机组保护装置出口信号与监控系统时间配合浅谈

陈武军

(嘉陵江亭子口水利水电开发有限公司，四川 苍溪，628400)



机组保护装置出口信号与监控系统时间配合浅谈

陈武军

(嘉陵江亭子口水利水电开发有限公司，四川 苍溪，628400)

亭子口水电站主变非电量保护动作后，监控系统未启动机组电气事故停机流程，分析排查各种原因，解决了保护装置停机出口信号与监控系统的时间配合问题，保证了设备的安全稳定运行。

保护装置 监控系统 电气事故停机流程 时间配合

1 概述

亭子口水利枢纽位于四川省广元市苍溪县境内，是嘉陵江骨干水利枢纽工程，电站装机容量4×275MW。电站发电机保护采用许继电气WFB801A，主变电量保护采用许继电气WFB802A，主变非电量保护采用许继电气WFB804A，除主变非电量保护外，发电机及主变保护均为双重配置。监控系统采用南瑞NC2000。当发电机保护、主变保护动作时，均经保护装置出口继电器送至监控系统停机。2013年08月1号机组、2号机组相继并网发电，2014年05月4台机组全部并网发电。

2 事故经过

2013年10月，2号主变冷却器全停保护动作，但2号主变高、低压侧断路器均正确跳闸，但2号机组未能正确停机。事故发生后，调取监控系统简报信息，确认监控系统接收到2号主变保护停机令(见表1)，2号机组电气事故停机流程未启动。

表1 2号机组主变非电量保护动作

3 事故分析

检查主变冷却器程序，发现主变冷却器全停故障动作跳开主变高、低压侧断路器后，全停故障瞬时返回； 检查主变非电量保护装置出口继电器动作保持时间，经查阅保护装置技术资料，保护装置出口继电器为瞬时返回接点，其动作保持时间为保护动作至故障切除时间，即为断路器的跳闸时间；测试发电机出口开关的跳闸时间为51.7ms，主变高压侧开关跳闸时间为21ms；检查监控系统流程，机组电气事故自启动条件中主变非电量保护动作停机确认时间为10ms。此确认时间主要是为了防止接点抖动及干扰，机组整个电气事故停机流程无异常(见表2)。

表2 电气事故停机控制启动流程

模拟主变非电量保护动作，测试监控系统启动电气事故停机流程的时间，根据监控系统当时数据量的处理情况，分别为几十ms或者几百ms不等(见表3)。通过模拟故障分析，电气事故停机流程是否正确启动与故障持续时间有关系。

表3 监控系统数据量处理情况

综合以上分析，主变保护停机出口继电器动作保持时间太短，不能满足监控系统的要求，所以监控系统虽然收到保护停机信号，电气事故停机流程却未正确启动。

4 解决对策

根据《水电厂计算机监控系统基本技术条件》，现地控制级装置接受控制命令到开始执行的时间应小于1s，我厂监控系统启动电气事故停机流程的最大时间接近1s，在规程范围内。所以要解决这个问题，只能从保护装置考虑，考虑将主变非电量保护启动机组停机出口时间延长。经与主变冷却器控制系统厂家联系，修改主变冷却器程序，将主变冷却器全停故障继电器经主变高、低侧断路器跳闸后，延时10s返回，从而满足电气事故停机流程启动时间。修改后经多次验证，主变冷却器全停时，监控系统电气事故停机流程正确启动，机组正确停机。

本次事故后，为了电站的安全稳定运行，分别对4台主变和4台发电机电量保护进行测试，也发现类似情况，当主变或发电机电量保护动作后，监控系统收到保护停机令，但电气事故停机流程未启动。经与许继厂家联系后，将发电机及主变电量保护装置停机出口设置成具备延时返回功能,延时返回时间为5s(见图1)。修改后，经多次保护装置整组试验，发电机或主变保护动作后，监控系统电气事故停机流程正确启动，机组正确停机。

图1 延时返回功能设置

5 结语

目前大部分水电厂，发电机及主变保护动作于机组停机，均经保护装置出口继电器送至监控系统，直接启动监控系统电气事故停机流程。由于保护装置出口继电器均为瞬时返回接点，且故障切除时间一般为几十ms，故障时监控系统数据处理大，造成电气事故停机流程启动时间接近1s，由于两者时间不配合，机组不能正常停机。在保护装置与监控系统的时间配合上，建议将保护装置停机出口继电器接点设置为具有延时返回功能，方可满足电气事故停机流程启动时间。

■

TM621.71

B

2095-1809(2015)06-0014-02

陈武军(1979-)，男，四川冕宁县人，大专，助理工程师，从事继电保护及监控系统检修维护工作。