600 MW机组零功率保护未动作原因分析

蔡美峰

（大唐阳城发电有限责任公司，山西 晋城 048000）

1 故障简述

1.1 事故前系统运行方式

1、2、3、4、5、6、7、8 号机组运行，阳东Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线运行。500 kV 升压站第一、二、三、四、五串合环运行。安控系统方式一（正常运行方式）运行。全厂机端出力2 292 MW，上网出力2 090 MW，阳东Ⅰ线潮流为673 MW，阳东Ⅱ线潮流为709 MW，阳东Ⅲ线潮流为708 MW。

1.2 事故现象及保护、自动装置动作情况

8 月9 日03 点22 分38 秒，阳东Ⅰ线第二套远跳及就地判据RCS-925A 接收远跳信号三相跳闸。8 月9 日03 点22 分38 秒，阳东Ⅱ线第一套、第二套远跳及就地判据RCS-925A接收远跳信号三相跳闸。8 月9 日03 点22 分38 秒，阳东Ⅲ线第二套远跳及就地判据RCS-925A 接收远跳信号三相跳闸。

1.2.1 安全稳定控制装置动作情况

阳城电厂阳城安控系统稳定切机装置第一套为主运，阳城电厂阳城安控系统稳定切机装置第二套为辅运。8 月09 日03 点22 分30 秒，阳城电厂阳城安控系统稳定切机装置第一套、第二套启动，无故障判据。

1.2.2 阳东线路保护故障信息报告

8 月9 日03 点22 分38 秒530 ms，阳东Ⅰ线第二套远跳及就地判据RCS-925A 装置接收远跳信号，发三相跳闸命令；5012、5013 三相跳闸，阳东Ⅰ线跳闸。

8 月9 日03 点22 分38 秒492 ms，阳东Ⅱ线第一套远跳及就地判据RCS-925A 装置接收远跳信号，发三相跳闸命令；8 月9 日03 点22 分38 秒490 ms，阳东Ⅱ线第二套远跳及就地判据RCS-925A 装置接收远跳信号，发三相跳闸命令；5022、5023 三相跳闸，阳东Ⅱ线跳闸。

8 月9 日03 点22 分38 秒530 ms，阳东Ⅲ线第二套远跳及就地判据RCS-925A 装置接收远跳信号，发三相跳闸命令；5032、5033 三相跳闸，阳东Ⅲ线跳闸。

1.2.3 机组保护动作情况及时序表

1 号、2 号、3 号、4 号、5 号、6 号、8 号 机 组 零 功 率保护动作，7 号机组超速保护动作机组跳闸。1）8 月9 日03点22 分38 秒765 ms，1 号机组零功率保护动作于全停，跳开5011 开关；2）8 月9 日03 点22 分38 秒877 ms，2 号机组零功率保护动作于全停，跳开5014 开关；3）8 月9 日03点22 分38 秒711 ms，3 号机组零功率保护动作于全停，跳开5021 开关；4）8 月9 日03 点22 分38 秒708 ms，4 号机组零功率保护动作于全停，跳开5024 开关；5）8 月9 日03点22 分38 秒700 ms，5 号机组零功率保护动作于全停，跳开5031 开关；6）8 月9 日03 点22 分38 秒874 ms，6 号机组零功率保护动作于全停，跳开5034 开关；7）8 月9 日03点22 分39 秒893 ms，7 号机组超速保护动作于全停，跳开5041 开关、5043 开关；8）8 月9 日03 点22 分39 秒186 ms，8 号机组零功率保护动作于全停，跳开5051 开关、5053 开关。

2 线路跳闸前后，各线路及各机组功率波形分析

2.1 阳东Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线故障情况分析

通过录波图可知如下情况。1）阳东Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线同时跳闸。2）在阳东Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线跳闸之前约530 ms（27 个周波），系统B 相电流突然消失。3）在B 相电流消失前约160 ms（8个周波），出现零序电流，判断系统出现B 相接地故障[1]。4）在阳东Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线跳闸前690 ms（35 个周波）开始，线路电流幅值出现摆动。5）在阳东Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线跳闸前690 ms 开始，阳东Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线功率波形均出现摆动现象，特别是在B 相电流消失时，3 条线路的功率均出现了大幅下降后又缓慢回升摆动。

2.2 1号～8号发电机及厂用电源有功

8 台机组在线路跳闸前690 ms 开始，有功功率均出现了较大摆动，摆动趋势与线路有功功率摆动趋势一致，厂用电有功负荷基本稳定。在线路跳闸后（T1 时刻），8 台机组各自有功功率仍在摆动，但厂用电功率仍然稳定，即在线路跳开后短时间内（235 ms。12 个周波），8 台发电机组通过500母线连成一个孤岛，8 台发电机组所发总的有功与8 台发电机组总的厂用电有功相平衡，机组功率通过500 母线仍然延续摆动。由录波图可知2 点。1）在线路跳闸后2 号、6 机组发电机所发有功远远高于各自的厂用电源有功，而3 号、4、5 机组发电机所发功率均低于各自所用厂用电有功。2）7 号机组发电机所发有功远远高于自身厂用电有功，而8 号机组发电机所发功率远远低于自身所需厂用有功水平。即2 号、6号、7 号机组发出的有功通过500 母线为3 号、4 号、5 号、8 号机组提供了部分或全部的厂用电功率[2]。

该过程简述如下，系统出现故障（出现零序电流），线路及机组功率开始摆动，持续160 ms，系统故障发生转换（B相电流消失），线路及机组功率摆动加剧，又持续530 ms，线路跳闸，机组功率突降后仍然摆动，持续235 ms 后，机组开始跳闸。当线路跳闸电厂处在孤岛运行时，由于机组功率摆动，8 台机组之间出现了互带厂用电源的现象，8 号机组厂用电几乎全部由7 号机组来带。

通过对各台机组跳闸时序进行分析可知，8 台机组中2号机组和6 号机组跳闸最晚，在线路跳闸后200 ms 内机组的出力也最大，而7 号机组比8 号机组跳闸要晚，7 号机组在线路跳闸后200 ms 内的出力也大。

2.3 8号主变电流向量分析

8 号机组正常运行时的发电机A 相电压、主变A 相电流、主变A 相电压的相量与瞬时值波形。主变高压侧A 相电流超前发电机A 相电压134°，主变高压侧A 相电压滞后发电机A 相电压电角度为30°。

8 号机组在线路出现故障时发电机A 相电压、主变A 相电流、主变A 相电压的相量与瞬时值波形。从线路发生故障到线路跳闸期间，主变高压侧A 相电流超前发电机A 相电压98°，主变高压侧A 相电压滞后发电机A 相电压电角度为38°。

8 号机组在线路跳闸时发电机A 相电压、主变A 相电流、主变A 相电压的相量与瞬时值波形。主变高压侧A 相电流滞后发电机A 相电压82°，主变高压侧A 相电压滞后发电机A 相电压电角度为29°。

由此可以看出，在线路跳闸时，8 号主变高压侧电流的角度由超前98°变为滞后82°，变化了180°，说明8 号机组的厂用电源在输出线路全部跳闸部分或全部来自其他机组。

3 零功率保护未动作情况分析

3.1 发变组保护配置及逻辑

发变组保护采用SIMENS（西门子）发变组保护装置，该保护装置没有专门针对与并网系统弱联系的机组的零功率保护。鉴于电厂为远距离输电项目，在电网中的特殊电气位置，在机组保护装置上增加了为防止线路掉闸造成汽轮机超速防止的保护，称为零功率保护。采用保护内部标配的功率保护来设定功率高值Pf＞定值及功率低值Pf＜定值，然后使用CFC 逻辑搭接而成，当发电机功率大于功率高值定值后，展宽1 s，在1 s 内发电机功率小于功率低值定值时，保护延时出口。

3.2 7号机保护动作分析

该次线路掉闸时，8 号机组在线路跳闸后发电机出口功率瞬间下降至69 MW 以下保护正常动作。而7 号机组在线路跳闸后发电机出口功率瞬间降至80 MW 左右，且保持了520 ms，即7 号机组的零功率保护不满足动作条件，当8 号机组厂用电源切换完毕后，7 号机出口功率下降至零功率保护低值以下，零功率保护低值启动170 ms 后机组超速保护动作触发发变组热工保护机组跳闸，主汽门接点闭锁零功率保护，因此7 号机组零功率保护始终未动作。

4 预防措施

4.1 修改保护定值

调整零功率保护功率定值及动作时间以防止保护拒动，如提高低功率定值，缩短保护出口时间等，可以使保护动作更灵敏，动作速度更快。但这样做的同时增加了机组正常运行期间零功率保护误动的概率，如系统原因引起的负荷波动时就可能引起保护误动，因此单纯修改零功率保护定值并不可取。

4.2 完善保护逻辑

对目前投运的专门针对与系统弱联系机组研制的的零功率保护进行调研，有的零功率保护动作逻辑除了功率突降判据外，还有其他零功率特征量如频率突变量，高压侧电压突变量等作为判据，这就放宽了功率定值整定范围，避免机组正常运行功率扰动时零功率保护误动，而在真正发生故障时保护能可靠动作。

经过充分论证，对原有的零功率保护逻辑做了进一步的完善，为了在保护定值保证发电机零功率保护可靠不误动，增加频率高值（f ＞50.5 Hz）延时开放零功率保护功能。在原有发电机零功率保护带停炉不停机闭锁功能逻辑的基础上再增加过频定值，用于开放零功率保护，同时将高功率定值展宽时间由1 s 修改为300 ms。当输电线路发生故障，或者其他原因造成并网开关跳闸时，汽轮机转速将上升，频率升高，开放零功率保护。而其他原因造成负荷摆动时，由于频率条件不满足，零功率保护不开放。基于以上逻辑修改，可将零功率保护低值适当提高，并缩短保护出口动作时间，从而使零功率保护能够在需要的情况下可靠动作。

5 结论

通过对阳城电厂8 台机组及3 回线路的录波器及保护波形分析，并结合零功率保护定值及逻辑分析可知：

由于系统故障690 ms 后线路才掉闸，导致从系统故障到线路跳闸期间线路输送功率及8 台机组输出功率同时出现摆动，在线路故障跳闸后由于机组有功仍然在摆动，各机组出力与各自厂用电负荷不一致，出现了互带厂用电现象；在线路故障跳闸时7 号机组承担了8 号机组的厂用电源负荷，7号发电机有功功率变化不满足零功率保护动作条件，7 号机组2 套发电机零功率保护均未动作。