大型發電機組整套啟動過程中繼電保護策略探討

牛利濤，肖桂霞，兀鵬越，何信林

（1.西安熱工研究院有限責任公司，西安市710032；2.華能陜西靖邊電力有限公司，陜西省榆林市718500）

0 引 言

發電機整套啟動試驗是發電機投產之前必須進行的試驗項目，該試驗中電氣部分的主要項目包括：短路試驗、空載試驗、勵磁特性試驗、假同期及同期定相試驗和并網試驗等。整套啟動電氣試驗期間，發電機－主變壓器組（簡稱發變組）系統首次接受高電壓和大電流的考驗，其工況與正常運行時不完全相同，由安裝質量、產品質量以及操作造成的事故案例時有發生。電氣總啟動時，發變組保護系統和同期系統首次投入使用，保護配置、定值計算、保護投退等是否合理是關系到電氣試驗成敗的重要環節［1－3］，對此必須高度重視。本文結合典型發變組系統的整套啟動過程，分析電氣試驗中不同階段的特點，并對出現的問題進行討論，提出發電機組整套啟動過程中的臨時保護定值原則和保護投退原則，為類似機組發電機的整套啟動試驗提供借鑒。

1 典型發變組系統構成和保護配置

1.1 典型發變組系統構成

以華東地區某電廠1號機組（1 030MW燃煤機組）為例，該機組的發變組系統構成和保護配置具有典型性。該機組采用發變組單元接線，發電機出口設置斷路器。主變壓器（簡稱主變）低壓側連接高壓廠用工作變壓器（簡稱高廠變）A、B、C，主變壓器經500kV斷路器接入500kV電網，升壓站采用雙母線接線方式。該機組的整套試驗接線示意圖如圖1所示，圖中 K1、K2、K3、K4、K5為啟動試驗過程中設置的短路點。

圖1 典型的發變組系統電氣接線圖Fig.1 Typical electrical wiring diagram of generator－transformer system

1.2 典型保護配置

發變組系統配備有大量的保護裝置，其中發電機配備的保護包括差動保護、過負荷保護、定子100%接地保護、定子95%接地保護、復壓過流保護、匝間保護、失磁保護、過激磁保護、逆功率保護、失步保護、頻率保護、過電壓保護、誤上電保護、斷路器失靈保護、啟停機保護、轉子接地保護；主變配備的保護包括差動保護、主變分相差動保護、高壓側零序過流保護、復壓過流保護、低壓側接地保護、斷路器閃絡保護、非全相保護；高廠變配備的保護包括差動保護、低壓側零序過流保護和復壓過流保護；主變和廠用變壓器（簡稱廠變）配備的非電量保護包括瓦斯保護、壓力釋放保護、變壓器油溫高保護、變壓器繞組溫度高保護、變壓器油位異常保護和冷卻器全停保護。

2 各試驗階段特點和問題處理

2.1 短路和空載試驗時勵磁變臨時電源選擇

由于自并勵系統的勵磁電源取自發電機端部，在發電機短路和空載試驗等特殊工況下，發電機無法提供正常的勵磁電源。因此，在發電機總啟動過程中通常從高壓廠用電取1路電源作為勵磁變壓器（簡稱勵磁變）的臨時電源。因此路電源為臨時電源，通常設計時不作考慮，定值計算時也沒有經過特殊的安排。在選擇勵磁變的臨時電源時，如此電源的容量不夠會造成發電機短路試驗達不到額定值；如此電源定值設定不恰當會造成試驗過程中保護誤動和拒動［4］。

2.1.1 臨時勵磁電源容量選擇和保護設定

發電機短路空載試驗之前，發變組保護尚未投運，試驗期間勵磁變和轉子繞組均靠臨時電源間隔提供保護。發電機短路特性試驗時短路電流達到額定電流時需要的勵磁電流最大，可將此時的勵磁電流作為最大試驗電流，將其作為選擇開關容量、電纜容量和過負荷保護整定的依據。

以華能銅川電廠1號機組為例，1號發電機組機端電壓為22kV，采用自并勵勵磁方式，勵磁變容量為6 600kVA，勵磁變低壓側電壓為810V，勵磁系統臨時電源取自廠用6kV母線A段。根據制造廠提供的發電機特性曲線，1號機短路試驗時最大的勵磁電流為Ifd＝2 958A，折算到交流側，IS＝0.816Ifd＝2 413.7A；再據此計算勵磁變高壓側電流為I1＝889A。此電流即為總啟動試驗過程中臨時勵磁電源的最大電流，可作為過負荷保護的整定依據。

2.1.2 過負荷保護整定

由于此時的勵磁變高壓側電壓6.3kV遠遠小于正常的運行電壓22kV，勵磁變本體發生過負荷的可能性很小，此時設置的過負荷保護主要是為了防止轉子繞組過負荷。過負荷保護按短路試驗最大勵磁電流下能可靠返回的條件進行整定。計算式為

式中：Iop3為過流III段動作值，A；Krel為可靠系數，取1.05；Kr為返回系數，取0.9；na為電流互感器變比。

將各參數代入式（1）得Iop3＝1.30A。

動作時限t3＝10s，發信或跳閘。

2.1.3 臨時電源速斷保護整定

速斷保護的動作電流按照避開低壓側三相短路的條件來整定［5］。由于一般的勵磁變為干式變壓器并且作為臨時電源時合閘電壓遠遠低于額定電壓，因此無須考慮勵磁涌流影響。以銅川電廠1號機勵磁變為例，勵磁變變比為22kV／810V，額定電流為173.2A／4 591A，短路阻抗為8.39%，接線形式為YN－d11，勵磁變臨時電源電壓為6.3kV。忽略主變及系統阻抗，則勵磁變低壓側三相金屬性短路時，高壓側電流為

速斷保護電流整定為

式中：Krel為可靠系數，取1.2；na為臨時間隔電流互感器變比。

將各參數代入式（2）得Iop1＝8.87A。

動作時限t1＝0s。

2.1.4 過流保護整定

動作電流Iop2按保證勵磁變低壓側兩相短路有足夠靈敏度來整定。

式中Ksen為靈敏度。

將各參數代入式（3）得Iop2＝320A。

動作時限t2與整流柜熔斷器配合，取t2＝0.3s。

以上選擇勵磁變臨時電源和整定保護定值的原則，在十幾個發電廠的電氣總啟動試驗中應用表明，效果良好。

2.2 短路試驗特點和處理方法

以圖1所示的典型發變組系統為例，整套試驗過程中的短路點共有5個，分別命名為K1、K2、K3、K4、K5。K1點為發電機短路點，位置位于發電機出口。K1點短路試驗的目的是錄取發電機的短路特性，與制造廠出廠數據相比較，以判斷發電機是否正常。K2點位于主變高壓側，K3、K4、K5點位于廠變低壓側，設置 K2、K3、K4、K5點的目的是分別檢查主變差動和廠變差動的電流回路極性配置是否正確。

短路試驗應具備的條件是：發電機本體電氣試驗已合格，已通入合格的定子冷卻水，發電機已經定速3 000r／min。短路試驗中可能出現的故障為：

（1）發電機定子冷卻水系統發生故障，發電機過流，導致發電機定子線圈過熱。

（2）勵磁系統發生故障。例如，勵磁變短路故障、可控硅短路、勵磁系統過熱等。

（3）主變高壓側短路點K2點進行短路試驗時，未對接入母差保護的2組電流進行隔離，造成母差保護誤動。華北地區某電廠曾經發生過整套啟動時，由于母差電流未隔離造成短路試驗時母差保護誤動，而使全廠失電。

（4）發電機短路點開路，造成發電機過電壓，此類故障最為危險，損害最大。對于發電機過電壓保護，通常的整定原則為200MW及以上的汽輪發電機組，裝設于機端電壓互感器二次相間過電壓保護的整定值Uop.set為

式中：k為汽輪發電機允許過電壓倍數，一般取1.25～1.3；UG.N為發電機一次額定電壓，V；ntv為發電機電壓互感器變比；Ug.n為發電機二次額定電壓。動作時間通常取0.5s。

發電機短路試驗過程中，按交接試驗標準規定，錄取的短路曲線最大電流要達到發電機的額定電流。此時勵磁電流Ifk比發電機空載時的勵磁電流Ifo要大得多，倍數可由發電機的短路比求得。由于短路比Kc＝Ifo／Ifk，故Ifk＝Ifo／Kc。如果此時發生短路點開路，勵磁電流不能突變。根據發電機的空載特性曲線可以求得，此時的發電機電壓為U ＝Ug.n／Kc。由于Kc的取值通常為0.4～0.6，此時發電機電壓為發電機額定電壓的1.6～2.5倍。因此，0.5s的延時會造成發電機定子絕緣破壞，甚至有可能造成匝間短路。

另外，根據多臺大中型發電機組短路試驗的數據可知，發電機短路試驗時，發電機機端電壓小于0.1Ug.n，主變高壓側短路試驗時發電機機端電壓小于0.3Ug.n。因此在整套啟動短路試驗過程中，臨時修改發電機定子過電壓的定值為0.3Ug.n，0s跳閘能可靠地保證發電機的安全。

綜上所述，在整套啟動短路試驗過程中，應該投入的保護包括：發電機的斷水保護和勵磁系統保護、發電機轉子接地保護、轉子過負荷保護，保護的出口只投跳滅磁開關。臨時修改發電機定子過電壓的定值為0.3Ug.n，0s跳閘。尤其要注意的是在進行K2點短路試驗時，一定要對用于母差保護的2組電流進行隔離，在端子箱或者母差保護柜的外側做好隔離工作。

2.3 空載試驗特點和處理方法

發電機空載特性試驗的主要目的是：

（1）錄取發電機空載特性曲線，比較其與制造廠出廠數據，判斷發電機空載特性是否正常。

（2）檢查電壓回路及相關繼電保護回路的正確性。規程規定，發電機的空載最高電壓要達到發電機額定電壓的1.3倍，當發電機出口不裝設出口斷路器時，發電機變壓器組的整組空載特性的最高電壓只升至其額定值的1.05倍。

空載試驗時，發電機首次接受額定電壓的考驗，存在的主要風險是發電機發生定子接地和故障時發電機出口短路。例如，2012年10月，西北地區某電廠1號發電機在0起升壓過程中，當升壓至額定電壓的1.15倍時，發電機電壓互感器柜突然發生短路。通過分析，此次事故原因：廠家配置的避雷器耐壓等級是10.5kV，與設計的17kV有較大的差距，而發電機的額定電壓是10.5kV，升壓至1.15倍時，避雷器發生爆炸，導致發電機出口短路。另外在空載試驗中勵磁系統處于手動模式，采用手動模式升壓，隨著電壓的升高，勵磁系統的導通角越來越小，勵磁電流會變化很快，容易造成發電機過電壓。

因此在發電機空載試驗階段，應將差動保護以及與電流相關的保護全部投入，發電機過電壓定值修改為1.3Un，0.3s跳閘。

2.4 勵磁特性試驗特點和處理方法

勵磁特性試驗主要包括：0起升壓試驗、通道切換試驗、手自動切換試驗、電壓互感器斷線試驗、階躍試驗等。勵磁特性試驗是為了測試勵磁系統性能指標是否達到設計要求，勵磁參數設置是否合理。

勵磁特性試驗與空載試驗的不同之處是：空載試驗時，勵磁系統工作于手動模式，采用緩慢升磁的辦法；勵磁特性試驗采用自動模式，存在誤強勵等方面的危險。北方地區某機組勵磁試驗時，分散控制系統（dstributed control system，DCS）發建壓指令，滅磁開關跳閘，DCS畫面顯示建壓未成功，發變組保護未見異常。事故發生后，檢查發現發電機機端電壓互感器一次保險未接入。分析認為，發電機升壓時，由于電壓互感器實際未投入使用，所以二次回路檢測不到發電機電壓，勵磁系統因采集不到電壓信息而不停增加勵磁，造成誤強勵事故。由于無電壓接入，發變組保護未動作，使勵磁系統內的轉子過電壓保護動作，逆變滅磁。

因此，在勵磁特性試驗階段，應仔細檢查勵磁裝置的參數設置和勵磁系統本身保護的投入情況。

2.5 同期定相和假同期試驗特點和處理方法

同期定相試驗是為了檢查同期系統的待并側電壓和系統側電壓在同一電源系統下是否指示在同相位，并且測量待并側電壓和系統側電壓的額定值［6］。假同期試驗是為了驗證同期系統的工作狀況，合閘點是否在同期點上。通常，同期系統電壓額定值是以同期定相時實測的待并側額定值和系統側額定值為準。然而實際操作中，由于電網運行方式的變化，使主變的檔位經常變化，若兩側的額定值沒有隨檔位變化調整就會造成合閘時壓差太大，有非同期并網的危險。

以華能天津某電廠為例，該電廠采用主變高壓側斷路器并網方式，待并側電壓取發電機機端線電壓Ucb（100V），系統側電壓取Sc630電壓（100V），主變采用YD11接線方式。正常運行時待并側和系統側無轉角，主變的額定變比為242kV／10.5kV。發變組系統采用斷開發電機機端與封閉母線的連線、主變倒充的方法進行同期定相，定相時主變在1檔，此時檢測到待并側電壓和系統側電壓相角差為0°，將系統側電壓和待并側電壓分別設置為107.7、97.9V。后來電廠根據電網公司要求，將主變檔位調成4檔，然后進行假同期試驗。采用中國電力科學研究院WFLC－VI型發電機特性儀進行錄波，分別錄取發電機壓差、頻差、相角差，以及指令時間和合閘時間。并網定值為：電壓差±4V、頻差0.2Hz、相角差15°，此時系統電壓為23.7kV。共進行了3次假同期試驗，試驗數據如表1所示。

表1 假同期試驗結果Tab.1 Test results of false synchronization

由表1可知，相角差和頻差都能滿足要求，壓差有1次滿足要求，有2次超出了定值范圍。經分析，原因是主變的檔位發生了變化，而待并側電壓額定值和系統側電壓額定值并沒有隨之調整。理論分析可知，假設系統電壓為23.7 kV，同期裝置判斷的極端情況為：發電機機端電壓高于系統電壓4 V，發電機機端電壓二次值低于系統電壓4 V。分別按這2種情況計算實際并網時的一次壓差。

（1）機端電壓高時，此時系統電壓為23.7 kV，調整后的二次電壓為100 V，此時發電機機端調整后的二次電壓應為104 V，折算后發電機機端的實際電壓為101.8 kV。此時，主變實際為4檔，主變高壓側的實際電壓為228.8 kV，并網的壓差為8.2 kV。

（2）機端電壓低時，由于此時系統電壓為23.7 kV，經調整后的二次電壓為100 V，此時發電機機端調整后的二次電壓應為96 V，折算后發電機機端的實際電壓為9.3 kV。此時，主變實際為4檔，主變高壓側的實際電壓為211.2 V，并網的壓差為25.8 kV。

由以上計算可知，如果待并側額定值和系統側額定值不隨主變檔位的變化進行調整，有造成非同期并網，對一次設備造成傷害的風險。后來將待并側的額定電壓值定為105.4 V，經計算，當待并側電壓高時，并網時最大壓差為9.3 kV，待并側電壓低時，壓差為－9.5 kV。修改參數后，又進行第3次假同期試驗，結果明顯優于參數修改前的，并網效果很理想。定值調整的計算式為

式中：Uy為原待并側電壓額定值，V；Ux為新待并側電壓額定值，V；Ty為原檔位；Tx為新檔位。

綜上所述，在同期定相和假同期期間要做好待并側額定值和系統側額定值的整定工作，根據主變檔位的變化做好待并側額定值的調整。假同期試驗過程中最大的風險是并網斷路器的假并列會導致熱工的并網加初負荷邏輯誤動作，錯誤開調節門或者增加進氣量，造成發電機超速。可以采用臨時解除邏輯等方法來防范上述風險。

2.6 同期前應投入的保護

在發電機并網之前，由于發變組和電網系統是2個獨立的系統，發變組系統的出口，包括啟動失靈和解除復壓閉鎖壓板、關主汽門壓板都是不投的，并網前這些壓板都要投入。發變組系統中用于母差保護的電流回路，在并網前也要接入母差保護，但在并網前要申請退出母差保護，并網后檢查差流無誤后再投入母差保護。

2.7 其他保護的投入時機

“誤上電”是指發電機在不滿足并網條件時，單相、兩相或三相并入系統［7］。“誤上電”的主要故障情況有：

（1）未加勵磁時，發生誤合閘。

（2）發電機并網前或剛斷開系統后，機端出口斷路器或高壓斷路器發生兩相或者單相閃絡。

（3）發電機非同期合閘。

因此，在整套啟動期間應保證“誤上電”保護投入，并網后退出。發電機啟停機保護用于反映發電機在低轉速運行時的定子接地及相間故障，因此該保護應該在短路試驗結束后投入。文獻［8］中介紹了一起斷路器閃絡保護動作實例，提出斷路器閃絡保護應該在隔刀合閘前投入，在整套啟動期間，應該在短路試驗結束后投入，這樣既可以防止短路試驗期間閃絡保護誤動，也能夠很好地保證閃絡保護的正常運行。發電機保護中涉及到與方向有關的保護，例如功率保護等，應該在并網檢查完方向之后再投入。基于三次諧波原理的定子接地保護，需要在并網實測三次諧波后才能投入。

非電量保護主要有發電機斷水保護、變壓器的油溫高、繞組溫高保護、瓦斯保護、壓力釋放保護以及冷卻器全停保護。發電機斷水保護應該在短路試驗之前投入；瓦斯保護是變壓器的主保護，應該一直投入；變壓器油溫高和繞組溫度高保護以及冷卻器全停保護，由于在多年的運行實踐中發生過多次由于溫度表節點抖動造成的誤跳閘，建議這幾個保護只投信號，不跳閘；壓力釋放保護建議只投信號［9－10］。

3 發變組保護的投退原則

綜上所述，發電機整套啟動電氣試驗期間，在不同的試驗階段，不僅定值的設置與運行期間不同，而且保護的投退也與正常運行期間不同。結合上述不同試驗階段的特點，以圖1所示發變組系統為例，總結不同試驗階段保護的投退原則，如表2所示。表2中A為短路試驗階段，B為空載試驗階段，C為勵磁特性試驗階段，D為假同期和同期定相階段，E為并網前，F為并網后。

另外，在主變、高廠變的非電量保護中，整套啟動試驗時瓦斯保護投跳閘，其他的非電量保護投信號。在假同期試驗結束前，只投跳滅磁開關壓板，并網前投入所有的保護出口。在短路試驗時，必須注意接入母差保護的2組電流的隔離工作，并網前將此2組電流接入母差保護裝置，首次并網前申請退出母差保護，并網后檢查電流回路的極性無誤后再投入母差保護。

表2 不同試驗階段各類保護投退原則Tab.2 Protection switching principles at different test stages

4 結 論

大型發電機組整套啟動電氣總試驗過程中，發變組系統的工況與正常運行時不盡相同，根據不同試驗階段特點，采取不同的應對策略。

（1）臨時勵磁電源變壓器保護整定時不用考慮勵磁涌流影響，速斷保護可以整定較低數值，提高靈敏度。短路試驗過程中，發電機定子過電壓的定值為0.3 Ug.n，0s跳閘；在空載試驗時，發電機過電壓定值修改為1.3 Ug.n，0.3 s跳閘。

（2）同期裝置中待并側額定值和系統側額定值要隨主變檔位的變化進行調整，并網前投入啟動失靈和解除復壓閉鎖壓板、關主汽門等相關保護。

（3）發電機整套啟動電氣試驗期間應針對不同的試驗階段進行保護的投退。

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