三菱9F大型燃氣發電機保護策略探討

華能重慶兩江燃機電廠 陳柄宏 向東 吳昌兵 鄧成承 丁飛宇

華能重慶兩江燃機電廠規劃建設5臺F級天然氣冷熱電三聯供機組，先期建設2臺47萬千瓦F級燃氣——蒸汽聯合循環供熱機組，是目前國內單機容量最大的聯合循環機組，同時也是國內首座燃氣——蒸汽聯合循環三聯供綜合清潔能源電廠。兩江燃機本期機組采用三菱M701F4型“一拖一、單軸”聯合循環機組，發電機為東方電氣生產的QFR-480-2-21.5全氫冷發電機，變頻啟動裝置SFC(StaticFrequencyConverter)采 用ABB生產的MEGADRIVELCI.STA0606，勵磁調節器采用南瑞電控生產的NES5100，發電機保護為南瑞繼保PCS-985BG發電機保護。發電機設出口斷路器，采用變線組方式接入500千伏（圖1），500千伏升壓站采用3/2接線。

燃氣輪機組不能自行啟動，需要利用機組外的動力源起動機組，大容量燃氣輪發電機一般采用SFC變頻啟動方式，發電機的保護與傳統的燃煤機組大體上一致。

介于燃機結構特殊性，在啟動與停運過程差異較大，使得機組保護的具有某些特殊性，在保護配置時應考慮如下因素：燃氣機組的特性；聯合循環機組軸系配置方式；機組在起動過程中作為降壓/低頻同步電動機運行特點；靜態變頻起動裝置電力電子線路的影響；保護裝置低頻特性和軟件算法的適應性。

圖1 機組主接線圖

1 啟動過程中，SFC與保護的配合

燃氣發電機變頻啟動過程中，發電機電氣量的頻率遠低于工頻，受低頻的影響，差動保護、相間后備保護、定子接地保護（除受頻率影響外，由于起動過程中的電壓較低，按照發電模式整定的零序電壓定值較高，在起動過程保護范圍極小）等可能無法動作，為了反映發電機定子相間短路和定子接地故障，需要補充變頻起動過程中的低頻過流保護和起動過程中的定子接地保護功能，補充的保護功能需采用與頻率無關的算法，且在進入發電機模式后應能自動退出相應保護功能。

1.1 SFC與發電機低頻過流配合

在燃氣輪機啟動過程中，發電機的定子電流較小，最大約為7%額定電流，頻率變化范圍為0.05～35.8赫茲（發電機轉速為0～2150轉/分鐘)，機端電壓約為17%額定電壓（圖2）。與頻率成正比的發電機電抗也由工頻值下降到相應值，盡管機端電壓維持在較低值，此短路電流也是相當大的，啟動過程持續時間較長，而發電機差動保護、相間后備保護在低頻時保護的靈敏性降低，且頻率越低，靈敏系數越低，因此必須增設專門針對啟動期間相間故障的啟動過流保護，低頻過流保護采用低頻特性優良的小CT，并采用頻率跟蹤技術及與頻率無關的算法，該保護可按躲過變頻啟動過程中的最大負荷電流(0.07Ie)整定。啟動過流保護由SFC隔離開關的輔助觸點（LCI）控制。當SFC投入時，該保護投入運行；當SFC切除時，該保護立即退出。

圖2 發電機轉速和定子電流和定子電壓的關系

1.2 SFC與發電機差動保護配合

燃氣發電機在變頻啟動過程中，發電機的機端和中性點都有電流流過。對于兩江燃機發電機設有出口斷路器（GCB）來說，由于發電機差動的差流計算取自發電機中性點和主變低壓側電流的差值，在GCB斷開由SFC帶動發電機啟動過程中，只有發電機的中性點有電流，此時發電機差動保護是有差流的。因此，國內電廠的通常做法是，在變頻啟動之前退出差動保護，待SFC退出之后，再投入差動保護。經過論證，采用提高發電機差動啟動值的方法來解決這個問題。

兩江燃機的變頻啟動最大電流為1265安培，發電機額定電流為15172安培，啟動電流約為0.1Ie。最終確定保留原動作特性，抬高啟動電流定值到0.3Ie，但加入差動保護啟動告警判據，設定值為0.15In，不但提高了保護靈敏度，又不用在燃氣輪發電機變頻啟動中退出差動保護。

1.3 啟動過程中，SFC直流側接地保護配合

燃氣發電機在啟動過程中，SFC作為啟動設備和發電機連接，SFC的整流器出線側和逆變器進線側之間是直流回路，假如在SFC直流回路發生接地故障，那么直流故障電流將流過發電機主回路，會有非常大的直流故障電流流過配電變壓器，由于配電變壓器容量較小，很可能在極短時間內被燒毀。

為了防止SFC直流側發生接地燒壞發電機中性點接地變壓器，三菱燃機要求在投入SFC前，先拉開發電機中性點接地刀閘，因此SFC直流側發生接地故障時不會產生很大的故障電流。另外，三菱燃機配置的發電機中性點隔刀都是電動的，隔刀的分合可以通過TCS的邏輯來實現。

2 運行中，勵磁低勵限制與保護配合

2.1 低勵限制不影響機組進相問題

低勵限制動作曲線是按發電機不同有功功率靜穩定極限及發電機端部發熱條件確定的。由系統靜穩定條件確定進相曲線時，應根據系統最小運行方式下的系統等值阻抗，確定該勵磁系統的低勵限制動作曲線。要求有較大進相時一般可按靜穩定極限值留10%左右儲備系數整定，但不能超過制造廠提供的PQ運行曲線（圖3）。

圖3 兩江燃機PQ圓圖

2.1.1 進相試驗條件

機端電壓，500千伏母線電壓，6千伏電壓和400伏電壓均取最低值，溫度均取最高值，以下各種工況類同。本機組受氣壓影響，當前情況下機組最大出力為43.6萬千瓦，機組負荷為43.6萬千瓦時作為滿負荷進行進相試驗。

2.1.1 .1機組帶廠用電，有功功率為23.8萬千瓦工況進相試驗

機組帶廠用電時，23.8萬千瓦工況進相試驗過程中，機組吸收無功到120MVar時，功角達到62.1°，發電機機端電壓達到20.4千伏，停止進相。

2.1.1 .2機組帶廠用電，有功功率為34.2萬千瓦工況進相試驗

機組帶廠用電時，在34.2萬千瓦工況進相試驗過程中，機組吸收無功到109MVar時，功角達到66.9°，發電機機端電壓達到20.4千伏，停止進相。

2.1.1 .3機組帶廠用電，有功功率為43.6萬千瓦工況進相試驗

機組帶廠用電時，43.6萬千瓦工況進相試驗過程中，機組吸收無功到88MVar時，功角達到69.6°，發電機機端電壓達到20.4千伏，停止進相。

2.1.1 .4機組不帶廠用電，有功功率為23.1萬千瓦工況進相試驗

廠用電切換到備用電源時，23.1萬千瓦工況進相試驗過程中，機組吸收無功到124MVar時，功角達到61.4°，發電機機端電壓達到20.4千伏，停止進相。

2.1.1 .5機組不帶廠用電，有功功率為35.1萬千瓦工況進相試驗

在35.1萬千瓦工況進相試驗過程中，機組吸收無功到112MVar時，功角達到68.6°，發電機機端電壓達到20.4千伏，停止進相。

2.1.1 .6機組不帶廠用電，有功功率為43.2萬千瓦工況進相試驗

廠用電切換到備用電源時，43.2萬千瓦工況進相試驗過程中，機組吸收無功到92MVar時，功角達到69.9°，發電機機端電壓達到20.4千伏，停止進相。

2.1.2 進相限制因素

發電機定子電流在進相試驗中有較大的裕度，在實際運行可僅作為進相運行時弱限制因素，在大負荷進相運行時予以監視。

從試驗數據可以看出，機組隨著進相深度的加深，機端電壓降低至20.4千伏，非常接近進相運行的限制條件，因此，發電機機端電壓是制約進相的主要因素之一。

從試驗數據可以看出，進相試驗時功角最大達到69.9°，因此功角是制約進相深度的主要因素之一。

對比機組帶廠用電和不帶廠用電時的進相數據，差別不大。因為廠變采用有載調壓裝置，在試驗過程中可以調整廠變的檔位，所以6千伏廠用電壓和400伏電壓在試驗中下降不是很低，6千伏電壓最低達到6.0千伏，400伏電壓在試驗中最低降低到382伏。如果不作廠變檔位的調整，廠用系統電壓也是制約進相深度的主要因素。

在不同工況下，發電機端部溫度變化如下（表4）所示。可以看出，在整個進相試驗過程中，發電機定子線圈溫度最高達63.7℃，據發電機廠給出的允許溫度75℃；鐵芯溫度達到50.3℃，距發電機廠給出的允許溫度限制值100℃相差較大，因此發電機溫度在試驗進相深度內，是可以滿足要求的。

許多進相資料表明，對于純氫冷卻方式的大型新型機組而言，由于采用了新材料和新工藝，端部鐵芯及金屬構件溫升已不再是限制進相運行的主要因素，從試驗中也驗證了這個說法。

表4 不同進相工況下發電機端部溫度變化

2.2 低勵限制的動作曲線應注意與失磁保護配合

2臺機的失磁保護4段都有無功反向判據。但無功反向判據均要與定子阻抗判據結合使用。正常進相運行時，阻抗落在第一象限，不滿足進入異步阻抗圓的條件。包括2臺機的進相試驗，都驗證了低勵限制邊界不會導致失磁保護動作。

在勵磁電流過小或失磁時，低勵限制應首先動作，如限制無效，則在發電機失磁保護動作以前，自動切換備用通道。阻抗失磁保護的失磁阻抗是基于異步邊界條件，根據發電機暫態電抗、同步電抗以及系統電抗形成的阻抗軌跡。勵磁低勵限制的限制曲線是基于進相穩定試驗條件下，試驗測得的軌跡。

異步圓邊界（圖4）：

R2+（X-X0）2=R02，式中X0為異步圓圓心（#1、2機為 -17.6Ω）。

圖4 失磁保護阻抗特性

失磁保護阻抗動作判據：

機組失磁保護中設置反向無功定值為20%，母線低電壓定值設置為94.5%，機端電壓定值設置為85%，轉子低壓壓定值為128伏，當滿足以上條件之一且進入失磁阻抗圓后才會動作。

根據試驗，反向無功最大值為23%，母線低電壓最低為98.3%，機端電壓最低為94.8%，轉子電壓最低為144伏，因此除反向無功定值需要根據電網進相深度要求更改外，其他定值不需要修改，正常運行時是不會導致失磁保護誤動。實際采用基于阻抗特性的功率曲線的勵磁低勵限制，與以異步阻抗圓為依據的失磁保護，在動作原理、定值整定上是保持一致的。

3 正常停機中，與燃煤機組保護動作差異

兩江燃機在正常停機過程中，靠的是燃機控制系統（TCS）程序控制。在機組負荷約22.5萬千瓦左右，通過TCS發停機指令，然后程序自動開始減負荷至2萬千瓦以下（通常在1.5萬千瓦時），TCS自動斷開發電機出口開關與系統解列，同時TCS發熱工保護信號至非電量保護動作跳開滅磁開關。

而一般燃煤電廠正常停機時，機組由程序逆功率動作停機解列而防止機組超速。9F燃機因結構因素，單軸一拖一機組上的壓氣機約消耗30～50%的汽輪機的機械功率，不會出現汽輪機超速現象，且燃機在停機后仍需要機組維持3000轉運行約5分鐘進行機組冷卻，所以燃機不采用程序逆功率停機。

4 結語

本文結合兩江燃機發電機正常工況情況下各種的保護配合，以常規燃煤機組的保護配置差異為切入，總結得出燃機電廠與燃煤電廠保護策略的主要差異在啟動和停機時，其因在于燃機壓氣機的結構所致。分析得出空冷燃氣發電機進相深度限制的主要因素不再是端部溫升，而是發電機出口電壓及功角關系。由于燃機電廠自動化程度的提高，對現場保護配置策略提出更高要求，希望通過本文的分析對同類型電廠現場工作提供參考。

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