在發電機處于靜止狀態或已起動但未同步并網時，如果并網斷路器不受控突然合閘，會導致發電機遭受非常嚴重的損壞。此時的發電機如同一臺異步電動機，在轉差很大的情況下起動，會在轉子回路中感應出超出允許值的大電流，最終可能導致轉子損壞，甚至破壞電力系統穩定。

1 事故前概況

某電廠6號機組為9F級燃機，該機組為日起停調峰機組。機組以發電機-變壓器組接線接入220kV升壓站，設置發電機出口開關（generator circuit breaker, GCB）和主變高壓開關（high voltage circuit breaker, HVCB）兩個同期點。

事故發生前機組已經通過GCB完成了首次并網。根據電網下發的起動方案，機組運行穩定后，需要拉開HVCB，對HVCB同期點進行假同期試驗以驗證同期回路的正確性。最后機組經HVCB與電網第二次并列。執行時在拉開HVCB后，機組因高壓管道法蘭漏氣停機，發電機解列，燃機控制系統（turbine control system, TCS）順控停機分GCB，主變失電。

2 事故過程

搶修結束后，計劃先通過同期裝置的雙側無壓合閘功能合GCB，然后發電機帶主變零起升壓，再對HVCB進行假同期試驗。過程中在合上GCB后，發現勵磁系統閉鎖，機組無法起勵。經與勵磁廠家溝通，確認GCB已合閘，勵磁系統將閉鎖起勵。分析邏輯后，決定在機組起勵后通過同期裝置的單側無壓合閘功能給主變反充電，再對HVCB進行假同期試驗。

在通過同期裝置單側無壓合閘功能合GCB對主變反充電時，發電機“誤上電”保護動作，跳GCB、跳靜止變頻裝置（static frequency converter, SFC）、跳滅磁開關、停燃機。

3 事故處理及分析過程

3.1 誤上電保護動作分析

事故發生后，檢查發電機保護裝置、GCB本體、發電機本體、機組勵磁系統、發變組故障錄波系統，調取錄波、保護動作記錄。發電機保護裝置定值，發電機誤上電保護定值見表1。

表1 發電機誤上電保護定值

經查看保護裝置報文及錄波，初步判斷發電機保護中的誤上電動作正確。本機組裝置采用南瑞繼保PCS—985BG發電機保護裝置，版本3.0，發電機誤上電保護邏輯如圖1所示。

圖1 發電機誤上電保護邏輯

如圖1所示，誤上電保護可認為是一個主判據加三個輔助判據。這四個判據組合對應發電機各種誤上電工況。特別地，本版本中斷路器位置輔助判據加發電機過電流判據可以應對非同期工況。各種誤上電工況及動作邏輯在各文獻及廠家說明書里已經有比較詳細的說明及分析，在此不再復述。

定值中動作電流按照發電機二次額定電流的0.2倍計算，6號機組誤上電電流定值為0.81A。事故發生后，調取發電機保護A柜裝置錄波記錄，保護動作時序如下：10:51:22.4467，發電機出口斷路器分位消失；10:51:22.4750，發電機誤上電保護啟動；10:51:22.4900，發電機負序過負荷保護啟動；10:51:22.6750，發電機誤上電保護動作；10:51:22.6997，發電機保護動作開入；10:51:22.7523，發電機出口斷路器分閘位置；10:51:23.1158，發電機負序過負荷返回。

發電機保護B柜保護裝置波形記錄與發電機保護A柜保護裝置波形時間記錄基本一致。發電機保護A柜保護錄波波形如圖2所示。

圖2 發電機保護A柜保護錄波波形

發電機保護A柜保護裝置所錄波形顯示誤上電保護啟動時，發電機定子A相電流為1.39A，B相電流為1.48A，C相電流為0.4A，其中A、B相電流大于誤上電保護動作電流值Iop，發電機誤上電保護啟動。誤上電保護經0.2s延時后動作出口，此時發電機定子A相電流為1.29A，B相電流為1.38A，C相電流為0.39A，其中A、B相電流仍大于誤上電保護動作電流定值Iop，保護動作正確。

調取發變組故障錄波波形，對事故發生時發電機機端電流、發電機中性點電流、主變低壓側電流、廠變高、低壓側電流進行檢查分析。波形顯示誤上電保護啟動時發電機定子中正序電流0.81A、負序電流0.77A、主變低壓側電流0.80A、廠變高壓側電流0.18A。發電機負序過負荷保護定值為0.57A，這解釋了發電機負序過負荷保護啟動的原因。各處電流均未超過額定值。經檢查一次設備確認，此次保護動作未對設備造成傷害。

3.2 動作原因分析

對故障錄波系統中發電機中性點及機端電流波形進行分析，發現機端及中性點電流波形均偏向時間軸一側，且有間斷角，初步認定此電流為勵磁涌流。為進一步確認此電流是否為勵磁涌流，對誤上電保護動作時的發電機機端電流諧波含量進行分析，發電機機端各次諧波含量對比如圖3所示，發電機機端電流諧波含量見表2。

圖3 發電機機端各次諧波含量對比

表2 發電機機端電流諧波含量

由圖3與表2可見，故障錄波波形顯示，在發電機出口斷路器合上之后，機端電流諧波主要表現為2次諧波，A相2次諧波在保護啟動至出口期間一直在55%～60%之間，B相2次諧波在保護啟動未出口期間一直在47%～51%之間。

以上幾點符合勵磁涌流波形的特征，為典型的勵磁涌流波形。變壓器勵磁涌流的產生機理是基于電感線圈遵循磁鏈守恒原理，即與電感線圈交鏈的磁通不能突變。波形顯示發電機機端及中性點二次電流峰值為4.47A，為主變低壓側二次額定峰值電流的0.76倍。勵磁涌流與電源電壓大小、合閘初相位、系統等值阻抗、剩磁大小和方向等因素有關。

同期裝置單側無壓合閘功能只能判斷主變側無壓狀態，并不能通過控制合閘角度來減小主變空載合閘時的勵磁涌流。在GCB合閘時，涌流超過了誤上電保護動作定值，導致此次誤上電保護動作。

4 改進措施的分析及驗證

事故處理完成后，對發電機保護定值、勵磁啟動邏輯、TCS起勵邏輯等進行梳理分析。

4.1 發電機保護定值

PCS—985BG誤上電保護采用低頻低電壓過電流原理。相關規程中關于此原理規定為：以誤上電時應可靠啟動為條件，動作電流應為誤上電最小電流的50%，一般可整定為（0.3～0.8）In。根據各廠運行經驗此動作電流定值一般設為0.5In。

對發電機反充主變進行簡單仿真，仿真模型如圖4所示。

圖4 簡單的發電機反充主變仿真模型

圖4的仿真模型設置主變、廠高變鐵心剩磁為0.9倍額定磁鏈。發電機反充主變仿真結果如圖5所示，涌流峰值最大可接近9kA。

圖5 發電機反充主變仿真結果

主變反充電時，勵磁涌流會在發電機定子中產生很大的負序電流，可能會對發電機轉子造成損傷。故不采取發電機反充主變方式并網，也應避免發電機反充主變。另考慮到誤上電啟動電流需躲過同期裝置最大電壓差并網時的沖擊電流，故調整誤上電啟動電流至0.5In。該定值滿足規程對誤上電保護定值的規定。

4.2 抑制涌流措施

為盡可能地減小主變沖擊時勵磁涌流的幅值，應在主變預試后對主變進行退磁或者其他抑制涌流的處理。用GCB作為同期點時，主變由220kV母線倒送，主變高壓側采用SID—3YL涌流抑制器來抑制涌流，表3為五次主變沖擊時涌流倍數，可以看出該裝置的涌流抑制效果較好。用HVCB作為同期點時，經對勵磁起勵邏輯進行修改，發電機可帶主變零起升壓后與電網并列，故發電機低壓側不需要抑制涌流的措施。

表3 主變沖擊時涌流倍數

4.3 勵磁系統邏輯

該電廠設置機端斷路器GCB和主變高壓側HVCB兩個同期點，各控制系統應滿足任一開關作為同期點進行并網。勵磁系統雖然采樣HVCB和GCB的節點來判斷機組是否在并網狀態，但是其邏輯起勵的允許條件為GCB必須在分位，并未考慮發電機帶主變零起升壓通過HVCB并列的情況。

經與廠家討論，勵磁系統邏輯中增加發電機帶主變零起升壓工況，將勵磁系統起勵允許條件中的GCB分位條件改為HVCB或GCB在分位即可起勵，修改后的勵磁系統起勵邏輯如圖6所示。

圖6 修改后的勵磁系統起勵邏輯

4.4 燃機控制系統中的起勵邏輯

檢查TCS中有關勵磁系統起勵指令允許邏輯，該指令的允許條件中需GCB分位且HVCB合位。TCS起勵允許邏輯中同樣沒有考慮發電機帶主變零起升壓通過HVCB并列的情況。經與設計院討論，在該邏輯中刪除GCB和HVCB位置條件。修改后的TCS起勵允許邏輯如圖7所示。

4.5 效果驗證

根據以上分析，對勵磁系統起勵邏輯及TCS中的允許起勵邏輯進行修改，另考慮到并網時的沖擊電流，調整誤上電保護的啟動電流值。修改邏輯后進行發電機帶主變零起升壓。11:15，發電機帶主變零起升壓波形如圖8所示。

圖7 修改后的TCS起勵允許邏輯

圖8 發電機帶主變零起升壓波形

在整個升壓過程中，發電機定子中涌流最大為0.05A，幾乎為零，其他參數無異常，表明機組帶主變零起升壓通過HVCB并列是安全可行的。13:26，6號機組經HVCB并網，沖擊電流為1712.00A，并網后發電機有功功率為23.45MW，其他設備無異常。

5 結論

本文介紹了一起誤上電保護動作事故及其分析過程，提出了幾個預防措施及改進建議，對修改后的邏輯進行了驗證，實現了發電機帶主變零起升壓。修改后的機組可任選GCB和HVCB作為同期點進行并網，并網方式更加靈活，保證了機組的良性運行。

本文編自2021年第10期《電氣技術》，論文標題為“一起燃機誤上電保護動作案例分析”，作者為紀虎軍、趙俊杰 等。