发电机励磁调节器采样异常引起机组停运的分析

发电机励磁调节器采样异常引起机组停运的分析

陈沛川

广东粤电中山热电厂有限公司

摘要：发电机励磁系统调节器是维持发电机机端电压恒定、通过输入信号及给定的调节准则控制励磁功率单元的输出，从而进行快速响应，提高电力系统的暂态稳定和静态稳定。ABB Unitrol6000型励磁系统通过双通道对电压、电流和频率等信号进行测量和采集，其中一个通道故障时，能实现无扰切换至另一通道运行。本文主要针对励磁调节器采样异常引起的机组停运事件进行分析。

关键词：励磁调节器；发变组保护；发电机过激磁；Unitrol6000型励磁系统

一、机组停运前运行方式

2019年07月25日，某厂运行方式如下：220kV 1M与2M母线经母联开关2012联络运行。1M母线上挂有甲线4532、丙线4534、#1主变变高开关2201、#2主变变高开关2202、#5主变变高开关2205运行；2M母线上挂有乙线4533、#3主变变高开关2203、#4主变变高开关2204、#13高备变高压侧开关2213运行；220kV1母经#1主变中性点接地，220kV2M经#13高备变中性点直接接地；#6主变高开关2206备用。220kV一次主接线图如下图所示。

图1 主接线图

二、发变组保护配置情况

#3燃机发电机保护采用双重化配置：

主一保护型号：PCS-985BG，厂家：南瑞继保，版本号：V3.01，校验码：04727DF5。

主二保护型号：DGT801U-B,厂家：国电南自，底层版本：801U V1.2.6，校验码：B370。

三、事故经过检查

2019年07月25日20:48，#3燃机负荷突降为0，燃机转速升至3085.9rpm后降至3010rpm，20:49高压主蒸汽温度从566℃降至547.8℃，20:49#4汽机手动打闸，20:55 #3燃机手动打闸，DCS和#3燃机发变组保护B屏均有燃机发电机过激磁反时限动作信号；故障录波装置有电流启动录波。

1. 检查#3燃机发变组保护A屏有如下变位信息：

20：48:31:255ms，发电机过电压信号，由0—1；

20：48:31:640ms，发电机过励磁信号，由0—1；

20：48:32:213ms，发电机过电压信号，由1—0；

20：48:32:506ms，发电机过励磁信号，由1—0；

#3燃机发变组保护A屏变位现场信息如下：

图2 南瑞发变组保护动作信号及记录

2.检查#3燃机发变组保护B屏保护信息如下：

20：48:31:290ms，CPUB发电机过激磁反时限动作；

20：48:31:302ms，CPUA发电机过激磁反时限动作；

20：48:31:615ms，CPUA发电机过激磁定时限动作；

20：48:31:617ms，CPUB发电机过激磁定时限动作；

20：48:32:022ms，CPUA发电机过激磁反时限返回；

20：48:32:069ms，CPUA发电机过激磁定时限返回；

20：48:32:024ms，CPUB发电机过激磁定时限返回；

20：48:32:064ms，CPUB发电机过激磁定时限返回。

#3燃机发变组保护B屏变位现场信息如下：

图3 南自发变组保护动作信号及记录

3.检查故障录波装置动作时序如下：

⑴20:48:31:258ms，#3发变组保护A屏过电压报警变位启动，此时机端相电压A相69.750V、B相69.899V、C相69.882V；

⑵20:48:31:261ms，#3发变组保护A屏装置报警变位启动，此时机端相电压A相69.777V、B相69.903V、C相69.885V；

⑶20:48:31:326ms，#3发变组保护B屏过激磁反时限动作变位启动，此时机端相电压A相69.970V、B相为70.110V、C相70.128V；

⑷20:48:31:349ms，#3发电机出口开关合闸位置变位启动，此时机端相电压A相70.105V、B相70.214V、C相70.210V；

⑸20:48:31:366ms，#3发电机出口开关分闸位置变位启动，此时机端相电压A相70.429V、B相73.049V、C相70.666V；

⑹20:48:31:426ms，#3发电机灭磁开关分闸位置变位启动，此时机端相电压A相82.223V、B相82.233V、C相82.230V；

⑺20:48:31:636ms，#3发变组保护B屏过激磁定时限报警变位启动，此时机端相电压A相74.872V、B相74.301V、C相74.382V；

⑻20:48:31:648ms，#3发变组保护A屏过激磁报警变位启动，此时机端相电压A相74.009V、B相73.638 V、C相74.248V；

从整个故障录波记录时间来看，从启动录波到B屏发电机过激磁反时限动作持续了0.912S，动作时刻的电压为A相69.970V、B相70.110V、C相70.128V。

图4 故障录波记录

4.励磁调节器动作及录波检查如下：

20:45:57.0412128，CH1报重要错误“ExternalTrip”及“21184”代码；

20:45:57.0412566，CH1报重要错误“Trip1”及“23007”代码；

20:45:57.0573084，CH2报重要错误“ExternalTrip”及“21184”代码；

20:45:57.0573242，CH2报重要错误“Trip1”及“23007”代码；

20:45:57.0605534，CH1报重要错误“PassiveTrip”及“21191”代码；

20:45:57.2399160，CH1报告警 “CrowbarFlt”及“21111”代码；

20:45:57.2430896，CH1报告警“Alarm”及“23011”代码；

20:45:57.2795840，CH1报告警 “CrowbarFlt”及“21111”代码；

20:45:57.2838574，CH1报告警“Alarm”及“23011”代码。

图5 励磁系统报警记录

检查励磁调节器录波记录发现，外部跳闸前约1S开始，励磁电流从0.5倍左右开始逐步上升，最高上升到2倍励磁电流持续约0.2S；同时发电机电压、发电机电流同步上升，发电机电压最高上升到约1.2倍，发电机电流上升到约1.05倍。经比对励磁系统时间比保护及录波对时慢2min37S。

图6 机组跳闸前励磁系统各模拟量波形（同时显示）

图7 机组跳闸前励磁系统各模拟量波形（分别显示）

四、保护动作过程分析

根据保护动作信息和故障录波波形记录信息，保护动作过程分析如下：

120:48:31:258ms，此刻机端相电压A相69.750V、B相69.899V、C相69.882V；将此刻光标向前移0.5S至30:749ms时刻A相63.375V、B相63.551V、C相63.435V；而过电压报警定值为线电压并设定110V、0.5S与定值单一致，所以#3发变组保护A屏过电压报警启动动作正确，动作后装置发出报警信号；

验证计算如下：

30:749ms：，启动计时电压条件满足；

31:258ms：，报警时刻也满足。

220:48:31:326ms，此刻机端相电压A相69.970V、B相70.110V、C相70.128V、频率为49.97Hz；将此刻光标向前移0.5S至30:820ms时刻电压A相64.506V、B相64.652V、C相64.524V、频率49.960Hz；过激磁定值现场设定为1.21倍时、0.5S与定值单一致，实际工况已满足过激磁保护动作条件，保护动作结果为解列灭磁，实际动作结果也是跳开灭磁开关和发电机出口开关，保护动作及启动录波正确；开关状态先后变位如下：

20:48:31:349ms，#3发电机出口开关合闸位置变位；20:48:31:366ms，#3发电机出口开关分闸位置变位；20:48:31:426ms，#3发电机灭磁开关分闸位置变位。

验证计算如下：

30:820ms：, 此值大于反时限最小启动值1.07倍，已进入反时限曲线，即启动条件满足；

31:326ms：，动作时刻大于1.21倍。

根据故障录波波形数据记录，从启动录波到过激磁反时限动作时间只有0.937ms，也说明是发电机过激磁反时限1.21倍上限触发保护出口动作，其余反时限曲线上任一点时间整定值均大于1S，不可能出口。

320:48:31:636ms，此刻机端相电压A相74.872V、B相74.301V、C相74.382V、频率为49.965Hz；将此刻光标向前移1.0S至30:631ms时刻电压A相61.487V、B相61.563V、C相61.511V、频率49.965Hz；过激磁定时限报警定值现场设定为1.07倍、1.0S与定值单一致，实际工况已满足#3发变组保护B屏过激磁定时限报警变位启动并录波条件；

验证计算如下：

30:631ms：,满足启动条件；

31:636ms：，报警时刻也大于1.07倍，报警及启动录波正确。

420:48:31:648ms，此刻机端相电压A相74.009V、B相73.638 V、C相74.248V、频率为49.965Hz；将此刻光标向前移1.0S至30:6435ms时刻电压A相61.666V、B相61.738V、C相61.796V、频率49.965Hz；过激磁定时限报警定值现场设定为1.07倍、1.0S与定值单一致，实际工况已满足#3发变组保护A屏过激磁定时限报警变位启动并录波条件。

验证计算如下：

30:6435ms：,满足启动条件；

31:648ms：，报警时刻也大于1.07倍，报警及启动录波正确。

5对于#3发变组保护A屏过电压报警，保护B屏却没有发过电压报警的说明：

保护A屏使用的南瑞继保的PCS-985BG型保护设备，该保护装置配置的过电压有两段过电压保护跳闸，但Ⅱ段可动作于发信号，现场实际整定I段定值为130V、0.5S解列灭磁；Ⅱ段整定为110V、0.5S发信。

保护B屏使用的国电南自DGT 801U-B型保护设备，该保护装置配置的过电压保护只开放了一段过电压保护，现场整定为130V、0.5S，动作结果为解列灭磁。

6关于发电机过激磁反时限保护动作出口方式，经查阅南网版《大型发电机变压器继电保护整定计算规程（Q/CSG1204025-2017）》资料对过激磁保护出口方式没有明确说明；另查阅国家能源局发布的《大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T684-2012）》资料对过激磁保护出口方式要求：

“低定值部分带时限动作于信号和降低发电机励磁电流，高定值部分动作于解列灭磁或程序跳闸。”

整定计算单位按此整定也符合国家能源局版导则要求。

7关于保护A、B屏发电机过激磁反时限1.21倍动作出口时间不一致的说明：

①按《大型发电机变压器继电保护整定计算规程（Q/CSG1204025-2017）》或《大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T684-2012）》标准要求：

“反时限过励磁保护定值整定过程中，宜考虑一定的裕度，可以从动作时间和动作定值上考虑裕度（两者取其一）：从动作时间考虑时，可以考虑整定时间为允许过励磁特性曲线时间的60%～80%；从动作定值考虑时，可以考虑整定定值为允许过励磁特性曲线的值除以1.05，反时限过励磁保护下限定值应大于过励磁保护发信段定值且不低于额定值的1.07倍。”

根据发电机厂家提供的过激磁曲线图，结合导则计算要求，过激磁最大时间不宜超过1*（60%～80%）=（0.6～0.8）S。

②经检查南瑞继保PCS-985BG型保护装置中，对发电机过激磁保护动作的时间设置，最大可设置3000S，最小只能设置1S。

③经检查国电南自DGT 801U-B型保护装置中，对发电机过激磁保护动作的时间设置，最大可设置1000S，最小只能设置0.1S。

   结合上述三点，考虑保护动作裕度，曲线是上限允许1.2倍1S，定值整定计算取0.5S，南瑞继保保护受限于整定范围只能整定为最小值1S，国电南自保护不受影响可整定0.5S。

8励磁系统动作过程描述

保护动作跳闸前约-1032.7964mS开始：

发电机计算电压Ug逐步快速下降，最低达0.76 p.u.，励磁逐步增磁至0.93 p.u.跳闸；

发电机有功负荷实际没有变，调节器计算有功因为电压采样下降同步瞬间下降；

发电机无功功率因为励磁电流增加不断上升至约0.8p.u.；

发电机定子电流不断上升至约1.1p.u.；

发电机频率刚开始波动下降波动最低至约0.9882p.u.；

发电机励磁电流因增磁不断上升至约2.0p.u.。

故障跳闸确定因励磁系统故障引起后，通过继保测试仪对励磁调节器两个通道电压回路分别采样检查发现：施加输入三相额定正序电压57.735V时，通道1（CH1）计算采样只有0.76p.u.，通道2（CH2）计算采样1.0p.u.正常。

图8 通道1和通道2的电压采样情况

立即组织对通道1采样板CCM进行备品更换，更换后再次进行模拟量采样正常。

五、保护动作原因

#3燃机励磁装置CH1通道采样CCM板故障，发电机计算电压Ug下降造成短时间内快速增磁，机端实际电压上升，继而导致#3燃机发变组保护装置发电机反时限保护动作出口跳机。

六、结论

结合保护动作信息和故障录波记录波形分析，本次#3发变组保护A、B屏保护动作系#3燃机发电机励磁调节器通道1采样故障，同时无法自检故障导致未切换至通道2运行引起，继电保护采样、保护动作及发信正确可靠。

作者简介：陈沛川（2017年7月-至今），男，助理工程师，从事电厂电气设备维护工作。