發電機解列時程序逆功率保護動作行為分析

李振軍

(秦皇島發電有限責任公司，河北 秦皇島 066003)

0 引言

《防止電力生產事故的二十五項重點要求》(2023版)規定：“機組正常停機時,嚴禁帶負荷解列。采用汽輪機手動打閘或鍋爐手動主燃料跳閘聯跳汽輪機,發電機逆功率保護動作解列”,即在機組解列操作中,應采用汽輪機手動打閘,通過發電機程序逆功率保護動作解列發電機的方式。某汽輪發電機組在解列過程中出現程序逆功率保護未及時動作的異常情況,現對此異常情況進行分析,查找原因并提出解決方案,以保證發電機組運行安全。

1 設備概況

該機組為QFSN-320-2型汽輪發電機,采用發電機—變壓器—線路組的接線方式。發變組電量保護采用雙重配置,保護A、B柜相互獨立,且提供發電機變壓器單元所需要的全部電量保護。A、B柜采用南瑞公司的PCS-985B型發電機變壓器成套保護裝置,兩套發變組保護各自所用的電壓量、電流量來自不同的電壓互感器和電流互感器,出口對應不同的跳閘線圈。保護C柜為非電量保護,采用南瑞公司的PCS-974A-G型非電量保護裝置,集成了變壓器的非電量保護、非全相保護及斷路器失靈啟動等功能。

2021-07-28T19：27,機組按計劃停機。當汽輪機打閘后,發變線組主開關并未立即跳閘,而是大約6 s后保護A、B柜逆功率保護動作,主開關跳閘,發電機滅磁。

停機后查看歷史數據,發現汽輪機打閘約6 s后發電機程序逆功率保護動作,動作時間相比保護定值的時限要長。因此,通過梳理汽輪機打閘后發電機功率變化過程數據以及主汽門動作過程、熱力系統等相關參數,對程序逆功率保護的動作行為進行分析。

2 保護原理及動作邏輯

2.1 保護原理

程序逆功率保護是先關閉汽輪機主汽門,在主汽門完全關閉后,發電機從發電狀態轉為電動機狀態運行,并從電力系統吸收一定的有功功率,發電機有功功率變為負值且達到程序逆功率保護動作定值后,經延時跳開發變組主開關,發電機滅磁,實現機組可靠停機。

2.2 定值計算

程序逆功率保護定值一般按照DL/T 684—2012《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》進行整定,動作定值的計算如下。

式中,Krel為可靠系數,取0.5～0.8；P1為汽輪機在逆功率運行時的最小損耗,一般取額定功率的1 %～4 %；P2為發電機在逆功率運行時的最小損耗。

程序逆功率保護定值Pop一般整定為(0.5 %～2 %)Pn,其中Pn為發電機額定功率。在主汽門關閉時,保護裝置的實測逆功率值與保護定值進行校核,實測逆功率值一般是較小的功率值。動作時限經主汽門觸點,并延時1.0～1.5 s解列。該機組實際整定的程序逆功率保護定值為1 %Pn,動作時限為1 s。

2.3 保護動作邏輯

PCS-985B保護動作邏輯是發電機在需要程序跳閘時,保護先關閉主汽門,由程序逆功率保護經主汽門接點閉鎖和發變組斷路器位置接點閉鎖,延時動作于跳閘(見圖1)。程序逆功率保護定值范圍為(0.5 %～10 %)Pn。

圖1 發電機程序逆功率保護邏輯

3 保護動作分析

3.1 保護動作過程分析

發變組保護A、B柜均設有程序逆功率保護,通過查看PCS-985B保護報文和發電機故障錄波器,發現本次解列時從汽輪機打閘至主開關跳閘期間,總動作時間為5880 ms,程序逆功率保護共啟動四次,延時時限分別為832、939、1014、603 ms,其中的一次延時超過1000 ms的保護動作時限定值。經查閱保護裝置說明書,得知程序逆功率保護延時定值誤差為±40 ms,可見此次啟動仍在延時定值的誤差范圍之內,所以保護啟動后返回,程序逆功率保護未動作是合理的。

3.2 集散控制系統數據分析

通過查閱集散控制系統(DCS)的數據得知,當汽輪機打閘后,發電機三個測點的有功功率數值分別為-0.97、2.65、-2.01 MW。從數值來看,測得的數值均高于程序逆功率保護定值,所以保護未動作,發電機未解列。該運行工況持續了大約6 s后,發電機三個測點的有功功率數值分別為-0.97、-3.27、-2.01 MW,其中,-3.27 MW達到了逆功率保護動作定值,此時程序跳閘逆功率保護動作,發電機解列。對兩組有功功率測點數值進行比較,可得出在機組打閘6 s后,發電機解列,這與保護裝置的動作時限基本一致,與保護裝置的動作行為基本吻合。

4 原因分析

4.1 保護回路分析

PCS-985B保護裝置的程序逆功率保護經主汽門接點閉鎖和發變組斷路器位置接點閉鎖。主汽門左、右兩側各有兩對常開接點,在程序逆功率保護的實際接線中,左、右主汽門的常開接點串聯后分別引至發變組保護A、B柜(見圖2)。在機組停運后,對主汽門常開接點進行檢查,發現其位置正確、無卡澀等異常情況。在進行主汽門開關試驗時,主汽門關閉開入信號能正確瞬時地傳輸到發變組保護開入量內。檢查確認主開關觸點完好、無卡澀現象,傳動主開關分合閘,主開關合閘信號也可以準確輸入到發變組保護開入量內。檢查發變組保護A、B柜程序逆功率保護定值整定正確,整定值與定值單一致。

圖2 主汽門接點接線邏輯

在停機期間進行了機電大聯鎖試驗,用試驗箱輸入有功功率至保護裝置,模擬逆功率狀態,手動打閘后程序逆功率保護正確啟動,保護延時動作使主開關跳閘,從而驗證了程序跳閘逆功率保護回路的正確性,保護裝置工作正常。經試驗驗證,程序逆功率保護動作時限與定值一致,保護回路無問題。

4.2 無功功率的影響

試驗分析得出,程序逆功率保護動作值(絕對值)隨著無功功率的增加而呈現出逐漸減小的趨勢。保護裝置只有在發電機無功功率為零時,才能按照保護整定值動作。如正常停機操作時,發電機剛好處在較深進相的工況下,主汽門關閉后,發電機的有功功率變為負值,有功功率負值雖已超過保護裝置程序逆功率整定值,但由于此工況下,保護裝置測量到的逆功率值比發電機實際有功功率值偏小,達不到保護動作定值,從而造成保護裝置發生拒動的情況。

《防止電力生產事故的二十五項重點要求》(2023版)規定：“機組正常停機時,嚴禁帶負荷解列。應先將發電機有功、無功功率減至零,檢查確認有功功率到零”。因此,在機組停機解列操作票中有“檢查無功功率近于零”的操作項。檢查DCS系統數據,發現解列期間無功功率一直保持在近于零的狀態,所以無功功率也不是影響程序逆功率保護動作延時的因素。

4.3 熱力系統的影響

停機后對主汽門進行了檢查與試驗,活動試驗正常,未發現卡澀情況。通過查閱DCS系統數據和解析熱力系統相關參數,發現汽輪機打閘時,主汽壓力相對偏高。自機組打閘至主開關跳閘的時限內,主汽壓力有數次波動,且與程序逆功率保護啟動次數相同,對此情況需進行針對性分析。汽輪機打閘后主汽門開始關閉至全部關閉前,因主汽門兩側存在壓力差,且主汽壓力高,在主汽壓力沖擊下,主汽門不能完全關閉,而是處于微開狀態。由于此時主汽門沒有完全關閉,而是處于一個由微開要轉為完全關閉的臨界狀態,同時機組尚未解列,電磁力矩作為阻力矩依然存在,主汽壓力會因此出現升高和降低的不穩定狀態,主汽門的關閉趨勢也會受這些因素的影響,造成主汽壓力波動,主汽壓力的波動和主汽門的狀態改變是同步的。換言之,主汽壓力升高時會使機組脫離逆功率狀態,降低時會使機組進入逆功率狀態,直至主汽壓力逐漸衰減到不足以影響主汽門動作的壓力值時,主汽門才會完全關閉,程序逆功率保護啟動后滿足延時時限即將機組解列。

綜上所述,對影響程序逆功率保護未及時動作的各個因素進行綜合分析。程序逆功率保護回路經傳動驗證試驗,回路不存在影響因素,且保護雙重化以后,兩套保護回路不相同,同時出現故障的概率微乎其微。由于解列操作票中已經明確了無功功率近于零的原則,實際操作也符合要求,所以這也不是影響因素。進一步梳理熱力系統相關參數,將程序逆功率保護啟動次數、主汽壓力波動次數、主汽門閥位動作過程等參數結合分析,判斷出主汽壓力高是阻礙主汽門可靠關閉和造成波動的主要因素,進而影響到了程序逆功率保護的啟動和動作,造成打閘后機組未能及時解列。

5 處理原則和預控措施

5.1 處理原則

機組發生逆功率后,應首先確認機組主汽門是否為關閉狀態,其次檢查發電機的有功功率是否已經為負值以及無功功率是否近于零。當兩者均滿足時,可確定機組已逆功率運行。

機組發生逆功率后,會對汽輪機的末級葉片產生危害,應及時停機處理。所以,一旦確定發電機逆功率運行,在達到程序逆功率延時時間定值后,應立即手動將發電機解列。

5.2 預控措施

1) 利用停機窗口,在具備條件的情況下,進行程序逆功率保護的傳動試驗。

2) 繼續固化機組解列時發電機無功功率近于零的操作原則。

3) 精細化調整熱力系統運行參數,參數控制要精準,避免因熱力系統參數控制不力而影響機組的安全停運。

6 結束語

通過對程序逆功率保護的動作過程和保護整定原則的分析,借助DCS的趨勢分析、發變組故障錄波器的數據記錄功能以及發變組微機保護的順序事件記錄功能,分析各系統及設備的運行狀況,從而明確發生異常情況的原因,并提出處理原則和預控措施。