薛 丽 丽
(雅砻江流域水电开发有限公司，四川 成都 610051)
锦屏二级水电站总装机容量8×600 MW。某日该电站收到远方1号机组电气停机流程命令，停机过程中1号发电机A套保护报“发电机过励磁报警”“管理板报警”、“机端TV断线”，1号发电机B套保护报“机端TV断线”信号，安控装置1报“1号发变组高压侧无故障跳闸”。电站安控装置和发电机保护装置均为双重配置，安控装置型号为南京南瑞稳定控制分公司的SCS-500E，发电机保护装置型号为南京南瑞继保工程技术有限公司的RCS-985GW。一般情况下，相同配置的双重保护或安控装置动作应一致，而此次停机过程中双套保护及安控装置所报信号则不一致，与一般情况有所不同。为了查清信号不一致原因，确保保护装置及安控装置的可靠性，故需对此情况进行深入分析。
2.1 安控装置2未判断出1号发变组高压侧无故障跳闸
22︰10︰18集控发电气停机流程停1号机组，安控装置1成功判出1号发变组高压侧无故障跳闸，而安控装置2未判出1号发变组高压侧无故障跳闸。根据《锦苏直流稳控系统锦东电站安控装置技术说明书(第三版)》中[1]，机组无故障跳闸判据。机组无故障跳闸逻辑见图1。
图1 机组无故障跳闸逻辑图
其中，△Is=5%In=200 A，Ps1=100 MW，Ps2=40 MW，Is1=120 A，Ts1=20 ms，突变量启动：△Is=5%In=200 A或△Ps=50 MW。
1号机组停机前后，1号发变组高压侧的电压电流在安控装置1内对应的采样值见表1。
表1 安控装置1内对应的采样值
在启动前200 ms时，P-0.2S=223.9 MW>100 MW(满足逻辑图条件三)；
在启动后10 ms时刻Ic=224 A，30 ms时刻Ic=24 A，Ib=14 A，Ia=12 A，P=0 MW；
|It-It-20ms|≥200 A(刚好满足逻辑图条件一、二)；
Pt
(0 MW)≤Ps2(40 MW)(满足逻辑图条件四)；
30 ms时刻三相电流均小于Is1(120 A)(满足逻辑图条件五)。
机组判无故障跳闸的五个条件均满足，经跳闸确认时间20 ms判出1号机组无故障跳闸，因此，安控装置1正确判出无故障跳闸。
1号机组停机前后，1号发变组高压侧的电压电流在安控装置2内对应的采样值见表2。
表2 安控装置2内对应的采样值
根据安控装置2在1号机组停机前后的采样值，可以看出任一时刻点无法满足|It-It-20ms|≥200 A的条件，导致安控装置2无法判断出机组无故障跳闸。原因为：安控装置1、2的1号发变组高压侧电流取自不同的CT绕组，加之两套安控的采样时间也略有差别，导致电流采样值不完全相同，任一时段20 ms之内的电流突变量均未满足≥200 A的条件，而安控装置1的电流突变量刚好达到临界值，从而导致安控装置2无法判断出机组无故障跳闸，因误差在合理范围内，故确定安控装置2没有问题。
2.2 1号发电机保护A套过励磁报警
22︰10︰18远方发1号机电气停机流程，22︰10︰19 1号机端断路器分位到达，22︰10︰19作用于1号机组关导叶，22︰17︰42 1号机灭磁开关分位到达，因此，1号发电机电流为零，1号发电机转子转速和频率不断下降，1号发电机机端电压也不断下降；
发电机相电动势Ep=4.44fNkw1φ，(其中f为频率；
N为发电机每相绕组总匝数；
kw1为绕组基波绕组因数；
φ为磁通)由于在1号机组停机过程中，1号 机灭磁开关未跳开。根据发电机相电动势公式，机组频率下降导致发电机机端电压下降，此时励磁调节目标是维持机端电压不变，励磁系统将增加励磁电流进而调节机端电压，因此，φ磁通量增大，由于励磁系统调节能力有限，而频率一直不断下降，最终发电机相电动势Ep下降，但机端电压下降幅度小于频率变化。当达到过励磁报警定值1.1时，经过励磁报警信号延时10 s动作于报警，从而1号发电机A套过励磁报警。通过分析监控22︰11︰00数据进行佐证：1号发电机机端线电压、频率，可以计算出过励磁倍数为1.1倍，因此，1号发电机保护A套过励磁保护报警正确。发电机出口电压、频率、导叶开度、励磁电压、励磁电流监控采样表见表3。
表3 1号发电机出口电压、频率、导叶开度、励磁电压、励磁电流监控采样表
2.3 1号发电机保护B套未报过励磁报警及1号发电机保护A套报管理板报警分析
根据表三监控采样数据可以计算出过励磁倍数，在1号发电机保护A套报“过励磁”信号期间(22︰10︰57～22︰11︰07)，可以看出过励磁倍数在1.1倍左右变化，处于临界值附近，同时1号发电机保护A、B套电压量取自不同的PT，由于不同PT特性差异，保护装置采样计算的差异，造成两套保护过励磁保护动作情况不一致。因此会出现1号发电机A套保护装置过励磁报警，1号发电机保护B套装置过励磁不报警。
RCS-985保护装置包含两个独立的CPU系统:低通、AD采样、保护计算、逻辑输出完全独立，CPU2系统作用于启动继电器，CPU1系统作用于跳闸矩阵。任一CPU 板故障，装置闭锁并报警，杜绝硬件故障引起的误动。当CPU1板未启动而CPU2板启动超过10 s时，装置将发管理板报警信号。1号发电机A套装置出现管理板报警的原因是本装置两个CPU系统在保护定值临界值附近动作不一致导致[2]。
2.4 1号发电机保护A、B套报“机端TV断线”报警分析
在22︰16︰31时刻1号发电机保护A、B套装置报警“机端TV断线”，根据机端电压回路TV断线报警动作判断：(1)正序电压小于18 V，且任一相电流大于0.04In；
(2)负序电压3U2大于8 V，满足以上任一条件延时10 s发相应TV断线报警信号，异常消失，延时10 s后信号自动返回[3]。在1号机组停机过程中，1号机端断路器跳开后，机端、中性点电流消失，因此，不满足动作判据(1)。经查看1号发电机保护A、B套CPU启动波形文件分析[4]，机端负序电压U2在3 V左右，3U2=9 V，满足负序电压3U2大于8 V条件，经检查1号机组故障录波形，在22︰16︰21时刻U2为3.11 V，3U2=9.33 V，满足负序电压3U2大于8 V条件，正确启动；
经10 s延时在22︰16︰31报“机端TV断线”，1号发电机保护A、B套正确报出；
在22︰16︰54时刻U2为2.581，3U2=7.743 V，不满足负序电压3U2大于8 V条件，开始返回；
经10 s在22︰17︰04(3U2=7.464 V)延时“机端TV断线”报警复归。
经查询监控数据，确认在22︰16︰21发电机频率已经下降至13.67，由于1号发电机保护A、B套及1号故障录波装置采样频率均在工频(50 Hz)下进行采样，工频条件下采样值精确；
如果在低频下进行采样，采样值会出现较大偏差。当机组频率在13.67 Hz时1号发电机保护A、B套及1号故障录波装置采样，将出现三相电压采样不准确的问题，即在同一时刻点机端三相电压采样变化较大，容易出现三相电压不平衡，从而导致产生负序电压(即虚假负序电压)[5]；
在正常停机过程中灭磁开关跳开，机端电压下降较快并消失，保护及故障录波装置在低频状态下采样电压时间较短，达不到判断TV断线延时报警时间10 s，故未报出；
但此次1号机灭磁开关在22︰17︰43时刻才断开，机组机端电压持续降低时间较长，因此，保护和故障录波装置在低频状态下采样时间较长，当采样的机端三相电压不平衡度达到3U2>8 V时即延时10 s报出，故1号发电机保护A、B套报“机端TV断线”报警为正确报出。
经过认真分析对比数据，确认1号机组停机过程中各元件动作正确，装置报警不一致原因为临界条件下的采样偏差，不存在误动和拒动，动作正确率100%。对于双重化配置的保护及自动化装置，在同一系统条件下，因为处于临界点而造成两套装置信号不一致，此时专业人员应全面收集电气量数据，结合装置原理进行详细分析，确保继电保护及自动化元件动作的准确性，及时发现和处理异常问题，保障设备高可靠性和可利用率。参考文献：
[1] 南瑞稳定控制分公司．《锦苏直流稳控系统锦东电站安控装置技术说明书(第三版)》[R]. 2014.
[2] 南京南瑞继保电气有限公司．《RCS-985系列水电机组保护(国内标准版R3.20)》[R].2010.
[3] 薛峰.怎样分析电力系统故障录波图[M]．中国电力出版社,2014，(12):47-57.
[4] 国家电力调度通信中心. 继电保护培训教材[M]．中国电力出版社,2010，(6):113-124.
[5] 刘万顺．电力系统故障分析[M]．中国: 北京电力出版社，1998.
[6] 王荣超.双重化配置的保护动作行为不一致时的分析[J]．电工技术，2018，( 7) : 33-35.
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