蔣 琛， 劉亞南， 唐一銘，曹海歐， 韓葉松

( 1. 江蘇方天電力技術(shù)有限公司，江蘇 南京 211102;2. 國網(wǎng)江蘇省電力有限公司,江蘇 南京210029；3. 江蘇國信揚(yáng)州發(fā)電有限責(zé)任公司，江蘇 揚(yáng)州225131)

0 引言

目前，江蘇省內(nèi)新建汽輪發(fā)電機(jī)組出線多采用“同桿并架”的設(shè)計方式，可以節(jié)省大量投資。但當(dāng)對側(cè)變電站發(fā)生母線故障或者線路開關(guān)偷跳時，將直接導(dǎo)致發(fā)電機(jī)組功率無法送出，此時若發(fā)電廠未設(shè)置功率突降保護(hù)或超速保護(hù)不動作，極易造成汽輪機(jī)超速、發(fā)電機(jī)變壓器組過電壓等惡劣后果，這對發(fā)電廠安全生產(chǎn)構(gòu)成重大威脅。因此，功率突降保護(hù)裝置被廣泛應(yīng)用以解決該問題[1-3]。

隨著國內(nèi)大型機(jī)組日趨增多，發(fā)電機(jī)組與電網(wǎng)之間的聯(lián)系也越來越緊密。如何提高機(jī)組和電網(wǎng)發(fā)生異?；蚬收蠒r機(jī)網(wǎng)之間的協(xié)調(diào)能力，提高電廠繼電保護(hù)、熱工技術(shù)，提升設(shè)備的穩(wěn)定性就成了發(fā)電技術(shù)的一個新課題[4-7]。

文中針對江蘇某電廠送出線路區(qū)外故障，引起功率振蕩，導(dǎo)致機(jī)組全停事件進(jìn)行原因分析，闡述防范措施，為解決國內(nèi)機(jī)組可能存在的類似隱患提供了合理化建議和改進(jìn)思路。

1 設(shè)備概況與事件經(jīng)過

江蘇某電廠2臺600 MW機(jī)組正常運(yùn)行，升壓站采用雙母線接線方式，送出線為4條220 kV線路，母聯(lián)開關(guān)正常合環(huán)運(yùn)行。機(jī)組汽輪機(jī)數(shù)字電液控制系統(tǒng)(digital electric hydraulic control system，DEH)采用西門子T3000控制系統(tǒng)，通過數(shù)字計算機(jī)、電液轉(zhuǎn)換機(jī)構(gòu)、高壓抗燃油系統(tǒng)和油動機(jī)控制汽輪機(jī)主汽門、調(diào)節(jié)汽門的開度，實現(xiàn)對汽輪機(jī)組轉(zhuǎn)速和負(fù)荷的實時控制。

機(jī)組送出線路區(qū)外，電網(wǎng)某處發(fā)生B相接地故障，30 ms后單相接地消失，之后120 ms衍變?yōu)槿喽搪?。因故障線路未裝設(shè)全線速動保護(hù)，故三相故障后后備距離保護(hù)II段延時300 ms才動作切除故障，致使整個故障持續(xù)時間為450 ms。

因三相故障持續(xù)時間較長，造成電網(wǎng)負(fù)荷波動較大，波動過程持續(xù)3個周期，歷時2.67 s左右。系統(tǒng)波動造成發(fā)電機(jī)機(jī)端二次相電壓最低至36 V(額定電壓的62%)左右，主變高壓側(cè)二次相電壓最低至26 V(額定電壓的45%)左右。整個過程中發(fā)電機(jī)端二次電壓的最大變化幅度超過27 V，主變高壓側(cè)二次電壓的最大變化幅度超過40 V。發(fā)電機(jī)端二次電流最高達(dá)到8.8 A(額定電流為4.23 A)，超過額定電流2倍。

在機(jī)端電壓波動過程中,廠用電電壓也隨之波動，使鍋爐給煤機(jī)跳閘，導(dǎo)致鍋爐主燃料跳閘(main fuel trip，MFT)。此外，因發(fā)電機(jī)功率變送器存在傳變周期與DEH刷新頻率不匹配且波形畸變的情況，故系統(tǒng)振蕩時，滿足汽機(jī)快控功能(又稱負(fù)荷干擾控制功能，簡稱KU)動作條件，使得調(diào)門快速關(guān)閉。當(dāng)機(jī)組有功功率降至發(fā)電機(jī)額定功率的12%以下時，功率突降保護(hù)動作停機(jī)。

2 原因分析

2.1 給煤機(jī)變頻器控制回路

給煤機(jī)變頻器控制回路電源使用廠用400 V系統(tǒng)，由變比為380 V/115 V的穩(wěn)壓變供電。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生三相故障時，因發(fā)電機(jī)機(jī)端電壓降到額定電壓的62%，380 V電壓降至236 V，致使給煤機(jī)變頻器控制回路中的1ZJ繼電器線圈電壓降至67 V以下，低于1ZJ繼電器動作值(70.2 V)，其結(jié)果是變頻器發(fā)給煤機(jī)停運(yùn)信號，5臺運(yùn)行中的給煤機(jī)同時發(fā)停運(yùn)信號，致使燃料消失保護(hù)動作啟動鍋爐MFT，根據(jù)正常爐-機(jī)-電跳閘動作邏輯，鍋爐MFT動作后啟動汽機(jī)跳閘，汽機(jī)跳閘動作后，電氣逆功率保護(hù)動作全停。

2.2 功率變送器

該電廠采用傳統(tǒng)的模擬式有功功率變送器，采集發(fā)電機(jī)電壓、電流量，利用時分割乘法器原理產(chǎn)生模擬量功率信號[8-10]。有功功率變送器的功率信號送至DEH系統(tǒng)，作為其測量及控制的基礎(chǔ)。

由于國標(biāo)對于模擬式有功功率變送器的暫態(tài)性能(電網(wǎng)發(fā)生故障時變送器輸出量的特性)并沒有要求，故變送器產(chǎn)品暫態(tài)性能較差，容易發(fā)生功率畸變[11-12]?；冊蚩赡苁枪收想娏鬟^大或含有的非周期分量導(dǎo)致變送器內(nèi)小電流互感器飽和，從而使參與計算的電流量畸變，變送器輸出信號放大了實際功率變化值。

由于控制系統(tǒng)波形無法調(diào)取，故從電廠DEH曲線推斷得：在系統(tǒng)振蕩過程中，發(fā)電機(jī)實際輸出功率的變化并沒有達(dá)到DEH中關(guān)于調(diào)門快控的規(guī)定值，但由于變送器輸出功率畸變，DEH監(jiān)測到機(jī)組有功功率大于功率跳變限值，誤以為滿足KU觸發(fā)條件(①突然出現(xiàn)負(fù)荷干擾大于負(fù)荷跳變限值，②負(fù)荷控制偏差大于設(shè)定值，兩者同時滿足)，從而導(dǎo)致調(diào)門快速關(guān)閉，發(fā)電機(jī)輸出功率突降。

2.3 功率突降保護(hù)

當(dāng)汽輪機(jī)發(fā)生正功率突降時，若動力原因造成突降，則鍋爐及汽機(jī)保護(hù)先動作，然后機(jī)跳電邏輯實現(xiàn)發(fā)變組保護(hù)出口全停；若功率送出系統(tǒng)原因引起功率突降，則由送出系統(tǒng)(一般是線路保護(hù))遠(yuǎn)方投切回路聯(lián)跳發(fā)變組保護(hù)實現(xiàn)出口全停。

功率突降保護(hù)就是在發(fā)電機(jī)突然甩負(fù)荷或者由于輸電線路故障，發(fā)電機(jī)無法輸出功率時，迅速動作關(guān)閉主汽門、滅磁、解列，以防止發(fā)電機(jī)組超速、升壓，從而保證發(fā)電機(jī)組汽輪機(jī)、鍋爐等主設(shè)備安全。該電廠在鍋爐MFT觸發(fā)爐跳機(jī)過程中，功率突降保護(hù)動作出口條件滿足，觸發(fā)出口動作跳閘，實現(xiàn)了機(jī)組安全停機(jī)。

功率突降保護(hù)邏輯判據(jù)分為啟動判據(jù)、動作判據(jù)、閉鎖條件3部分。

2.3.1 啟動判據(jù)分析

當(dāng)發(fā)電機(jī)功率大于保護(hù)投入功率定值時，保護(hù)功能投入。啟動判據(jù)由電壓突增判據(jù)和頻率突增判據(jù)構(gòu)成，邏輯如圖1所示。圖中：ΔUf1，ΔUf1set分別為發(fā)電機(jī)機(jī)端正序電壓突變量實測值、整定值；ΔUt1，ΔUt1set分別為主變高壓側(cè)正序電壓突變量實測值、整定值；f，fset分別為發(fā)電機(jī)頻率實測值、整定值；Δf，Δfset分別為發(fā)電機(jī)頻率變化量實測值、整定值；PG，Pset.1分別為發(fā)電機(jī)有功功率實測值、整定值I段；T0為判據(jù)判別延時。

圖1 啟動邏輯Fig.1 Start up logic

裝置啟動前，機(jī)組負(fù)荷約為44.3%PN(PN為發(fā)電機(jī)額定有功功率)，大于保護(hù)投入功率定值(設(shè)定值為25%PN)，保護(hù)功能投入。裝置啟動時機(jī)組頻率曲線如圖2所示。

圖2 頻率曲線Fig.2 Frequency curve

在0.06 s時，機(jī)組頻率已經(jīng)上升到50.34 Hz，上升速率約1.5 Hz /s，大于頻率突增定值0.28 Hz /s，滿足頻率突增條件。

根據(jù)以上分析，保護(hù)投入功率條件、頻率突增條件滿足，切機(jī)功能投入。

2.3.2 動作判據(jù)分析

動作判據(jù)由低功率判據(jù)、電流突降判據(jù)和低電流判據(jù)構(gòu)成，邏輯如圖3所示。

圖3 動作邏輯Fig.3 Action logic

圖中：ΔIt1，ΔIt1set分別為主變高壓側(cè)正序電流突變量實測值、整定值；Ifa，Ifb，Ifc分別為發(fā)電機(jī)機(jī)端A，B，C相正序電流；Iφset為發(fā)電機(jī)機(jī)端電流整定值；PG，Pset.2分別為發(fā)電機(jī)有功功率實測值、整定值II段。

2.738 s時，機(jī)組有功功率P降至11.68%PN，達(dá)到裝置低功率定值，如圖4所示。

圖4 有功功率曲線Fig.4 Active power curve

2.52 s時(第3個振蕩周期)主變高壓側(cè)電流突降值為0.113 6 A，高于主變高壓側(cè)正序電流突降定值0.11 A，如圖5所示。

圖5 主變高壓側(cè)電流幅值及突降量Fig.5 Current amplitude and dump of main transformer’s high voltage side

2.71 s時，發(fā)電機(jī)正序電流最低降至0.88 A，小于發(fā)電機(jī)機(jī)端低電流定值1.01 A，如圖6所示。

圖6 發(fā)電機(jī)正序電流Fig.6 Positive sequence of generator

2.3.3 閉鎖判據(jù)分析

閉鎖判據(jù)由正序過電壓判據(jù)和負(fù)序欠電壓判據(jù)構(gòu)成，邏輯如圖7所示。

圖7 閉鎖邏輯Fig.7 Blocking logic

圖中：U1set為正序電壓整定值；U2set為負(fù)序電壓整定值；Uf1為發(fā)電機(jī)機(jī)端正序電壓；Ut1為主變高壓側(cè)正序電壓；Uf2為發(fā)電機(jī)機(jī)端負(fù)序電壓；Ut2為發(fā)主變高壓側(cè)負(fù)序電壓。

零功率保護(hù)動作前，發(fā)電機(jī)和主變正序電壓始終高于閉鎖定值49.1 V，不滿足正序電壓閉鎖條件。發(fā)變組三相電壓對稱，故負(fù)序電壓始終偏低，也不滿足負(fù)序電壓閉鎖條件。

2.4 線路保護(hù)

2套保護(hù)均配置光纖差動、三段式距離、零序過流等保護(hù)，故障期間，保護(hù)裝置及線路故障錄波器均啟動。

由于故障發(fā)生在電站送出線變電站的下級線路，故電廠側(cè)光纖差動保護(hù)、距離I段保護(hù)、距離II段保護(hù)均未動作。距離III段整定時間為3.8 s，時間較長，故距離III段保護(hù)未動作。系統(tǒng)單相接地故障持續(xù)30 ms，零序II段、III段延時分別為2 s，3.8 s，故零序II段、III段保護(hù)均未動作。

2.5 發(fā)變組保護(hù)

該電廠發(fā)變組保護(hù)南瑞繼保PCS-985系列，有發(fā)電機(jī)保護(hù)、變壓器保護(hù)、高廠變保護(hù)等。故障過程中，保護(hù)啟動，但均未動作，動作行為正確。

綜合以上研究分析，可以得出發(fā)生事故的主要原因：(1) 給煤機(jī)跳閘觸發(fā)鍋爐全燃料中斷信號；(2) 下級線路故障造成功率大幅波動，觸發(fā)調(diào)門快控功能動作，調(diào)門關(guān)閉后機(jī)組功率下降，達(dá)到保護(hù)動作條件，引起零功率保護(hù)動作，機(jī)組解列。

3 防范措施

功率突降保護(hù)是在機(jī)組無法正常輸出功率時動作，線路故障會引起功率振蕩，然而不應(yīng)該造成機(jī)組跳閘，因此這是一起由于線路故障造成零功率切機(jī)動作的誤動事件，需要進(jìn)一步分析并采取相應(yīng)的防范措施，消除機(jī)組的誤跳隱患。

(1) 該機(jī)組給煤機(jī)的低壓變頻器不具備低電壓和高電壓穿越能力(現(xiàn)有的一類輔機(jī)高低電壓穿越能力標(biāo)準(zhǔn)討論稿稱：電壓低到20%UN，UN為低壓母線額定線電壓，運(yùn)行0.5 s；低到60%UN，運(yùn)行5 s；低到90%UN時長期運(yùn)行；高電壓130%UN時運(yùn)行0.5 s)，是電廠安全運(yùn)行的隱患，應(yīng)積極落實整改，對于已投運(yùn)變頻器應(yīng)對其控制部分和動力部分進(jìn)行整體改造，如外加串聯(lián)不間斷電源(uninterruptible power supply，UPS)等措施，從根本上解決變頻器控制、動力部分固有問題，確保機(jī)組一類輔機(jī)具有高電壓、低電壓穿越能力。

若受客觀條件所限，暫時無法實施改造措施，則可以根據(jù)輔機(jī)設(shè)備能力、電廠安全運(yùn)行要求、變頻器安全經(jīng)濟(jì)能效比等因素，考慮對優(yōu)化分散控制系統(tǒng)(distributed control systems, DCS)進(jìn)行優(yōu)化。以低壓給煤機(jī)為例，當(dāng)全廠給煤機(jī)變頻器低電壓動作瞬時全部停運(yùn)時，煤倉內(nèi)剩余煤粉仍可短時運(yùn)行，不用瞬時觸發(fā)鍋爐MFT。若在短時內(nèi)廠用電電壓能及時恢復(fù)正常，給煤機(jī)變頻器則配合自啟動；若廠用電電壓未能及時恢復(fù)，則給煤機(jī)變頻器正常停運(yùn)。給煤機(jī)變頻器DCS 控制策略優(yōu)化可以考慮在廠用電瞬間失去或波動時防止熱工自動回路切換的邏輯，即在這短暫的時間內(nèi)熱工自動回路不進(jìn)行切換，保證整個鍋爐控制系統(tǒng)不產(chǎn)生大的擾動；從 DCS 送給煤機(jī)的啟動指令應(yīng)在廠用電電壓波動或瞬間失去恢復(fù)后能夠自動啟動給煤機(jī)，即將 DCS 啟動給煤機(jī)的指令由脈沖改為電平形式；給煤機(jī)就地控制柜的邏輯應(yīng)保證在廠用電電壓波動或瞬間失去恢復(fù)后，能夠在 DCS 遠(yuǎn)方控制等措施[13-15]。

(2) 在外部故障發(fā)生至切除期間，從機(jī)組DCS畫面查看，機(jī)組負(fù)荷均出現(xiàn)大幅波動。目前，國內(nèi)多數(shù)電廠在電氣側(cè)選用的功率變送器為國產(chǎn)三相三線制功率變送器，響應(yīng)時間一般為250 ms，測量穩(wěn)態(tài)功率信號時，效果較好，但當(dāng)功率突變時，由于響應(yīng)能力的制約，其輸出可能產(chǎn)生畸變。省外也發(fā)生過多起由于功率變送器輸出波形畸變造成機(jī)組非計劃停機(jī)的情況。故對于T3000 DEH系統(tǒng)，建議改用動態(tài)性能更為可靠的功率變送器，目前新型功率變送器可在暫態(tài)時由穩(wěn)態(tài)測量繞組切換至保護(hù)繞組進(jìn)行計算，有效地解決了電流互感器飽和問題；另一方面新型功率變送器響應(yīng)時間一般小于30 ms，與實際功率擬合度較高，與控制系統(tǒng)計算周期和刷新率可以很好地進(jìn)行匹配[16]。

另外發(fā)電廠熱控專業(yè)一般要求提供3個功率功率變送器信號以便在邏輯上進(jìn)行 “三取二”配置，因此一般都會在電氣系統(tǒng)設(shè)置多個有功功率變送器，但這些變送器電壓回路卻取自同一組電壓互感器的二次繞組，輔助電源也取自同一個電源開關(guān)，帶來許多安全隱患。一旦在機(jī)組運(yùn)行中發(fā)生電壓互感器二次繞組斷線或變送器輔助電源失電，會造成變送器輸出歸零或功率信號減半，嚴(yán)重影響機(jī)組調(diào)節(jié)，甚至造成停機(jī)。故建議參與機(jī)組協(xié)調(diào)的功率變送器應(yīng)分別從電壓互感器的3個繞組取得機(jī)組電壓信號輸入，變送器電源可從 2 套機(jī)組不間斷電源輸出，保安電源取得3路互相獨(dú)立的交流輔助電源；也可以在不降低設(shè)備運(yùn)行可靠性的前提下，盡量減少電流互感器、電壓互感器二次負(fù)載，如采用雙輸出功率變送器，以提高變送器測量精度。

(3) 當(dāng)機(jī)組功率突降后，在發(fā)電機(jī)電抗和主變電抗上的電壓降消失，在很短的時間內(nèi)發(fā)電機(jī)勵磁調(diào)節(jié)器來不及反應(yīng)，故引起主變高壓側(cè)和發(fā)電機(jī)機(jī)端正序電壓突升，而機(jī)端電流會隨即衰減，衰減時間由電流互感器負(fù)荷電流以及二次回路衰減常數(shù)決定。故可在啟動或者動作邏輯中可考慮增加電壓突升、電流突降等輔助判據(jù)，防止機(jī)組振蕩時功率突降保護(hù)誤動作。

主變高壓側(cè)正序電壓突升值如式(1)所示：

(1)

式中：ΔU為突變時間內(nèi)電壓突變值；Δt為突變時間；PG為發(fā)電機(jī)有功功率；φ為額定功率因素角；SB為基準(zhǔn)功率；Xd′為折算后直軸瞬變電抗飽和值；XT為折算后主變短路阻抗；Un為二次額定電壓；K為靈敏系數(shù)。

機(jī)端正序電壓突升值如式(2)所示：

(2)

機(jī)端電流突降值如式(3)所示：

(3)

式中：ΔI為機(jī)端電流變化值；Iload，Iload′分別為功率突降前、后機(jī)端電流互感器二次負(fù)荷電流；τ為功率突降后電流互感器二次回路衰減時間常數(shù)，其值由二次電纜長度、截面、電流互感器剩磁大小等因素決定。

在功率突降保護(hù)自身邏輯功能優(yōu)化的同時，也可以考慮對功率突降保護(hù)定值進(jìn)行優(yōu)化。如適當(dāng)延長動作時間，以可靠躲過失靈保護(hù)動作時間，目前省內(nèi)220 kV及以上電壓等級失靈保護(hù)動作時間約為0.2～0.3 s，考慮到回路整組時間，可將功率突降保護(hù)延時動作時間整定至0.4～0.5 s。另外可適當(dāng)增加啟動判據(jù)中頻率突增定值。以省內(nèi)某660 MW機(jī)組為例，發(fā)電機(jī)組總轉(zhuǎn)動慣量為發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)動慣量、汽輪機(jī)轉(zhuǎn)子慣量、高壓轉(zhuǎn)子慣量、低壓轉(zhuǎn)子慣量之和。故機(jī)組慣性常數(shù)如式(4)所示：

(4)

式中：M為機(jī)組慣性常數(shù)；J為發(fā)電機(jī)組總轉(zhuǎn)動慣量，取7 167.7 MPa；SN為發(fā)電機(jī)額定容量，取667×106W；ω0為發(fā)電機(jī)角速度。經(jīng)計算得M為10.596 s，故對于大型火電機(jī)組，M一般約為10 s。發(fā)電機(jī)功率突降到零時的df/dt值為如式(5)所示：

(5)

(4) 局部電網(wǎng)振蕩主要成因是電網(wǎng)系統(tǒng)呈弱阻尼特性，一旦系統(tǒng)發(fā)生擾動，易形成電網(wǎng)振蕩。故發(fā)電廠電力系統(tǒng)穩(wěn)定器(power system stabilization, PSS)應(yīng)按照要求進(jìn)行相關(guān)涉網(wǎng)試驗并對其參數(shù)進(jìn)行測定，機(jī)組并網(wǎng)后PSS功能必須投入運(yùn)行，可以抑制系統(tǒng)低頻振蕩，從而降低功率突降保護(hù)誤動的風(fēng)險。

4 結(jié)語

功率突降保護(hù)在電廠送出線路出現(xiàn)異常時，能夠有效保護(hù)設(shè)備的安全，然而系統(tǒng)振蕩造成功率突降保護(hù)誤動作的事件也時有發(fā)生。文中通過分析事件經(jīng)過及原因，提出了合理化建議和改進(jìn)思路，消除了大型發(fā)電機(jī)組在線路故障時由于功率振蕩造成機(jī)組誤跳的隱患，保證了機(jī)組和電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，具有重要的意義。

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