磁保护Ⅲ段跳闸延时2.44 s。

5.1.6 整组试验

模拟发电机失磁保护动作，信号及出口接点均正常闭合。

5.2 二次回路整改情况

（1）电厂按定值要求，将发电机励磁电压接入了1号发电机保护装置。

（2）电厂完成1号机的机端（主变低压侧）CT及发电机中性点侧1分支、2分支CT极性调整工作。如图9所示，发电机保护用CT二次绕组分别为BA1/BA11a/BA11b，BA2/BA12a/BA12b，极性调整后，二次接线均从近发电机侧的极性端引出，即BA1、BA2改为S1引出线接A、B、C回路，S2引出线接N回路，BA11a、BA11b、BA12a、BA12b改为S2引出线接A、B、C回路，S1引出线接N回路，该接线方式满足发电机保护的整体要求。

5.3 机组带负荷检查

发电机保护电流回路整改结束后，1号机组开机并网带小负荷（30 MW）进行发电机保护A/B柜CT极性验证性测试，测试结果正确，数据如下（见表3）。

通过二次回路整改以及试验检查后，1号机发电机保护各项功能正常。

6 结语

此次1号机失磁保护因CT极性错误、缺少励磁低电压动作元件造成误动作，通过及时整改，发电机组运行正常。但应从中注意以下问题：

（1）加强继电保护专业人员专业技能、业务流程等内容的培训，提升业务技能水平。

（2）加强现场管理，对设备巡检、核对运行方式等工作加强监督检查，完善继电保护定值签收、流转、执行管理制度。

（3）加强二次系统复核试验、保护回路正确性检查、反措检查等，定期开展保护定值复核工作，特别是与电力系统有关的保护定值，如静稳边界判据与系统等值电抗Xs有关。

参考文献

[1] 电气主设备继电保护原理与运用[M].中国电力出版社，1996.

[2] 电力系统微机继电保护[M].人民邮电出版社，2005.

[3] WFB-800A系列微机发电机变压器保护装置技术说明书[Z].许继电气股份有限公司，2008.