600 MW機組零功率保護未動作原因分析

蔡美峰

（大唐陽城發電有限責任公司，山西 晉城 048000）

1 故障簡述

1.1 事故前系統運行方式

1、2、3、4、5、6、7、8 號機組運行，陽東Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線運行。500 kV 升壓站第一、二、三、四、五串合環運行。安控系統方式一（正常運行方式）運行。全廠機端出力2 292 MW，上網出力2 090 MW，陽東Ⅰ線潮流為673 MW，陽東Ⅱ線潮流為709 MW，陽東Ⅲ線潮流為708 MW。

1.2 事故現象及保護、自動裝置動作情況

8 月9 日03 點22 分38 秒，陽東Ⅰ線第二套遠跳及就地判據RCS-925A 接收遠跳信號三相跳閘。8 月9 日03 點22 分38 秒，陽東Ⅱ線第一套、第二套遠跳及就地判據RCS-925A接收遠跳信號三相跳閘。8 月9 日03 點22 分38 秒，陽東Ⅲ線第二套遠跳及就地判據RCS-925A 接收遠跳信號三相跳閘。

1.2.1 安全穩定控制裝置動作情況

陽城電廠陽城安控系統穩定切機裝置第一套為主運，陽城電廠陽城安控系統穩定切機裝置第二套為輔運。8 月09 日03 點22 分30 秒，陽城電廠陽城安控系統穩定切機裝置第一套、第二套啟動，無故障判據。

1.2.2 陽東線路保護故障信息報告

8 月9 日03 點22 分38 秒530 ms，陽東Ⅰ線第二套遠跳及就地判據RCS-925A 裝置接收遠跳信號，發三相跳閘命令；5012、5013 三相跳閘，陽東Ⅰ線跳閘。

8 月9 日03 點22 分38 秒492 ms，陽東Ⅱ線第一套遠跳及就地判據RCS-925A 裝置接收遠跳信號，發三相跳閘命令；8 月9 日03 點22 分38 秒490 ms，陽東Ⅱ線第二套遠跳及就地判據RCS-925A 裝置接收遠跳信號，發三相跳閘命令；5022、5023 三相跳閘，陽東Ⅱ線跳閘。

8 月9 日03 點22 分38 秒530 ms，陽東Ⅲ線第二套遠跳及就地判據RCS-925A 裝置接收遠跳信號，發三相跳閘命令；5032、5033 三相跳閘，陽東Ⅲ線跳閘。

1.2.3 機組保護動作情況及時序表

1 號、2 號、3 號、4 號、5 號、6 號、8 號 機 組 零 功 率保護動作，7 號機組超速保護動作機組跳閘。1）8 月9 日03點22 分38 秒765 ms，1 號機組零功率保護動作于全停，跳開5011 開關；2）8 月9 日03 點22 分38 秒877 ms，2 號機組零功率保護動作于全停，跳開5014 開關；3）8 月9 日03點22 分38 秒711 ms，3 號機組零功率保護動作于全停，跳開5021 開關；4）8 月9 日03 點22 分38 秒708 ms，4 號機組零功率保護動作于全停，跳開5024 開關；5）8 月9 日03點22 分38 秒700 ms，5 號機組零功率保護動作于全停，跳開5031 開關；6）8 月9 日03 點22 分38 秒874 ms，6 號機組零功率保護動作于全停，跳開5034 開關；7）8 月9 日03點22 分39 秒893 ms，7 號機組超速保護動作于全停，跳開5041 開關、5043 開關；8）8 月9 日03 點22 分39 秒186 ms，8 號機組零功率保護動作于全停，跳開5051 開關、5053 開關。

2 線路跳閘前后，各線路及各機組功率波形分析

2.1 陽東Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線故障情況分析

通過錄波圖可知如下情況。1）陽東Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線同時跳閘。2）在陽東Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線跳閘之前約530 ms（27 個周波），系統B 相電流突然消失。3）在B 相電流消失前約160 ms（8個周波），出現零序電流，判斷系統出現B 相接地故障[1]。4）在陽東Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線跳閘前690 ms（35 個周波）開始，線路電流幅值出現擺動。5）在陽東Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線跳閘前690 ms 開始，陽東Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線功率波形均出現擺動現象，特別是在B 相電流消失時，3 條線路的功率均出現了大幅下降后又緩慢回升擺動。

2.2 1號～8號發電機及廠用電源有功

8 臺機組在線路跳閘前690 ms 開始，有功功率均出現了較大擺動，擺動趨勢與線路有功功率擺動趨勢一致，廠用電有功負荷基本穩定。在線路跳閘后（T1 時刻），8 臺機組各自有功功率仍在擺動，但廠用電功率仍然穩定，即在線路跳開后短時間內（235 ms。12 個周波），8 臺發電機組通過500母線連成一個孤島，8 臺發電機組所發總的有功與8 臺發電機組總的廠用電有功相平衡，機組功率通過500 母線仍然延續擺動。由錄波圖可知2 點。1）在線路跳閘后2 號、6 機組發電機所發有功遠遠高于各自的廠用電源有功，而3 號、4、5 機組發電機所發功率均低于各自所用廠用電有功。2）7 號機組發電機所發有功遠遠高于自身廠用電有功，而8 號機組發電機所發功率遠遠低于自身所需廠用有功水平。即2 號、6號、7 號機組發出的有功通過500 母線為3 號、4 號、5 號、8 號機組提供了部分或全部的廠用電功率[2]。

該過程簡述如下，系統出現故障（出現零序電流），線路及機組功率開始擺動，持續160 ms，系統故障發生轉換（B相電流消失），線路及機組功率擺動加劇，又持續530 ms，線路跳閘，機組功率突降后仍然擺動，持續235 ms 后，機組開始跳閘。當線路跳閘電廠處在孤島運行時，由于機組功率擺動，8 臺機組之間出現了互帶廠用電源的現象，8 號機組廠用電幾乎全部由7 號機組來帶。

通過對各臺機組跳閘時序進行分析可知，8 臺機組中2號機組和6 號機組跳閘最晚，在線路跳閘后200 ms 內機組的出力也最大，而7 號機組比8 號機組跳閘要晚，7 號機組在線路跳閘后200 ms 內的出力也大。

2.3 8號主變電流向量分析

8 號機組正常運行時的發電機A 相電壓、主變A 相電流、主變A 相電壓的相量與瞬時值波形。主變高壓側A 相電流超前發電機A 相電壓134°，主變高壓側A 相電壓滯后發電機A 相電壓電角度為30°。

8 號機組在線路出現故障時發電機A 相電壓、主變A 相電流、主變A 相電壓的相量與瞬時值波形。從線路發生故障到線路跳閘期間，主變高壓側A 相電流超前發電機A 相電壓98°，主變高壓側A 相電壓滯后發電機A 相電壓電角度為38°。

8 號機組在線路跳閘時發電機A 相電壓、主變A 相電流、主變A 相電壓的相量與瞬時值波形。主變高壓側A 相電流滯后發電機A 相電壓82°，主變高壓側A 相電壓滯后發電機A 相電壓電角度為29°。

由此可以看出，在線路跳閘時，8 號主變高壓側電流的角度由超前98°變為滯后82°，變化了180°，說明8 號機組的廠用電源在輸出線路全部跳閘部分或全部來自其他機組。

3 零功率保護未動作情況分析

3.1 發變組保護配置及邏輯

發變組保護采用SIMENS（西門子）發變組保護裝置，該保護裝置沒有專門針對與并網系統弱聯系的機組的零功率保護。鑒于電廠為遠距離輸電項目，在電網中的特殊電氣位置，在機組保護裝置上增加了為防止線路掉閘造成汽輪機超速防止的保護，稱為零功率保護。采用保護內部標配的功率保護來設定功率高值Pf＞定值及功率低值Pf＜定值，然后使用CFC 邏輯搭接而成，當發電機功率大于功率高值定值后，展寬1 s，在1 s 內發電機功率小于功率低值定值時，保護延時出口。

3.2 7號機保護動作分析

該次線路掉閘時，8 號機組在線路跳閘后發電機出口功率瞬間下降至69 MW 以下保護正常動作。而7 號機組在線路跳閘后發電機出口功率瞬間降至80 MW 左右，且保持了520 ms，即7 號機組的零功率保護不滿足動作條件，當8 號機組廠用電源切換完畢后，7 號機出口功率下降至零功率保護低值以下，零功率保護低值啟動170 ms 后機組超速保護動作觸發發變組熱工保護機組跳閘，主汽門接點閉鎖零功率保護，因此7 號機組零功率保護始終未動作。

4 預防措施

4.1 修改保護定值

調整零功率保護功率定值及動作時間以防止保護拒動，如提高低功率定值，縮短保護出口時間等，可以使保護動作更靈敏，動作速度更快。但這樣做的同時增加了機組正常運行期間零功率保護誤動的概率，如系統原因引起的負荷波動時就可能引起保護誤動，因此單純修改零功率保護定值并不可取。

4.2 完善保護邏輯

對目前投運的專門針對與系統弱聯系機組研制的的零功率保護進行調研，有的零功率保護動作邏輯除了功率突降判據外，還有其他零功率特征量如頻率突變量，高壓側電壓突變量等作為判據，這就放寬了功率定值整定范圍，避免機組正常運行功率擾動時零功率保護誤動，而在真正發生故障時保護能可靠動作。

經過充分論證，對原有的零功率保護邏輯做了進一步的完善，為了在保護定值保證發電機零功率保護可靠不誤動，增加頻率高值（f ＞50.5 Hz）延時開放零功率保護功能。在原有發電機零功率保護帶停爐不停機閉鎖功能邏輯的基礎上再增加過頻定值，用于開放零功率保護，同時將高功率定值展寬時間由1 s 修改為300 ms。當輸電線路發生故障，或者其他原因造成并網開關跳閘時，汽輪機轉速將上升，頻率升高，開放零功率保護。而其他原因造成負荷擺動時，由于頻率條件不滿足，零功率保護不開放。基于以上邏輯修改，可將零功率保護低值適當提高，并縮短保護出口動作時間，從而使零功率保護能夠在需要的情況下可靠動作。

5 結論

通過對陽城電廠8 臺機組及3 回線路的錄波器及保護波形分析，并結合零功率保護定值及邏輯分析可知：

由于系統故障690 ms 后線路才掉閘，導致從系統故障到線路跳閘期間線路輸送功率及8 臺機組輸出功率同時出現擺動，在線路故障跳閘后由于機組有功仍然在擺動，各機組出力與各自廠用電負荷不一致，出現了互帶廠用電現象；在線路故障跳閘時7 號機組承擔了8 號機組的廠用電源負荷，7號發電機有功功率變化不滿足零功率保護動作條件，7 號機組2 套發電機零功率保護均未動作。