燃机发电机过激磁保护动作跳闸事故分析及处理

2018-12-18姜志慧王耀坤

综合智慧能源 2018年11期

姜志慧，王耀坤

(珠海市钰海电力有限公司，广东珠海 519055)

1 设备概况

国内某燃气-蒸汽联合循环电厂采用S209FA机组，为1套780 MW级“二拖一”燃气-蒸汽联合循环供热机组，其配置为2台PG9351FA燃气轮机发电机(以下简称燃机)、2台余热锅炉、1台汽轮发电机。燃机发电机为配合变频启动模式需要，出口电压互感器(PT)采用一次侧中性点不接地方式运行；汽轮发电机出口PT一次侧为国内常规直接接地方式，燃机发电机保护采用美国GE公司G60，T60和C60微机保护。

2 G60装置过激磁保护误动过程描述

2016年6月12日，#2燃机负荷184.0 MW，#3汽机负荷95.4 MW，总负荷约280.0 MW，热网供热负荷80 GJ/h，#1燃机备用，机组自动发电控制(AGC)投运。

00：23：00，#2发电机励磁电压263.0 V，励磁电流906 A，无功功率28 MV·A，发电机出口电压15.4 kV，功率因数0.98，励磁温度40.7 ℃，网频50.01 Hz。

00：24：00，#2发电机突然解列，发电机出口802开关跳闸，汽机运行正常。就地检查发现，发电机A套G60保护装置无跳闸报警信号，B套G60保护装置报“过激磁保护动作”跳闸信号；#2燃机MARK VI报警：“EX2K TRIP”(励磁系统跳闸)、“EX AND GEN BREAKER TRIP VIA 86G-2B”(B套保护动作励磁和发电机断路器跳闸)、“EX AND GEN BREAKER TRIP VIA 86G-2A”(A套保护动作励磁和发电机断路器跳闸)、“GENERATOR BREAKER TRIPED”(发电机出口断路器跳闸)；NCS报警：AGC退出；DCS光字牌报警：“#2发电机出口开关802跳闸”；励磁小间面板报警：44 TRIP TRIP VIA LOCKOUT(86)(发电机保护联跳)。

00：25：00汽机调门关，快减负荷，值长联系热调退出热网；00：33：00经调度同意后停#2燃机、#3汽机，汽机转速下降，油系统联启正常；01：17：00汽机转速至0 r/min，盘车投入正常。

3 G60装置过激磁保护误动过程原因分析

3.1 故障录波图分析

(1)调取B套G60保护发电机出口电压故障时波形如图1所示。

(2)A套G60保护装置未出口，据内部逻辑设置未启动录波。

(3)调取#2发电机变压器组(以下简称发变组)故障录波器波形，PT取自发电机出口断路器主变压器侧，波形未发生畸变。

(4)调取#2燃机励磁系统报告，因励磁调节器采用线电压，不同于过激磁保护采用的相电压，其三次谐波分量已被滤除，不能证明相电压是否平衡。

进一步分析，该厂发电机出口配置两组PT装置，分别供A套、B套G60保护使用，同时也供给励磁调节器使用。对B套G60装置故障时录波图(图1)进行分析，可以看出相电压波形有明显畸变，而线电压波形图正常，结合G60过激磁保护采用相电压进行计算，励磁调节器采用线电压进行计算，可以解释虽然G60保护装置和励磁调节器采用同一组PT的同一线圈，却只有G60装置过激磁保护动作，而励磁调节器过激磁保护未启动(动作)。

图1 B套G60过激磁保护动作相电压和线电压波形

在当前机端PT一次中性点不接地运行方式下，经过几年运行后，B套G60所采用的三相PT特性存在差异，在PT二次侧(星接、中性点接地)相电压产生三次谐波，且中性点偏移，当某相电压偏高导致基波及三次谐波叠加引起过激磁保护动作(取最高相电压)时，因励磁调节器过励磁保护采用线电压计算，其三次谐波分量已被滤除，保护未启动[1]。

3.2 故障录波分析结论

(1)录波图(图1)显示保护装置感受到的波形有严重畸变，在此种情况下，保护装置是否能够正确动作，需通过试验确认(确认保护装置的正确性)。

(2)00：20：17过激磁保护启动(1.06 p.u.)，至00：20：27保护动作(定值10 s)；再从00:22:35过激磁反时限段启动(1.09 p.u.)，到00:24:40保护动作出口，整个“故障”过程经历了4 min而且是发展的，最初并未达到反时限动作定值。

(3)分析机组故障录波器录取波形，并未产生畸变。两组波形取自不同PT，采用不同厂家的产品。而故障时刻从分散控制系统(DCS)、MARK VI、发电机A套保护均不能看到波形。对于出现波形不一致的情况，作者一致认为发电机无故障情况存在。对发电机出口PT的波形存在疑点，应对该组PT及其二次回路进行检查。

3.3 保护装置采样检查及结论

(1)标准波形下保护装置的测试。6月12日凌晨对#2燃机发电机A套、B套G60保护装置进行交流采样精度试验、过激磁保护告警定值试验以及过激磁反时限保护传动试验均正常。

(2)确认过激磁保护采用相电压还是线电压试验。6月15日对保护进行单相加电压试验，达到1.09倍定值动作；相间加电压，达到1.09倍定值动作。证实过激磁保护所取电压为相电压，且实际采样值达到定值时保护能够正常启动并动作出口。

(3)模拟故障波形测试。6月16日进行故障时波形回放试验。将故障时B套G60保护装置所录取的波形外加至A，B两套G60保护装置，保护装置均动作出口。

3.4 电压互感器及二次回路检查情况及结论

(1)B套G60保护用PT检查及试验。6月12日对发电机出口PT进行检查，外观未见异常。当晚将B套保护用PT拆下，6月13日将PT送电科院进行单体检查试验，15：00：00完成全部7项交接试验项目，试验结果未见异常。

(2)PT二次回路检查。6月12日检查保护装置二次回路，核对接线，未见异常。6月15日在发电机PT端子箱上拆除四组PT二次回路上的接地点，摇测绝缘合格，并确认为唯一接地点。

(3)#1燃机PT二次录波。因#1，#2燃机发电机出口PT接线方式一致，均为一次中性点不接地方式，且通过对以前装置记录的检查，发现同样有过激磁保护报警段(1.06 p.u.，10 s)动作情况。故6月15—19日对#1燃机发电机出口PT进行连续录波，在录波波形中发现持续的三次谐波分量(约7%)，但未抓到#2燃机跳闸时严重畸变的波形。

(4)PT二次回路经检查未发现异常，电缆屏蔽层一点接地，屏蔽可靠，且电缆单独使用，接入保护盘端子排，连接可靠，受外部干扰的可能性较小。

(5)PT单体试验合格，但因一次中性点不接地，其均衡度不同，会在PT二次侧(星接、中性点接地)相电压产生三次谐波，同时中性点偏移，某相电压偏高，存在因基波及三次谐波叠加下引起过激磁保护动作(取最高相电压)的可能[2]。

(6)在对#1燃机发电机保护用PT连续测试期间，保护装置未出现报警信息，确认保护装置计算值未达到过激磁保护报警值(1.06 p.u.)。

3.5 G60装置过激磁保护误动过程原因分析结论

此次G60过激磁保护动作跳机事件发生后，经过一系列全面试验及检查，未发现一次设备存在过激磁现象，一次PT经试验检查参数特性均良好，经空载试验录波确认PT一次中性点不接地运行虽有电压不均衡现象，但不会到达过激磁保护动作值。在检查设备的同时，还发现G60过激磁保护原理上存在缺陷，即相/线电压的不可选择性，会导致发电机单相接地故障时过激磁保护误动。所以，本次故障为一次由设计缺陷和燃机固有运行特性引起的过激磁保护误动作。

4 G60装置过激磁保护误动处理方案

4.1 方案的制定及选择

针对本次过激磁保护动作因PT一次侧中性点不接地运行方式，在三相PT特性一致性出现大的偏移时，二次侧相电压发生畸变，导致发电机过激磁保护动作，追根溯源，提出以下4种解决方案。

方案1：将机端PT一次侧中性点接地。增设一程控快速接地开关，在机组3 000 r/min定速后，使发电机机端PT一次侧中性点以接地方式运行。此方案能够有效避免发电机机端PT一次侧中性点不接地时出现的相电压不平衡现象，从而在根本上避免此类事故再次发生。

方案2：更换PT。将现B套G60保护所用PT更换为特性一致性更好的PT。此方案采购PT周期较长，且更换后无法保证特性一致性，费用较高。

方案3：修改保护计算方法。将G60保护的过激励保护计算源由原来的相电压改为线电压，可避免由于保护装置计算方式有可能导致的此类事故再次发生，但目前GE公司保护装置不具备此种修改功能，不具备可行性。

方案4：吸收谐波含量，矫正波形。对保护动作时波形进行分析，发现三次谐波含量多达6%，从而导致波形畸变，相电压不平衡，通过在PT二次侧并入100 V/100 V、容量为50 V·A的消谐小PT，可有效抑制三次谐波含量，对波形进行矫正，避免过激磁保护因相电压不平衡而动作。此方案易于实施、周期短且成本低。

综合对比上述4种解决方案，最终选取方案4实施。保护用PT二次侧加装消谐小PT功能如图2所示。

图2 保护用PT二次侧加装消谐小PT功能示意

4.2 方案验证

按方案4在B套G60保护用PT二次侧加装消谐小PT，启机做空载试验，录取机端电压波形进行分析验证。在消谐小PT未投入时，机端相电压不平衡度高达9.88%((61.253 5-55.746 8)/55.746 8×100%=9.88%)，C相三次谐波含量高达6.45%(如图3所示)；消谐小PT投入后，相电压不平衡度不足1.00%，且三次谐波分量也小至1.00%(如图4所示)。由此可见，加装消谐小PT后，能有效抑制因PT一次侧中性点不接地和PT特性差异导致二次电压含有大量三次谐波引起电压不平衡现象的发生[3]。