0引言

目前,大容量火電機組已成為區(qū)域電網(wǎng)的主要電源^[1]。在滿載運行狀態(tài)下,這些大容量機組若因輸電線路故障等外部因素導致有功功率突降至零,將觸發(fā)一系列聯(lián)鎖反應:如發(fā)電機端電壓急劇上升(可達到額定值的1.2倍)、轉(zhuǎn)子超速(頻率波動范圍超過±0.5 Hz)、鍋爐水位劇烈震蕩,嚴重時甚至會導致汽輪機葉片斷裂等。盡管現(xiàn)有的保護系統(tǒng)(如逆功率保護、失步保護等)能夠應對部分電氣故障,但其單一的判據(jù)和較長的動作延時(通?！? S)難以有效隔離功率突降工況,導致機組易遭受沖擊,對電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性構(gòu)成威脅^[2]。目前的研究主要集中在零功率切機保護的判據(jù)設計與動作邏輯優(yōu)化上。例如,文獻[3]提出了基于功率突降閾值與電壓升高的復合判據(jù),但在系統(tǒng)振蕩或區(qū)外故障恢復等暫態(tài)過程中仍存在誤動風險,誤動作率高達5%。此外,現(xiàn)有保護系統(tǒng)與發(fā)變組保護的協(xié)同機制尚未完善,故障隔離時間普遍超過DL/T 671標準要求的0.5 S,且缺乏針對熱力設備損傷的聯(lián)動控制策略^[4-5]。對于350 MW級機組,由于其慣性時間常數(shù)小,功率突降后的動態(tài)過程劇烈,以往的保護方案難以滿足快速性與可靠性的雙重需求。針對上述問題,本文提出增設零功率切機保護裝置,并與發(fā)變組保護深度配合運行的方案。

1概述

1.1 故障概述

某2×350 MW燃煤發(fā)電機組,通過220 kV同桿雙回線路接入?yún)^(qū)域電網(wǎng)。2023年9月定檢期間,#1發(fā)電機組于20:33發(fā)生連續(xù)線路跳閘事件。事故導致#2機組突發(fā)負荷驟降,引發(fā)汽輪機超速保護系統(tǒng)(OPC)多次重復動作。記錄數(shù)據(jù)顯示,轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速峰值達到3133 r/min(超過額定轉(zhuǎn)速3 000 r/min的4.43%)。當 OPC保護動作時,EH油壓系統(tǒng)參數(shù)與汽輪機跳閘保護(ETS)的預設閾值產(chǎn)生耦合效應,最終觸發(fā)機組聯(lián)鎖保護動作,造成汽輪機跳閘及鍋爐主燃料跳閘(MFT) 聯(lián)鎖響應。

1.2保護系統(tǒng)結(jié)構(gòu)分析

1.2.1保護裝置結(jié)構(gòu)特性

該電廠配置的DGT801U-B型發(fā)電機組保護裝置采用32位MCU+DSP雙核架構(gòu),同時裝置通過同步相位比較、諧波分析和磁飽和補償技術(shù),實現(xiàn)了保護靈敏度和抗干擾能力的優(yōu)化。該裝置具有以下技術(shù)特征:一是一體化數(shù)字繼電保護系統(tǒng),支持多繞組變壓器保護模式;二是采用改進型比率差動保護算法,其制動特性如式(1)所示:

Idz=K×(Imax-Izd) (1)

式中:Idz為差動動作電流;Imax為最大不平衡電流;Izd為制動電流;K為比例系數(shù)。

1.2.2頻率保護機制分析

系統(tǒng)配置51.5 Hz高頻保護(對應超速保護閾值)和47.5 Hz低頻保護。事故過程中,OPC動作后的轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)特性導致系統(tǒng)頻率未能觸及高頻保護閾值,而低頻保護在轉(zhuǎn)速降至47.5 Hz時觸發(fā)滅磁保護。這種現(xiàn)象暴露出傳統(tǒng)頻率保護策略在瞬態(tài)工況下的響應遲滯問題。

基于上述保護特征,該電廠進行了三次全工況模擬實驗(包括單相接地、三相短路等故障模式),驗證了保護裝置的制動特性曲線符合IEC60255標準要求。結(jié)果表明:1)區(qū)內(nèi)故障動作時間≤25 ms;2)區(qū)外故障制動系數(shù)≥0.35;3)二次諧波制動比≥15%。基于保護裝置的性能驗證結(jié)果,可排除設備本體故障因素。結(jié)合事故錄波數(shù)據(jù)分析,初步判斷此次故障源于電網(wǎng)側(cè)瞬態(tài)擾動與機組控制系統(tǒng)的動態(tài)響應失配。

2保護邏輯缺陷分析

2.1 故障機理

事故過程分析表明,在雙回出線同時跳閘引發(fā)的機組孤島運行工況下,保護系統(tǒng)存在多重失效模式:

1)斷路器狀態(tài)監(jiān)測盲區(qū)導致發(fā)電機出口斷路器分閘時未能激活聯(lián)鎖保護機制,違反IEC61850-7-410規(guī)定的狀態(tài)關(guān)聯(lián)邏輯;2)信號傳輸架構(gòu)缺陷致使勵磁系統(tǒng)缺失停機指令,僅依賴快速勵磁衰減(FFF)將機端電壓降至76.3%±0.5%額定值(vn=20 kv),超出 IEEE 421.2標準允許的最大衰減范圍;3)控制邏輯沖突引發(fā)數(shù)字電液調(diào)節(jié)系統(tǒng)(DEH)持續(xù)誤判機組并網(wǎng)狀態(tài),通過超速保護控制器(OPC)執(zhí)行非對稱轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié),造成功率—頻率動態(tài)特性失配(dp/df=1.28MW/Hz)。這些交互性故障模式導致系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性指標(TSI)降低至臨界閾值以下,形成級聯(lián)故障傳播路徑。

2.2保護缺陷定量分析

基于IEC61850-7-420標準構(gòu)建的故障樹分析(FTA)表明,該保護系統(tǒng)存在三項關(guān)鍵量化缺陷:

1)零功率工況識別機制缺失,當系統(tǒng)功率|p| <2.00%pe(pe為額定有功功率)且持續(xù)時間超過2 s時未能觸發(fā)切機保護;2)狀態(tài)量關(guān)聯(lián)失效,發(fā)電機出口斷路器(GCB)位置信號與勵磁系統(tǒng)間缺乏基于GOOSE協(xié)議的通信鏈路,導致設備狀態(tài)誤判率提升83.6%;3)動態(tài)特性失配,在超速保護控制器(OPC)動作次數(shù)超過設計閾值(n=3次)時,未激活預設的加速度后備保護[dn/dt>50 r/(min.s-1)],致使系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定裕度降低至臨界值的67.2%。這些缺陷共同導致保護系統(tǒng)可靠性指標下降至IEC 61508 SIL-2標準要求以下。

針對該電廠內(nèi)發(fā)變組保護現(xiàn)狀,提出并實施了一種分層式保護架構(gòu)的改進策略。具體是通過在主保護裝置DGT801U-B中嵌入零功率保護模塊,如圖1所示,并在后備保護系統(tǒng)中增設功率—頻率協(xié)調(diào)控制器 (PFCC),實現(xiàn)對低周減載曲線的動態(tài)調(diào)整功能。同時,建立發(fā)電機斷路器狀態(tài)與勵磁系統(tǒng)的硬接線閉鎖機制,以增強系統(tǒng)的可靠性。此外,在緊急控制中配置加速度保護作為過頻保護(OPC)的后備措施。

3零功率保護

3.1保護設計與閉鎖機制

零功率保護邏輯框圖如圖1所示,該保護通過多維度判據(jù)綜合判斷機組運行狀態(tài),主要包括:1)過功率判據(jù)(p>pset.1)結(jié)合延時記憶功能,識別功率突降前的異常過載;2)正序電壓突增(Δu>Δuset)和頻率突增(ΔF>ΔFset)判據(jù),捕捉功率突降時電壓與頻率的異常升高;3)設置功率區(qū)間鎖定(0<P<Pset.2)判據(jù),兼顧二次功率不完全歸零特性;4)正序電流突變量(ΔI1 >ΔI1set)判據(jù),通過高壓側(cè)電流靈敏反映一次電流突降為0的情況;5)相電流小于定值判據(jù)(Ifa<Iφset& Ifb<Iφset&Ifc<Iφset),通過高壓側(cè)電流特征靈敏檢測一次電流驟降;6)閉鎖邏輯采用電壓對稱性檢測(u1<u1set,u2>u2set)與主汽門狀態(tài)聯(lián)鎖,有效規(guī)避TV斷線、系統(tǒng)振蕩及短路故障導致的誤動作。該設計以發(fā)電機/主變高壓側(cè)TA/TV的二次三相電流、電壓為輸入量,通過多判據(jù)協(xié)同實現(xiàn)功率突降時的精準保護。

3.2 定值整定

1)過功率定值Pset.1:

大型發(fā)電機在正常且穩(wěn)定運行狀態(tài)下,其功率通常不低于額定有功功率Pe的40%?；诖?過功率設定值Pset.1可按公式(2)計算得出。

式中:Pe為額定有功功率;na為電流變比;nv為電壓變比。

2)正序電壓突變量定值Δuset:

根據(jù)公式 (3)計算得出,一般設定值范圍在(0.01~0.05)ue之間。

Δuset=0.05ue=0.05×100=5.0 V(3)

式中:ue為機端額定電壓二次值。

3)頻率突變量定值ΔFset:ΔFset=0.5 Hz。

4)功率突降后低功率定值Pset.2:

Pset.2必須低于發(fā)電機的最小輸出功率。同時,考慮到功率正向突降時,電流互感器的二次電流會經(jīng)歷一個衰減階段,導致輸出功率出現(xiàn)不平衡。因此,Pset.2定值應高于可能出現(xiàn)的最大不平衡輸出功率。定值可參照公式(4)計算。

5)電流突變量ΔI1/t:

當發(fā)電機功率驟降至0,其運行電流通常也會突降至0,其定值參照公式(5)計算。

ΔI1/t=(0.2~0.3)Ie=0.3×3.96≈1.19 A (5)

式中:Ie為發(fā)電機額定電流二次值,[(412× 1 000 000/1.732)/20 000]/(15 000/5)≈3.96 A。

6)低電流定值Iφset:

Iφset需低于正常運行中的最小負載電流,可整定在(0.15~0.3)Ie范圍內(nèi),定值參照公式(6)確定。

Iφset=0.2Ie=0.2×3.96≈0.79 A (6)

7)正序低壓定值u1set:

在正向功率急劇減小的情況下,電壓會上升。為了確保判據(jù)能夠可靠地執(zhí)行,需要考慮勵磁調(diào)節(jié)器的作用,取值應遵循公式(7)。

U1set=(0.85~0.9)ue=0.85× 100=85 V(7)

8)啟動判據(jù)返回延時t1:

為了確保保護動作的可靠性,啟動判據(jù)需要具備延時返回的特性,時間范圍可取3~5 s,本項目取4 s。

9)主汽門關(guān)閉延時t2:

在主汽門關(guān)閉過程中,為確保零功率保護的可靠閉鎖,特別設置了主汽門關(guān)閉閉鎖接點。若主變高壓側(cè)斷路器誤跳閘,可能會引起主汽門關(guān)閉,為了避免零功率保護被誤閉鎖,引入了t2延時機制,其時間范圍設定可取0.1~0.2s。在本項目中取0.1s作為延時設定。

10)過功率投入返回延時t3:

為確保保護動作的可靠性,過功率投入元件需具備延時返回功能,需與程序跳閘延時相協(xié)調(diào),建議可取0.5~1 s,本項目選定為1 s。

11)過功率投入延時t4:

為了避免短時功率波動的影響,過功率啟動裝置應配置啟動延時功能,建議可取0.5~1s,本項 目中選定為1s。

12)出口延時t11、t12:

對于零功率切機保護動作的延遲時間,不應設置得過短。建議與高頻切機、OPC動作的延遲時間相協(xié)調(diào),建議一般可取1~3 s。出口Ⅱ段可作為備選方案。在本項目中,經(jīng)綜合考慮,t11和t12的延遲時間被設定為0.5 s。

13)出口方式:全停、啟動失靈。

4結(jié)論

該電廠2×350 MW發(fā)電機組增設零功率切機保護裝置與發(fā)變組配合運行方案,顯著縮短了故障隔離時間,降低了熱力設備受損風險,還提高了電網(wǎng)頻率的穩(wěn)定性。具體而言,增設的零功率切機保護裝置能夠迅速響應功率突降工況,其基于多維度判據(jù)的保護邏輯有效避免了誤動作,確保了保護的可靠性。同時,與發(fā)變組保護的深度配合,實現(xiàn)了故障的快速、精準隔離,避免了機組熱力設備遭受進一步?jīng)_擊。

[參考文獻]

[1]康敏.火電廠大型發(fā)電機組繼電保護整定設計與故障分析[J].電氣技術(shù)與經(jīng)濟,2023(9):325-327.

[2]許文笛,汪毅,趙映.基于全光纖電流互感器的火電廠發(fā)變組保護配置探索[J].機電信息,2023(7):1-6.

[3]王恬.大型火電廠零功率切機保護與發(fā)變組保護配合分析[J].電力設備管理,2024(16):86-88.

[4]朱永暉.大型發(fā)電機組零功率切機保護的實踐應用[J].科學技術(shù)創(chuàng)新,2022(27):160-163.

[5]馬俊斌.零功率切機保護的應用探討[J].設備管理與維修,2020(24):107-108.

《機電信息》2025年第11期第4篇