發電機記憶過流保護動作分析

兀鵬越，侯瑞，楊奎剛，王小輝，韓煒煒

(1.西安熱工研究院有限公司，西安市，710043;2.華能銅川電廠，陜西省銅川市，727100;3.南瑞繼保電氣有限公司，南京市，211100)

0 引言

常見的自并勵接線發電機的后備過流保護一般設置有電流記憶功能。這是因為當短路點靠近發電機機端時，發電機電壓下降，導致勵磁電流減小，進一步導致發電機電壓下降，使得短路電流衰減變小，故障電流在過流保護動作出口前可能已小于過流定值，過流保護提前返回導致保護拒動。因此，過流保護啟動后，過流元件需帶記憶功能，使保護能可靠動作出口。

這種邏輯有效解決了自并勵發電機靠近機端短路后故障電流衰減導致保護無法動作的問題。但是，當機組斷路器內側故障，如主變高壓側接地或短路，當主保護動作跳閘后，故障點仍然存在，發電機仍然向故障點提供電流。這時候，由于電流記憶功能的存在，在主保護已經動作的情況下，過流保護依然會動作。如果過流保護出口方式整定不合理，就有可能擴大事故范圍。

國家電力調度通信中心《國家電網公司系統繼電保護近年來典型故障通報》(調繼［2009］239號文件)中的陜西銅川電廠“12.06”事故即屬于這種類型。本文通過對此次事故過程的詳細分析，明確了發電機記憶過流保護的出口方式，并對發電機變壓器組的后備保護配置問題進行了探討。

1 系統介紹

1.1 銅川電廠主系統

華能銅川電廠一期1號600 MW亞臨界空冷機組，發電機-變壓器組單元接線接入升壓站330 kV配電裝置，升壓站采用雙母線接線，一期兩回線路至池陽330 kV變電所。系統主接線見圖1。

圖1 銅川電廠1號機組主接線Fig.1 Main connection of No.1 unit in Tongchuan power plant

1.2 發電機后備保護配置及整定

(1)保護配置。銅川1號發電機變壓器組保護采用南京南瑞繼保公司的RCS-985發變組保護裝置，雙重化配置。按照傳統發電機變壓器組保護配置，設復合電壓記憶過流保護作為發電機、變壓器、高壓母線和相鄰線路故障的后備，在主保護或斷路器拒動的情況下第1時限t1動作于跳母聯斷路器，第2時限t2動作于跳本斷路器。其邏輯見圖2。

圖2 復壓過流保護邏輯Fig.2 Logic diagram of compound voltage over-current protection

(2)定值整定。發電機復壓過流保護I段動作電流Iop按躲過發電機額定電流整定，整定值為5.07 A。復壓過流保護I段時間t1按與330 kV線路相間后備保護最長時間tlmax配合(或躲過系統振蕩延時)，整定t1=tlmax+0.5 s=1.7 s。過流保護I段經發電機復合電壓閉鎖投入，低電壓定值60 V，負序電壓定值5 V，帶電流記憶功能。

2 事故經過

2008年12月6日，銅川電廠在進行1號機組空冷島水沖洗作業時，水從空冷島下落到1號主變高壓側B相避雷器上并結冰，引起1號主變避雷器對地發生短路。在14:42時刻，1號發變組保護A、B柜“主變差動速斷”保護動作，跳開主變高壓側3301斷路器，關閉1號機組主汽門，跳開滅磁開關，啟動廠用電切換。約1.7 s后，1號發變組保護A、B柜“發電機過流I段”動作，在1號主變高壓側3301斷路器已斷開的情況下，跳高壓側母聯開關3300。事故經過記錄見表1，保護動作值見表2。

事故的故障錄波見圖3。

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3 事故分析及處理

3.1 事故分析

從圖3(a)、(b)可以看出，變壓器B相對地短路后，主變高壓側B相電壓消失，B相電流增大。在圖3(c)、(d)中，由于主變是Y，D11接線，發電機 A、B 相流過短路電流。由表2看出，主變B、C相差流達到12Ie，而主變差動速斷定值為5Ie，因此主變差動速斷立即正確動作，跳開主變高壓側斷路器3301，將故障點與系統隔離。

圖3 故障錄波Fig.3 Fault data recording

主變差動速斷動作后，跳開主變高壓側開關及滅磁開關，非故障相電流立即消失，由圖3(b)、(d)中可以看出主變高壓側A、C相電流變為0，發電機C相電流變為0。此時，滅磁開關也已經分開，勵磁變已不再向轉子提供勵磁電流，但此時轉子電流并不是立即變為0，而是經勵磁系統轉子側非線性滅磁電阻回路導通，轉子內存儲的能量被滅磁電阻逐漸消耗，轉子電流按指數規律下降，發電機電壓也按相同規律逐漸下降，則故障電流也按此規律逐漸衰減。

當滅磁開關斷開時，由表2中的發電機電壓可以計算出該時刻負序電壓為5.7 V，大于復合電壓負序電壓整定值5 V;同時，短路電流也大于過流I段定值Iop，滿足圖1中的復壓過流保護I段邏輯條件，保護延時t1啟動。由于發電機電壓的持續存在，發電機持續向故障點提供短路電流，當t1經過1.7 s延時后，發電機A、B相電流已衰減到0.45 A，此電流值雖然已經遠小于過流I段定值5.07 A，但仍大于復壓過流保護的有流判據(約為0.1Ie)，過流I段保護仍然能夠動作，跳開3300母聯斷路器，使事故范圍擴大。

由于母聯斷開改變了330 kV系統運行方式，西北網調將這次事故定性為誤動作。

3.2 解決方案

(1)修改保護邏輯。由圖1可知，此次記憶過流保護動作行為完全符合廠家復壓記憶過流保護邏輯，應該屬于正確動作。顯然，原邏輯主要是防止自并勵機組靠近機端發生短路時，故障電流會衰減，導致過流保護無法動作的問題，并沒有考慮到故障點發生在開關內側，當機組開關跳開后，仍然有故障電流存在的這種特殊情況。因此，由廠家修改了保護程序，在發電機過流I段保護中加入經發變組并網狀態閉鎖的邏輯，對應于銅川電廠雙母線接線和無機端斷路器的情況，即經主變高壓側開關位置閉鎖。當發變組主保護動作，斷路器跳開后，發電機記憶過流保護將不再動作。修改后邏輯見圖4。

圖4 修改后的復壓過流保護邏輯圖Fig.4 Logic diagram of modified compound voltage over-current protection

(2)修改定值，取消發電機記憶過流保護跳母聯方式。發電機記憶過流保護動作對跳母聯斷路器的作用在于發生線路出線故障或者母線故障時，在線路和母線保護拒動的情況下，由記憶過流保護作為后備保護動作，縮小故障范圍。實際上由于目前220 kV及以上的線路和母線都配置了雙重化快速主保護，當單母線故障時，雙重化的母差保護完全可以在第1時限由單母線小差動作，實現故障隔離，母線保護不要求用發電機記憶過流保護做后備。即使必須使用系統遠后備保護，也應該采用不帶電流記憶功能的主變相間后備保護。《西北電力系統并網電廠繼電保護反事故措施要點(西電調字［2010］71號)》規定:發電機帶記憶功能的復壓過流保護應取消跳母聯功能，由變壓器后備保護實現跳母聯功能。

綜合考慮，原定值中發電機記憶過流Ⅰ段作為系統遠后備保護跳母聯的出口方式利少弊多，改為機組解列滅磁或全停。

4 發電機配置后備保護的討論

DL/T 684—1999《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》規定:大機組本身已經配備雙重或者多重主保護。盡管如此，大機組裝設簡化的后備保護仍是必要的［1］。

從近年現場的情況來看，發電機阻抗保護已基本不用，較為簡單的復壓過流保護仍普遍配置，但在使用中仍有不少問題。例如，文獻［2］介紹了一次發電機記憶過流保護誤動跳母聯的案例，而文獻［3］還提出低壓記憶過流應第1時限跳母聯或采用分段的出口方式。因此，應根據當前繼電保護的發展對發電機配置后備保護的意義做進一步探討。

按照繼電保護配置原則，中、小型發電機、變壓器只裝設1套主保護，當主保護或有關斷路器拒動時，應為被保護設備或相鄰元件提供后備保護。對于目前的大機組，對于任一內部故障，具有2套或以上的主保護靈敏動作，即雙重化主保護配置，因此從近后備保護來說，大型發電機變壓器組已經無需裝設。220 kV以上線路及母線因裝設雙重主保護，所以線路及母線未要求發電機變壓器組提供遠后備保護［4］。而目前220 kV以上斷路器均配備專門的斷路器失靈保護，在斷路器拒動時跳開相鄰斷路器，因此也不需要發電機后備保護承擔此功能，故不必用發電機相間后備保護作為系統的遠后備保護。建議進一步簡化發電機的后備保護，逐步取消發電機后備保護［5-6］。

5 結論

(1)鑒于目前發變組保護和220 kV以上母線保護均已實現雙重化主保護，可考慮不再設置后備保護。

(2)如果要設置后備保護，應著重考慮防止其誤動，其原理應盡量簡單，保護出口范圍應盡可能小。

(3)發電機記憶過流保護不宜作為系統遠后備保護，可作為發電機變壓器組后備保護，出口應只跳本機組相關斷路器。

［1］國家經濟貿易委員會.DL/T 684—1999大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則［S］.北京:中國電力出版社，1999.

［2］熊華強，李升健，王治.由一次復壓過流保護誤動引發的思考［J］.江西電力，2009，33(5):5-6.

［3］路進升，張長彥，閆學廣，等.自并勵發電機相間短路電流計算及保護配置和動作行為分析［J］.電力系統保護與控制，2009，33(13):64-67.

［4］王維儉.電氣主設備繼電保護原理與應用(第二版)［M］.北京:中國電力出版社，2002:98-99.

［5］王維儉，桂林，唐起超.主設備后備阻抗保護反應繞組短路的靈敏度分析［J］.電力自動化設備，2003，23(9):1-5.

［6］王維儉，桂林.大型發電機變壓器保護技術的現狀剖析和發展動向［J］.電力設備，2003，4(5):15-18.