500 kV系統單相瞬時故障引起2臺機組跳閘的原因分析

周傅峻，林 彤

（浙江浙能樂清發電有限責任公司，浙江 溫州 325609）

1 設備概況

某燃煤發電廠Ⅰ期工程為2×600 MW超臨界機組，Ⅱ期工程為2×660 MW超超臨界機組。500 kV系統采用3/2接線方式。發電機出口裝設GCB（出口斷路器）。電氣主接線如圖1所示。

圖1 電氣主接線

Ⅰ期工程1號、2號汽輪機型號為N600-24.2/566/566，由上海汽輪機有限公司制造；Ⅱ期工程3號、4號汽輪機型號為N660-25/600/600，由上海汽輪機有限公司和德國SIEMENS聯合設計制造。Ⅱ期工程發電機型號為QFSN-660-2，由上海汽輪發電機有限公司制造，額定功率660 MW，額定電壓20 kV。

保護配置方面，500 kV線路采用AREVA的P系列保護。零功率切機保護均為CSS-100BE保護（軟件版本為V1.00）。1號、2號汽輪機超速保護有電超速、OPC和機械超速。1號、2號機DEH采用北京ABB貝利控制有限公司生產的Symphony控制系統。3號、4號汽輪機超速保護采用電超速和DEH中集成的KU汽門快控保護（當電力系統發生故障時，通過快控汽門快速降低并隨之恢復汽輪發電機組機械輸出功率，以減少機械和電氣功率的不平衡，阻止轉子角速度飛升和改善電力系統暫態穩定的措施[1]，簡稱KU），DEH系統采用西門子公司T3000控制系統，具有負荷干擾控制模塊，能夠快速檢測出負荷干擾，并作用于快控汽門。功率測量單元采用外接功率變送器，型號為 S3（T）-WD-3S-555A4BN，AC100V，5 A，0～990 W，采用三相三線制接線，輸出DC（4～20 mA）模擬量至KU。

2 事件經過

某日，該發電廠所在地區為強雷雨天氣。故障前1號、3號、4號機組正常運行，AGC方式，2號機停機檢修。機組負荷分別為：1號機346 MW、3號機383 MW、4號機379 MW。21時35分49秒，外送線路1的B相故障，P546線路差動動作，5012及5013開關B相跳閘（故障電流5600 A），約60 ms后故障切除，760 ms后3號、4號機組零功率保護動作跳閘，1049 ms后5012，5013兩開關B相重合成功，保護故障測距41 km（線路全長56 km）。B相開關跳開后2條出線一次電流在760 ms內均下降至約200 A。

調取1號、3號、4號發電機錄波文件，發現3號、4號發電機在零功率切機保護動作前的電流和功率有明顯下降過程，而1號發電機則相對穩定。

3 故障分析及處理

3.1 保護動作分析

分析認為線路保護動作正確。外送線路1的B相跳閘1 s后重合成功，外送線路2正常運行，1號機負荷未出現明顯下降，這些現象可基本排除由外送功率消失引起零功率的可能。調取3號、4號機DEH事件記錄，發現DEH中KU曾動作，2臺機組的高壓調門反饋均有明顯的下關過程，這與發電機功率有相對緩慢下降過程的現象相符。事件次序為：線路B相故障→P546保護動作切除故障相→3號機（4號機）DEH中KU動作→3號機（4號機）高/中壓調門關閉→3號機（4號機）發電機零功率切機保護動作致發電機開關跳閘→500 kV B相重合成功。通過對3號機DEH的事件波形分析，500 kV系統B相接地故障距KU觸發、調門開始下關時間約為350 ms，距零功率保護切機出口約760 ms。

3.1.1 KU動作分析

KU邏輯如圖2所示。當以下任一條件滿足時KU動作：

（1）負荷干擾大于負荷跳變設定值GPLSP（480 MW，采樣周期為16 ms）；

（2）同時具備實際負荷在-26 MW～104 MW、負荷控制偏差大于104 MW且機組已并網這3個條件。

圖2 KU保護邏輯

通過對機組故障錄波波形輔助分析，當系統B相故障時機組錄波器記錄的發電機功率為上升趨勢，而同時刻KU接收的功率信號為下降趨勢，2套裝置記錄的趨勢是相反的。因此，懷疑是否是因為KU功率測量環節出現問題導致實際功率與測量功率不符，從而導致KU誤動作。省電力公司電力科學研究院對功率變送器進行測試，結果表明：功率變送器在系統短路狀態下的功率輸出信號（4～20 mA)會發生突變，突變量與當時的短路電壓、電流及相位有關，有可能上升也有可能下降。

通過實際故障回放測試，證明系統B相短路時實際變送器測量功率為下降（而正常應該為上升），最大變化量為190 MW/100 ms，證明功率變送器在系統故障情況下的確存在輸出失真情況，證實了當初的懷疑。實際KU動作情況推斷：由于故障時刻功率變送器測量失真，測量值低于104 MW而負荷設定值維持運行負荷值，此刻的控制偏差已超過104 MW，因此邏輯條件（2）滿足，與門輸出，導致KU觸發工作。

3.1.2 零功率保護動作分析

零功率切機保護邏輯如圖3所示。系統B相故障時刻，機組電流/功率突變量啟動條件滿足并保持至整組復歸；機組故障前實際功率為3號機383 MW、4號機379 MW，大于投運設定值Pset1（60 MW），開放條件滿足。KU動作后，零功率故障判據的3個條件同時具備：“事故后功率小于設定值Pset2（50 MW）”，實際為17 MW；啟動后任兩相電流有效值在20 ms前后之差 ΔI=I-I-20ms≥IQD（突變量啟動定值為150 A），啟動后60～80 ms，B相電流 ΔI約為1230 A，C相電流 ΔI約為153 A，均大于IQD；故障后有兩相電流小于“投運電流設定值（73 A）”，約為35 A。因此，零功率啟動、開放和故障判據的條件均同時滿足，零功率切機保護出口。

圖3 原零功率切機保護邏輯

3.2 造成本次保護誤動的多種因素

3.2.1 DEH功率測量單元失真和響應延遲的影響

DEH中KU保護的功率量取自外接功率變送器（DC 4～20 mA），變送器內部采用2路乘法器+1路加法器來實現功率計算，測量功率數學表達式為： P=Ia×Uab×cos30°+Ic×Ucb×cos30°（其中 30°為內部固定值），變送器測量極限工作條件是：幅值不大于120%或接入的電流電壓角度（φIaUab，φIcUcb）不大于±60°。超出該范圍時功率測量就會出現嚴重失真，從而不能真實反映實際功率和變化情況。對故障波形進行分析后，發現系統故障時刻Ia與Uab的最大角度達到72.8°，已超出變送器±60°的允許值。此外，故障時刻的諧波分量也有可能造成變送器隔離元件（變量器）飽和。故認為在系統故障時刻變送器的工作條件發生了變化，導致功率測量失真。

在此次故障過程中，故障切除、系統負荷恢復正常300 ms后，KU仍然動作出口關閉調門，這是沒有必要的。根據JJG電力01-94《電測量變送器檢定規程》，電測量變送器響應時間不大于400 ms為合格。實際試驗中變送器輸出測量延遲最小為130 ms（系統B相故障時），最大達340 ms（甩負荷情況下）。可見常規電測量功率測量變送器的測量延時并不完全適用于該KU保護。

3.2.2 KU保護過分依賴功率模擬量測量準確性，邏輯設置過于簡單

KU保護主要是防止電氣與機械功率不平衡引起汽輪機超速。本次在發電機并未脫網、汽輪機轉速未上升的情況下，KU保護因系統擾動而不必要地觸發關閉調門。KU保護邏輯條件里并未考慮引入汽輪機轉速作為最終有效把關判據，邏輯條件設置過于簡單，過分依賴功率單元模擬量測量，當功率測量環節出現問題，測量功率與實際功率不相符時，導致KU保護不必要的動作。

3.2.3 零功率切機保護邏輯條件不完善

零功率切機保護未能有效區分調門快關引起的功率下降和真正的斷面功率瞬間消失工況。調門關閉過程是一個相對緩慢的過程（錄波圖中功率下降過程大約390 ms），該過程與零功率切機的功率突降特性有本質的區別，很顯然零功率保護邏輯設置上對功率下降時間的定義不能與斷面零功率工況相吻合。

另外，原保護邏輯中，I-I-20ms>ΔIset采用的是從條件成立后一直保持至整組復歸的控制形式（整組復歸大于4 s）。本次事件中，造成零功率保護具備啟動條件的是500 kV系統故障擾動時造成的電流或功率突變，而非調門下關時電流或功率下降至動作值，保護啟動距離發電機功率下降至零功率動作定值時刻達760 ms，而在發電機功率開始下降時刻，零功率保護啟動條件中實際的電流和功率突變量并不存在。換而言之，該零功率切機保護在實際功率值達到跳機定值時，實際工況并未具備零功率保護邏輯設置的總出口啟動條件（該時刻功率或電流突變量實際意義上并未啟動，啟動條件滿足是由于系統B相故障展寬的結果）。

3.3 故障處理方案

KU與零功率切機保護都有存在的必要。零功率切機保護著重解決斷面功率失去的情況，如全站線路跳閘或發電機開關偷跳，若此時調速或勵磁調節失靈則可能造成汽輪機轉速上升和發電機電壓突升，對汽輪機和發電機設備造成嚴重威脅，并影響廠用電安全[2]。而KU是功率負荷不平衡保護，主要針對汽輪機的超速，可提高電力系統的穩定性。就目前的保護配置而言，KU保護和零功率切機均有存在的必要，不能因為兩者配合上存在問題而長期退出任何一套保護。由于考慮到機組仍處運行狀態，對功率變送器改型或完善保護均需要一定時間，只能暫時退出KU保護，投入零功率切機保護（并設置高低負荷兩段定值供切換，滿足不同負荷段要求），待變送器改型和保護升級后再同時投入2套保護。具體需要解決以下幾方面問題。

3.3.1 解決功率測量單元的測量延遲和幅值失真

常規電測量變送器的響應時間在400 ms內均認為合格，穩態情況下，電測量功率變送器指標上雖然滿足電測規程要求，但在故障或暫態工況下，功率測量可能存在失真。要徹底解決該問題，需要對功率測量單元進行重新選型和設計，解決特殊工況下的功率測量失真和固有響應延時等問題。

3.3.2 完善KU保護和零功率切機保護邏輯

（1）系統單相故障只會對機組的輸送功率產生短暫的影響（本次事件中，60 ms即已切除故障），機械與電功率能保持相對平衡，該工況不會造成大的汽輪機轉速變化，而本次卻造成KU快控動作，從KU保護的目的來看并不合理。KU保護中可增加轉速閉鎖條件（實際增設3018 r/min條件），轉速條件未達到則閉鎖KU保護出口，強調KU動作的目的性，防止不必要的動作。

（2）零功率切機保護動作判據應有效區分快控調門與斷面零功率工況，保證在KU快控調門工況引起的功率下降時零功率保護不動作，僅在斷面零功率情況下可靠動作。

零功率切機保護優化后的邏輯如圖4所示。

零功率保護自身方面的主要問題為故障判據I-I-20ms＞ΔIset展寬時間過長（采用整組復歸時間作為展寬時間，大于4 s），優化后按線路故障判斷加斷路器跳開時間考慮，設定展寬150 ms，即在功率下降后的設定時間內必須判斷是否為線路跳閘，若是功率緩慢下降過程，則即使達到功率定值裝置也不會判斷為零功率。另外，增加斷面零功率工況的特征量條件，開放條件中新增ΔU1，f和Δf 3個防誤動條件，因為在真正斷面零功率工況下，由于勵磁調節滯后，會引起發電機電壓和頻率升高（Δf整定為 0.2 Hz，f整定 50.3～50.5 Hz，定值可根據甩負荷試驗數據進行整定）；故障判據中增加發電機正序電壓U1，因為送出斷面斷開時會引起電壓升高，因此可作為另一個特征量判據。

圖4 優化后的零功率切機保護邏輯

4 結語

本次2臺機組跳閘的直接原因是在500 kV一次系統故障情況下功率變送器的測量條件超出了其正常工作范圍，造成功率測量失真，導致KU誤觸發，最終使2臺機組零功率保護跳閘。KU保護邏輯條件設置過于簡單、零功率切機保護邏輯不能區分負荷快關和斷面零功率工況是另一個重要原因。為此提出了重新研發新型功率變送器產品、改善變送器的測量失真等問題和完善KU及零功率切機保護邏輯的相關措施和建議。

[1] 都興有.關于快控汽門（快關）技術研討介紹[J].中國電力，1999（6）∶23-27.

[2] 王可山.零功率切機保護在大型火電廠的應用[J].能源與節能，2011（4）∶80-81.