水輪發電機組失磁保護動作分析與處理

廖歐

摘 要：就水輪發電機失磁保護動作事件，討論失磁保護的原理及其接線方面的問題，分析失磁保護動作原因，指出發電機保護在安裝調試方面所暴露的問題，并提出整改措施。

關鍵詞：失磁保護 靜穩阻抗圓 異步邊界阻抗圓

中圖分類號：TM312 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）10（b）-0052-04

1 失磁保護原理

發電機勵磁系統故障使勵磁降低或全失磁，從而導致發電機與系統間失步，對機組本身及電力系統的安全造成重大的危害。因此，大、中型機組裝設失磁保護，其主判據可由下述判據組成。

1.1 靜穩極限勵磁電壓Ufd（P）主判據

該判據的優點是：凡是能導致失步的失磁初始階段，由于Ufd（勵磁電壓）快速降低，Ufd（P判據可快速動作；在通常工況下失磁，Ufd（P）判據動作大約比靜穩邊界阻抗判據動作提前1S以上，有預測失磁失步的功能。

Ufd（P）判據的動作方程為：Ufd≤Kset（P-Pt）

1.2 定勵磁低電壓輔助判據

為了保證在機組空載運行及P

1.3 靜穩邊界阻抗主判據

阻抗扇形圓動作判據匹配發電機靜穩邊界圓，采用0°接線方式，動作特性見下圖，發電機失磁后，機端測量阻抗軌跡由圖中第I象限隨時間進入第Ⅳ象限，達靜穩邊界附近進入圓內。

靜穩邊界阻抗判據滿足后，至少延時1～1.5 s發失磁信號、壓出力或跳閘，延時1～1.5 s的原因是躲開系統振蕩。扇形與R軸的夾角10°～15°為了躲開發電機出口經過渡電阻的相間短路，以及躲開發電機正常進相運行。靜穩邊界阻抗判據動作特性如圖2所示。

2 失磁保護邏輯方案

某電廠的發電機保護采用許繼電氣股份有限公司生產的WFB-801A/F型發電機保護裝置（內含勵磁變保護）。WFB-801A/F裝置提供三種失磁保護方案，電廠選擇方案一，邏輯框圖如圖3所示。

保護“靜穩阻抗Z1<”判據經延時t1后經失磁一段出口發信號；保護“靜穩阻抗 Z1<”判據經延時t1后和機端低電壓判據“Ug<（0.8～0.9）Ugn”組合后經失磁二段動作出口，可保證全失磁或部分失磁失步時出口動作：“靜穩阻抗Z1<”判據和勵磁低電壓判據“Ufd<0.8Ufd0”組合后也可經失磁二段動作出口；如果失磁二段動作僅切換勵磁（或減出力）并發失磁信號，經延時t3后，若切換勵磁（或減出力）失敗，則保護三段出口跳閘。t1延時是為了躲開系統振蕩。失磁一段出口一般只宜發失磁信號，不宜自動切換勵磁或自動壓出力，因“靜穩阻抗Z1”動作區較大，在發電機正常進相運行時失磁一段可能誤出口而誤切換勵磁或誤減出力。

某電廠1號機于2013年6月投運，單機容量為360 MW，失磁保護由三個動作元件組成：靜穩阻抗元件、機端低電壓元件、勵磁低電壓元件。動作判據為靜穩阻抗和機端低電壓同時滿足整定值，或靜穩阻抗和勵磁低電壓同時滿足整定值，失磁二段出口解列機組。失磁保護方案為：

（1）靜穩阻抗元件動作，失磁一段出口發信號；

（2）靜穩阻抗元件和機端低電壓元件動作，失磁二段出口解列機組；

（3）穩態異步阻抗元件動作，失磁二段出口解列機組；增加保護動作的可靠性，保護穩態異步邊界圓的動作區遠小于靜穩邊界扇形動作區。

（4）如果失磁二段動作僅切換勵磁（或減出力）并發失磁信號，經延時后，若切換勵磁（或減出力）失敗，則保護三段出口跳閘。

3 1號發電機失磁保護動作情況

2013年07月28日，1號機帶有功功率290 MW，無功功率40 MVar運行正常，01時37分53秒，線路主一、主二保護縱聯差動保護、C相分相差動保護動作，5333、5332斷路器保護跳閘，5333斷路器延時976毫秒重合閘動作，5332斷路器延時1478毫秒重合閘動作。

7月28日1時37分53秒，500 kV線路C相單瞬故障重合閘動作成功。在線路C相跳閘后重合閘動作前的非全相運行期間，01時37分54秒，1號發電機保護A柜：失磁二段保護動作，機組與系統解列；01時37分54秒，1號發電機保護B柜：失磁二段保護動作、機端三次諧波發信，機組與系統解列。

4 保護動作原因分析

4.1 保護動作行為分析

事故時失磁一段沒有動作信號（需延時t1=1 s），只有失磁二段動作，說明失磁二段動作時的判據為靜穩阻抗Z1（不經延時）和勵磁低電壓判據相與后經過0.2 s延時出口。

裝置動作報告分析：

1號機A套失磁保護二段動作時間為：故障時間：2013-07-28 01：37：54.466， 動作時間：38 ms其中“故障時間：2013-07-28 01：37：54.466”為失磁保護邏輯延時0.2 s后，保護啟動時刻，“動作時間：38 ms”為失磁邏輯靜穩阻抗和勵磁低電壓條件滿足，延時0.2 s后的出口時間，保護總的動作時間為0.238 s。

從保護動作報告可知，1號機失磁保護Ⅱ段動作出口跳閘，其中定子接地三次諧波保護（僅B柜配置）動作發信為發電機與系統解列后發出的信號，與失磁保護動作沒有關聯。機組失磁保護動作后，電廠立即對發電機保護裝置進行全面檢查，其中對失磁保護的相關二次回路進行了重點檢查，發現發電機的勵磁電壓并未接入保護裝置。從發變組的故障錄波圖可以看出，失磁保護是在500 kV龍仁線C相故障跳閘后的非全相運行期間動作跳閘的。失磁Ⅱ段動作時刻，保護裝置采樣各電流、電壓大小如圖4所示。

保護動作時，機端測量阻抗Z=Uab/Iab=53.62∠217.78（Ω），在靜穩阻抗圓Z1圓內，勵磁電壓0.025 V，有功功率為-108.280 W，動作點落在第三相象限，滿足裝置動作條件。但區外故障，線路非全相運行，發電機功率落在第三象限，這種現象是不正確的。為此，對發電機保護裝置的故障錄波數據進行了進一步分析，保護裝置啟動前后的故障錄波圖如圖5所示。

圖5中黃線時刻為線路C相故障時刻，紅線為故障前某一時刻，從紅線處的計算值可以看出A相電壓超前A相電流（5.842-（-179.134）184.972度，故障前機組處于正常發電狀態，A相電壓超前A相電流184.972度肯定是不對的，B、C相電壓同樣超前電流185度和186.2度，由此可以判斷機端失磁保護用電流互感器（與發電機差動保護共用）極性接反，而發電機運行期間的差流為零，表明發電機中性點的電流互感器極性同樣接反。

由于機端失磁保護用電流互感器極性接反，導致發電機機端測量阻抗在區外500 kV線路C相故障跳閘后的非全相運行期間，其測量阻抗落入了失磁保護的靜穩阻抗圓（見圖6、7）。

從保護裝置動作錄波圖可以看出，裝置失磁保護測量阻抗變化軌跡基本不變，且處于第三象限，位于靜穩阻抗圓內。根據失磁保護的動作邏輯，事故時失磁Ⅰ段沒有動作信號（需延時t1=1 s），只有失磁Ⅱ段動作，說明失磁Ⅱ段動作時的判據為靜穩阻抗Z1（不經延時）和勵磁低電壓判據相與后經過0.2 s延時出口（其中保護動作報告中的失磁保護動作時間38 ms為經過0.2 s延時滿足動作條件后的延時，總的動作時間0.238 s）。由于沒有將發電機勵磁電壓接入保護裝置，因此“發電機轉子低電壓”的判據一直滿足，加之發電機保護CT極性接反，導致500 kV線路C相故障跳閘后的非全相運行期間，“機端測量阻抗”進入了“機端靜穩阻抗圓”的動作區，滿足失磁保護Ⅱ段的動作條件而出口跳閘。

4.2 造成保護誤動的直接原因

4.2.1 設計錯誤

由于設計院與保護廠家在設計上存在脫節，保護廠家的失磁保護方案要求引入發電機勵磁電壓，而設計院在設計上又未將發電機勵磁電壓設計引入，造成失磁保護設計方案存在問題。導致設計上沒有將機組勵磁系統電壓引入發電機保護裝置，致使失磁保護中“發電機轉子低電壓”判據一直開放。

4.2.2 CT極性錯誤

由于CT極性錯誤，造成機端測量阻抗方向錯誤，導致在500 kV線路C相單相故障跳閘后的非全相運行期間，發電機機端測量阻抗落入失磁保護的“靜穩阻抗圓”，從而開放失磁保護Ⅱ段。

4.3 造成保護誤動的間接原因

電廠機組保護在設計、安裝調試、試驗驗收等各個環節上均存在管控不到位的問題，在保護裝置的安裝調試和試驗驗收期間，對保護裝置的相關二次回路、保護動作邏輯沒有逐項檢查和試驗驗證，導致發電機勵磁電壓未接入保護裝置的隱患沒有被及時發現，在機組帶負荷檢測CT極性試驗中，也未能檢查出CT極性接反的問題。

5 解決措施

（1）按發電機失磁保護方案一的要求，將勵磁電壓接入發電機A、B套保護裝置，作為發電機失磁保護動作判據，并進行相關保護邏輯功能及裝置采樣試驗，測試結果滿足失磁保護要求。

（2）將發電機失磁保護（差動、失步、誤上電、逆功率）用機端CT極性改接，同時機組中性點側CT極性也做相應調整，以滿足失磁保護極性要求，并對改接后的CT、PT相量圖進行了測量、驗證，測試結果正確。機端及中性點側CT極性調整前后的變化如圖8所示。

（3）對1號發電機失磁保護進行檢驗，并在發電機保護電流回路整改后，通過帶負荷試驗驗證交流回路的正確性，確保發電機失磁保護功能正常，滿足要求。

5.1 失磁保護檢驗

5.1.1 采樣精度檢查（見表1）

5.1.2 阻抗判據定值校驗

定值：Z1A=22.09，Z1B=73.73

（1）最大靈敏角測試：

動作范圍：-10°至-168°，最大靈敏角為-89°；

（2）動作邊界測試（見表2）。

5.1.3 機端低電壓判據定值校驗

機端低電壓定值：80 V。

試驗時在機端電壓通道加入三相電壓，然后逐漸減小機端電壓至79.92 V，機端低電壓判據動作。

5.1.4 勵磁低電壓判據定值校驗

勵磁低電壓定值：132.8 V。

試驗時在勵磁電壓通道加入電壓，然后逐漸減小勵磁電壓至132.76 V，系統低電壓判據動作。

5.1.5 動作時間校驗

失磁保護Ⅰ段時間定值：1 s，動作于報警；失磁保護Ⅱ段動作于跳閘；失磁保護Ⅲ段時間定值：2.5 s，動作于跳閘。

模擬靜穩阻抗圓動作，實測失磁保護I段報警延時：1.02 s；

模擬靜穩阻抗圓動作，勵磁低電壓判據滿足，實測失磁保護Ⅱ段跳閘延時：0.201 s（勵磁低電壓判據有0.2s固定延時）。

模擬靜穩阻抗圓動作，機端低電壓判據滿足，實測失磁保護Ⅲ段跳閘延時2.44 s。

5.1.6 整組試驗

模擬發電機失磁保護動作，信號及出口接點均正常閉合。

5.2 二次回路整改情況

（1）電廠按定值要求，將發電機勵磁電壓接入了1號發電機保護裝置。

（2）電廠完成1號機的機端（主變低壓側）CT及發電機中性點側1分支、2分支CT極性調整工作。如圖9所示，發電機保護用CT二次繞組分別為BA1/BA11a/BA11b，BA2/BA12a/BA12b，極性調整后，二次接線均從近發電機側的極性端引出，即BA1、BA2改為S1引出線接A、B、C回路，S2引出線接N回路，BA11a、BA11b、BA12a、BA12b改為S2引出線接A、B、C回路，S1引出線接N回路，該接線方式滿足發電機保護的整體要求。

5.3 機組帶負荷檢查

發電機保護電流回路整改結束后，1號機組開機并網帶小負荷（30 MW）進行發電機保護A/B柜CT極性驗證性測試，測試結果正確，數據如下（見表3）。

通過二次回路整改以及試驗檢查后，1號機發電機保護各項功能正常。

6 結語

此次1號機失磁保護因CT極性錯誤、缺少勵磁低電壓動作元件造成誤動作，通過及時整改，發電機組運行正常。但應從中注意以下問題：

（1）加強繼電保護專業人員專業技能、業務流程等內容的培訓，提升業務技能水平。

（2）加強現場管理，對設備巡檢、核對運行方式等工作加強監督檢查，完善繼電保護定值簽收、流轉、執行管理制度。

（3）加強二次系統復核試驗、保護回路正確性檢查、反措檢查等，定期開展保護定值復核工作，特別是與電力系統有關的保護定值，如靜穩邊界判據與系統等值電抗Xs有關。

參考文獻

[1] 電氣主設備繼電保護原理與運用[M].中國電力出版社，1996.

[2] 電力系統微機繼電保護[M].人民郵電出版社，2005.

[3] WFB-800A系列微機發電機變壓器保護裝置技術說明書[Z].許繼電氣股份有限公司，2008.

保護動作時，機端測量阻抗Z=Uab/Iab=53.62∠217.78（Ω），在靜穩阻抗圓Z1圓內，勵磁電壓0.025 V，有功功率為-108.280 W，動作點落在第三相象限，滿足裝置動作條件。但區外故障，線路非全相運行，發電機功率落在第三象限，這種現象是不正確的。為此，對發電機保護裝置的故障錄波數據進行了進一步分析，保護裝置啟動前后的故障錄波圖如圖5所示。

圖5中黃線時刻為線路C相故障時刻，紅線為故障前某一時刻，從紅線處的計算值可以看出A相電壓超前A相電流（5.842-（-179.134）184.972度，故障前機組處于正常發電狀態，A相電壓超前A相電流184.972度肯定是不對的，B、C相電壓同樣超前電流185度和186.2度，由此可以判斷機端失磁保護用電流互感器（與發電機差動保護共用）極性接反，而發電機運行期間的差流為零，表明發電機中性點的電流互感器極性同樣接反。

由于機端失磁保護用電流互感器極性接反，導致發電機機端測量阻抗在區外500 kV線路C相故障跳閘后的非全相運行期間，其測量阻抗落入了失磁保護的靜穩阻抗圓（見圖6、7）。

從保護裝置動作錄波圖可以看出，裝置失磁保護測量阻抗變化軌跡基本不變，且處于第三象限，位于靜穩阻抗圓內。根據失磁保護的動作邏輯，事故時失磁Ⅰ段沒有動作信號（需延時t1=1 s），只有失磁Ⅱ段動作，說明失磁Ⅱ段動作時的判據為靜穩阻抗Z1（不經延時）和勵磁低電壓判據相與后經過0.2 s延時出口（其中保護動作報告中的失磁保護動作時間38 ms為經過0.2 s延時滿足動作條件后的延時，總的動作時間0.238 s）。由于沒有將發電機勵磁電壓接入保護裝置，因此“發電機轉子低電壓”的判據一直滿足，加之發電機保護CT極性接反，導致500 kV線路C相故障跳閘后的非全相運行期間，“機端測量阻抗”進入了“機端靜穩阻抗圓”的動作區，滿足失磁保護Ⅱ段的動作條件而出口跳閘。

4.2 造成保護誤動的直接原因

4.2.1 設計錯誤

由于設計院與保護廠家在設計上存在脫節，保護廠家的失磁保護方案要求引入發電機勵磁電壓，而設計院在設計上又未將發電機勵磁電壓設計引入，造成失磁保護設計方案存在問題。導致設計上沒有將機組勵磁系統電壓引入發電機保護裝置，致使失磁保護中“發電機轉子低電壓”判據一直開放。

4.2.2 CT極性錯誤

由于CT極性錯誤，造成機端測量阻抗方向錯誤，導致在500 kV線路C相單相故障跳閘后的非全相運行期間，發電機機端測量阻抗落入失磁保護的“靜穩阻抗圓”，從而開放失磁保護Ⅱ段。

4.3 造成保護誤動的間接原因

電廠機組保護在設計、安裝調試、試驗驗收等各個環節上均存在管控不到位的問題，在保護裝置的安裝調試和試驗驗收期間，對保護裝置的相關二次回路、保護動作邏輯沒有逐項檢查和試驗驗證，導致發電機勵磁電壓未接入保護裝置的隱患沒有被及時發現，在機組帶負荷檢測CT極性試驗中，也未能檢查出CT極性接反的問題。

5 解決措施

（1）按發電機失磁保護方案一的要求，將勵磁電壓接入發電機A、B套保護裝置，作為發電機失磁保護動作判據，并進行相關保護邏輯功能及裝置采樣試驗，測試結果滿足失磁保護要求。

（2）將發電機失磁保護（差動、失步、誤上電、逆功率）用機端CT極性改接，同時機組中性點側CT極性也做相應調整，以滿足失磁保護極性要求，并對改接后的CT、PT相量圖進行了測量、驗證，測試結果正確。機端及中性點側CT極性調整前后的變化如圖8所示。

（3）對1號發電機失磁保護進行檢驗，并在發電機保護電流回路整改后，通過帶負荷試驗驗證交流回路的正確性，確保發電機失磁保護功能正常，滿足要求。

5.1 失磁保護檢驗

5.1.1 采樣精度檢查（見表1）

5.1.2 阻抗判據定值校驗

定值：Z1A=22.09，Z1B=73.73

（1）最大靈敏角測試：

動作范圍：-10°至-168°，最大靈敏角為-89°；

（2）動作邊界測試（見表2）。

5.1.3 機端低電壓判據定值校驗

機端低電壓定值：80 V。

試驗時在機端電壓通道加入三相電壓，然后逐漸減小機端電壓至79.92 V，機端低電壓判據動作。

5.1.4 勵磁低電壓判據定值校驗

勵磁低電壓定值：132.8 V。

試驗時在勵磁電壓通道加入電壓，然后逐漸減小勵磁電壓至132.76 V，系統低電壓判據動作。

5.1.5 動作時間校驗

失磁保護Ⅰ段時間定值：1 s，動作于報警；失磁保護Ⅱ段動作于跳閘；失磁保護Ⅲ段時間定值：2.5 s，動作于跳閘。

模擬靜穩阻抗圓動作，實測失磁保護I段報警延時：1.02 s；

模擬靜穩阻抗圓動作，勵磁低電壓判據滿足，實測失磁保護Ⅱ段跳閘延時：0.201 s（勵磁低電壓判據有0.2s固定延時）。

模擬靜穩阻抗圓動作，機端低電壓判據滿足，實測失磁保護Ⅲ段跳閘延時2.44 s。

5.1.6 整組試驗

模擬發電機失磁保護動作，信號及出口接點均正常閉合。

5.2 二次回路整改情況

（1）電廠按定值要求，將發電機勵磁電壓接入了1號發電機保護裝置。

（2）電廠完成1號機的機端（主變低壓側）CT及發電機中性點側1分支、2分支CT極性調整工作。如圖9所示，發電機保護用CT二次繞組分別為BA1/BA11a/BA11b，BA2/BA12a/BA12b，極性調整后，二次接線均從近發電機側的極性端引出，即BA1、BA2改為S1引出線接A、B、C回路，S2引出線接N回路，BA11a、BA11b、BA12a、BA12b改為S2引出線接A、B、C回路，S1引出線接N回路，該接線方式滿足發電機保護的整體要求。

5.3 機組帶負荷檢查

發電機保護電流回路整改結束后，1號機組開機并網帶小負荷（30 MW）進行發電機保護A/B柜CT極性驗證性測試，測試結果正確，數據如下（見表3）。

通過二次回路整改以及試驗檢查后，1號機發電機保護各項功能正常。

6 結語

此次1號機失磁保護因CT極性錯誤、缺少勵磁低電壓動作元件造成誤動作，通過及時整改，發電機組運行正常。但應從中注意以下問題：

（1）加強繼電保護專業人員專業技能、業務流程等內容的培訓，提升業務技能水平。

（2）加強現場管理，對設備巡檢、核對運行方式等工作加強監督檢查，完善繼電保護定值簽收、流轉、執行管理制度。

（3）加強二次系統復核試驗、保護回路正確性檢查、反措檢查等，定期開展保護定值復核工作，特別是與電力系統有關的保護定值，如靜穩邊界判據與系統等值電抗Xs有關。

參考文獻

[1] 電氣主設備繼電保護原理與運用[M].中國電力出版社，1996.

[2] 電力系統微機繼電保護[M].人民郵電出版社，2005.

[3] WFB-800A系列微機發電機變壓器保護裝置技術說明書[Z].許繼電氣股份有限公司，2008.

保護動作時，機端測量阻抗Z=Uab/Iab=53.62∠217.78（Ω），在靜穩阻抗圓Z1圓內，勵磁電壓0.025 V，有功功率為-108.280 W，動作點落在第三相象限，滿足裝置動作條件。但區外故障，線路非全相運行，發電機功率落在第三象限，這種現象是不正確的。為此，對發電機保護裝置的故障錄波數據進行了進一步分析，保護裝置啟動前后的故障錄波圖如圖5所示。

圖5中黃線時刻為線路C相故障時刻，紅線為故障前某一時刻，從紅線處的計算值可以看出A相電壓超前A相電流（5.842-（-179.134）184.972度，故障前機組處于正常發電狀態，A相電壓超前A相電流184.972度肯定是不對的，B、C相電壓同樣超前電流185度和186.2度，由此可以判斷機端失磁保護用電流互感器（與發電機差動保護共用）極性接反，而發電機運行期間的差流為零，表明發電機中性點的電流互感器極性同樣接反。

由于機端失磁保護用電流互感器極性接反，導致發電機機端測量阻抗在區外500 kV線路C相故障跳閘后的非全相運行期間，其測量阻抗落入了失磁保護的靜穩阻抗圓（見圖6、7）。

從保護裝置動作錄波圖可以看出，裝置失磁保護測量阻抗變化軌跡基本不變，且處于第三象限，位于靜穩阻抗圓內。根據失磁保護的動作邏輯，事故時失磁Ⅰ段沒有動作信號（需延時t1=1 s），只有失磁Ⅱ段動作，說明失磁Ⅱ段動作時的判據為靜穩阻抗Z1（不經延時）和勵磁低電壓判據相與后經過0.2 s延時出口（其中保護動作報告中的失磁保護動作時間38 ms為經過0.2 s延時滿足動作條件后的延時，總的動作時間0.238 s）。由于沒有將發電機勵磁電壓接入保護裝置，因此“發電機轉子低電壓”的判據一直滿足，加之發電機保護CT極性接反，導致500 kV線路C相故障跳閘后的非全相運行期間，“機端測量阻抗”進入了“機端靜穩阻抗圓”的動作區，滿足失磁保護Ⅱ段的動作條件而出口跳閘。

4.2 造成保護誤動的直接原因

4.2.1 設計錯誤

由于設計院與保護廠家在設計上存在脫節，保護廠家的失磁保護方案要求引入發電機勵磁電壓，而設計院在設計上又未將發電機勵磁電壓設計引入，造成失磁保護設計方案存在問題。導致設計上沒有將機組勵磁系統電壓引入發電機保護裝置，致使失磁保護中“發電機轉子低電壓”判據一直開放。

4.2.2 CT極性錯誤

由于CT極性錯誤，造成機端測量阻抗方向錯誤，導致在500 kV線路C相單相故障跳閘后的非全相運行期間，發電機機端測量阻抗落入失磁保護的“靜穩阻抗圓”，從而開放失磁保護Ⅱ段。

4.3 造成保護誤動的間接原因

電廠機組保護在設計、安裝調試、試驗驗收等各個環節上均存在管控不到位的問題，在保護裝置的安裝調試和試驗驗收期間，對保護裝置的相關二次回路、保護動作邏輯沒有逐項檢查和試驗驗證，導致發電機勵磁電壓未接入保護裝置的隱患沒有被及時發現，在機組帶負荷檢測CT極性試驗中，也未能檢查出CT極性接反的問題。

5 解決措施

（1）按發電機失磁保護方案一的要求，將勵磁電壓接入發電機A、B套保護裝置，作為發電機失磁保護動作判據，并進行相關保護邏輯功能及裝置采樣試驗，測試結果滿足失磁保護要求。

（2）將發電機失磁保護（差動、失步、誤上電、逆功率）用機端CT極性改接，同時機組中性點側CT極性也做相應調整，以滿足失磁保護極性要求，并對改接后的CT、PT相量圖進行了測量、驗證，測試結果正確。機端及中性點側CT極性調整前后的變化如圖8所示。

（3）對1號發電機失磁保護進行檢驗，并在發電機保護電流回路整改后，通過帶負荷試驗驗證交流回路的正確性，確保發電機失磁保護功能正常，滿足要求。

5.1 失磁保護檢驗

5.1.1 采樣精度檢查（見表1）

5.1.2 阻抗判據定值校驗

定值：Z1A=22.09，Z1B=73.73

（1）最大靈敏角測試：

動作范圍：-10°至-168°，最大靈敏角為-89°；

（2）動作邊界測試（見表2）。

5.1.3 機端低電壓判據定值校驗

機端低電壓定值：80 V。

試驗時在機端電壓通道加入三相電壓，然后逐漸減小機端電壓至79.92 V，機端低電壓判據動作。

5.1.4 勵磁低電壓判據定值校驗

勵磁低電壓定值：132.8 V。

試驗時在勵磁電壓通道加入電壓，然后逐漸減小勵磁電壓至132.76 V，系統低電壓判據動作。

5.1.5 動作時間校驗

失磁保護Ⅰ段時間定值：1 s，動作于報警；失磁保護Ⅱ段動作于跳閘；失磁保護Ⅲ段時間定值：2.5 s，動作于跳閘。

模擬靜穩阻抗圓動作，實測失磁保護I段報警延時：1.02 s；

模擬靜穩阻抗圓動作，勵磁低電壓判據滿足，實測失磁保護Ⅱ段跳閘延時：0.201 s（勵磁低電壓判據有0.2s固定延時）。

模擬靜穩阻抗圓動作，機端低電壓判據滿足，實測失磁保護Ⅲ段跳閘延時2.44 s。

5.1.6 整組試驗

模擬發電機失磁保護動作，信號及出口接點均正常閉合。

5.2 二次回路整改情況

（1）電廠按定值要求，將發電機勵磁電壓接入了1號發電機保護裝置。

（2）電廠完成1號機的機端（主變低壓側）CT及發電機中性點側1分支、2分支CT極性調整工作。如圖9所示，發電機保護用CT二次繞組分別為BA1/BA11a/BA11b，BA2/BA12a/BA12b，極性調整后，二次接線均從近發電機側的極性端引出，即BA1、BA2改為S1引出線接A、B、C回路，S2引出線接N回路，BA11a、BA11b、BA12a、BA12b改為S2引出線接A、B、C回路，S1引出線接N回路，該接線方式滿足發電機保護的整體要求。

5.3 機組帶負荷檢查

發電機保護電流回路整改結束后，1號機組開機并網帶小負荷（30 MW）進行發電機保護A/B柜CT極性驗證性測試，測試結果正確，數據如下（見表3）。

通過二次回路整改以及試驗檢查后，1號機發電機保護各項功能正常。

6 結語

此次1號機失磁保護因CT極性錯誤、缺少勵磁低電壓動作元件造成誤動作，通過及時整改，發電機組運行正常。但應從中注意以下問題：

（1）加強繼電保護專業人員專業技能、業務流程等內容的培訓，提升業務技能水平。

（2）加強現場管理，對設備巡檢、核對運行方式等工作加強監督檢查，完善繼電保護定值簽收、流轉、執行管理制度。

（3）加強二次系統復核試驗、保護回路正確性檢查、反措檢查等，定期開展保護定值復核工作，特別是與電力系統有關的保護定值，如靜穩邊界判據與系統等值電抗Xs有關。

參考文獻

[1] 電氣主設備繼電保護原理與運用[M].中國電力出版社，1996.

[2] 電力系統微機繼電保護[M].人民郵電出版社，2005.

[3] WFB-800A系列微機發電機變壓器保護裝置技術說明書[Z].許繼電氣股份有限公司，2008.