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[摘 要]发变组是火力发电厂运行的核心设备，它的运行状况直接影响着火电厂整体的运行安全与经济效益。本文以火电厂发变组保护问题为例，对火电厂目前存在的发电组保护的调试状况展开了分析，并提出了一些应对措施。然后对调试后的装置进行试运行后发现，采用双重化保护装置能够有效降低火电厂发变组保护装置故障率，可以达到预期的运行效果。
[关键词]火电厂 发变组保护 调试 试运行
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）03-0044-02
在火电厂发电的过程中，发变组作为核心设备，其能否实现安全运行将直接关系到火电厂能否进行安全运营。所以，火电厂需为发变组配备专门的保护装置，以确保设备的正常运行。但就目前来看，国内较多火电厂的发变组保护装置都较为落后，还要实现技术改造和调试，从而更好的满足火电厂的运行需要。因此，相关人员还应加强对火电厂发变组保护的调试与试运行的研究，以便更好的推动火电事业的发展。
一、发变组保护调试运行问题与解决思路
某火电厂发变组保护使用的是国电南京自动化设备总厂生产的DGT-801A保护装置，其主要模拟量保护双重化配置共同组成A1、A2、B1、B2柜；非电量保护、失灵保护、通风保护共同形成C柜。在调试与试运行过程出现的一些问题如下。
1.1 設计方面存在的问题
1.1.1程序跳闸保护逻辑与技术协议不符
在技术协议中，程序跳闸的保护出口定义为：机组首先关闭汽轮机主汽门，待确认没有蒸汽通过汽机后再动作于“发电机全停”，确认由汽轮机进汽阀限位开关和逆功率继电器来实现。我们在检查保护配置的时候，发现原设计程序跳闸为开关量保护，由保护动作后的程序跳闸出口接点与主汽门关闭的辅助接点串接在一起，引入C柜作为一个开关量保护。此方案与技术协议中对程序跳闸的要求不吻合，没有逆功率判椐。解决的办法是在Al、Bl柜重新配置程序跳闸逆功率保护。保护动作情况是：首先是保护动作于关主汽门，待主汽门关闭接点返回后，与逆功率保护一起实现程序跳闸。这样配置保护后，满足技术协议的要求。
1.1.2主变间隙零序保护逻辑与该保护要求不符
主变间隙零序保护是当变压器中性点不接地运行时投入，用于保护变压器中性点绝缘。在现场调试中，我们发现主变间隙零序保护原设计中没有引入主变中性点地刀的辅助接点，即主变间隙零序保护在主变中性点地刀合与不合时一直投入。主变中性点地刀合上后，零序电流将通过主变中性点地刀流人大地，而不会流过间隙零序电流互感器（TA）。此运行方式下投入不用的保护增加了保护误动的可能。解决的方法为：变更为主变中性点地刀辅助接点闭锁间隙零序保护。在主变间隙零序保护的逻辑判据中引入主变中性点地刀的辅助接点，当主变中性点地刀合上时，通过该辅助接点闭锁主变间隙零序保护，提高保护的可靠性。
1.1.3母线差动保护的保护范围与实际情况不符
在现场调试过程中，我们发现原设计中母差保护使用主变高压侧套管处TA。这种方式扩大了母差保护的保护区域。若变压器出线至开关处一次部分发生故障，此时该故障在母线差动的保护范围内，属于区内故障，则不论是母差的大差还是小差动作，都至少会切除一条母线，造成了事故的扩大。解决的办法是：将母差保护使用主变高压侧套管处TA改为开关侧TA。这样，若变压器出线至开关处一次部分发生故障时，发变组保护动作切本机，母差保护则判为区外故障不会动作。
1.1.4发电机误上电保护与保护可靠性不符
发电机误上电的可能有两种情况：第一种是发电机在盘车或升速过程中（未加励磁）突然并入电网；第二种情况是非同期合闸。而当发电机顺利实现并网后，该保护就应该退出运行。实际保护的逻辑是通过发电机出口开关的辅助接点来闭锁保护。这样，误上电保护就能在发电机并网后自动退出运行，解列后自动投入运行。
在试运行期间，曾发生误断开关量电源开关，发电机出口开关的辅助接点由于失电而判为打开，即判开关断开自动投入误上电保护，造成误上电保护动作而导致停机事故。事后分析原因，发现误上电保护中发电机出口开关的辅助接点原来设计为开接点，即开关合上接点闭合，200 ms后误上电保护退出。但是机组在正常运行的时候，一旦开入量电源开关跳闸，误上电保护马上就会动作停机，将严重影响机组的可靠运行。为了避免这种情况再发生，我们提出的解决办法是将发电机出口开关辅助接点由开接点改为闭接点，即开关合上时接点打开，这样，即使开入量电源失电，接点仍然判为打开，保护不会误动。并改动相应保护逻辑，杜绝开关量电源失电而带来的保护误动。提高保护的可靠性。
从以上这几个设计方面的问题，我们可以看出：对于象发变组这样重要的保护配置，保护配置数量多，逻辑回路多，需要完善的地方也很多，在现场调试的过程中，需要做很多的改进与完善。
1.2 研发、制造方面的问题
1.2.1双CPU 采样与动作时限的矛盾及解决办法
在现场调试中，发现由于双CPU 采样精度不一致而导致时间偏大的情况。如在校验发电机反时限对称过负荷保护的时候，测试反时限上限动作时间值时，其值始终偏大。定值为为28 A，时间为0.3 S；但在输入电流28.02 A时测时间最大达到2.5 S，无法满足短时间切除故障的要求。分析原因为DGT一801A保护采用双CPU 同时运行，出现故障时，为防止误动，需要双CPU 同时判断为故障才可动作出口。而两个CPU 在通道采样时有偏差，在动作边界处可能一个CPU 的采样值已经达到了动作值，而另一个CPU 采样可能达不到动作值，结果将使动作时间出现偏差。这个问题应该在每个保护中都存在，由于许多保护测时间定值时，输入的是1.2倍的定值电流，所以测试时没有显现出来。解决办法是：在调整采样通道精度的时候尽量将两个CPU 的精度偏差保持一致，即同为正偏差或同为负偏差，这样可以尽量缩小边界处动作偏差包含的区域，提高保护动作的灵敏度。 由于是双CPU 运行，装置有两个采样通道，在调整DGT一801A保护通道精度时发现这样一个问题。我们一般在装置工控机上进行保护精度调整，当调整完一个通道的精度系数后，需要将该系数下传至保护装置，在这个过程中可能会将另外通道的精度系数传丢，引出重复校验通道的麻烦。分析原因为工控机与装置通信时有干扰。解决办法为调节某一通道精度系数之前先将工控机数据库中所有通道的精度系数与装置中的精度系数刷新为一致，记录各通道精度系数或采用拷贝屏幕的办法将原始系数保存；调节系数后下传至装置，重新比较各通道系数，如有出错，重新从数据库下传，可以减少检验通道精度的重复工作。
1.2.2 装配、制造方面的问题
在检查二次回路的过程中，发现励磁变差动保护用的低压侧电流互感器B相与C相互相接通。检查至励磁变就地端子排时发现厂家配线为多股铜线，端子排上下距离较近，有几股铜线伸入下一端子造成接通，后重新进行压接，两相不通。我们发现该厂家在出厂装配中此处有两个地方不满足反事故措拖要求：第一，厂家没有使用专用电流回路端子，导致端子排上下距离过近；第二，电流回路电缆若使用多股铜线，则必须使用压线接头。我们更换了全部励磁变就地端子排，重新压接了电流回路电缆。现场工作中必须注意以下两点：第一，检查二次电缆接线是否正确时，注意同一根电缆中，不仅要检查同一电缆芯两端是否压接正确，还应检查是否与其它芯相通，以防止类似问题出现，而且电流回路在这种情况易造成电流回路分流且带电后不易查出问题；第二，在进行现场验货、调试的时候，如果发现一些设备部件不满足要求，不论该部件是大还是小，必须立即更换，千万不能存有侥幸心理。如本文提到的TA端子不符合要求，机组运行后，就有可能造成TA 回路开路，甚至会造成重大设备损坏事故。
二、发变组保护调试分析
完成装置更换后，对装置进行调试的过程中发现，发变组保护能够正常提供主变保护、发电机保护、厂变保护、励磁变保护等多种保护功能。其中，发变组保护A 柜和B 柜保护动作信号并接于现地，能够分别向信号屏和监控系统传送信号。而两柜需从TV2 和TV3 引入发电机电压，并由B柜先接入电压，然后依次引入保护A 柜和C 柜。在电流回路设置上，需要由A 柜和B 柜公用励磁变保护、厂用电保护和主变零序保护装置，其他保护装置相对独立。但在调试的过程中，0号机组断路器的跳、合闸传动试验出现了只能完成一次合、跳闸的问题，第二次执行合、跳闸需要断电重启。分析原因可以发现，这与发变组保护操作箱中防跳继电器与机构防跳构成回路有关，以至于合闸命令收回后继电器仍然无法返回。针对这一情况，还要对机构防跳回路进行简单改造，以解决回路部分短接的问题。而为确保斷路器跳、合的可靠性，还要对操作箱中跳、合闸插件电流进行整定。在0号机组操作箱中，原本跳、合闸电流整定为2 A 。根据火电厂用户实际用电情况进行重新整定，可以将原本跳、合闸电流整定为0.5-4A 之间。由于继电器合闸线圈功率为225W，分闸为198W，而火电厂直流电为220kV ，因此可以得到分合闸线圈电流分别为1.11A和1.02A。经过整定后，在对断路器开展跳、合闸传动试验，可以发现断路器正常工作。
三、改造后发变组保护的试运行情况
完成发变组保护装置改造和调试后，对装置进行了72小时的试运行，并未发现异常情况。为进一步验证改造效果，在装置运行2 个月后，安排了一次停机小修，对装置的各种保护设备进行了检测，并未发现异常。完成检修后再次投入运行，装置运行状况良好。所以，可以认为经过改造调试的发变组保护装置运行可靠。而经过改造调试后的装置不仅能够满足微机保护装置的双重化配置要求，也能为发电机变压器等设备的稳定运行提供保护，并有效防止保护装置出现拒动和误动问题，因此能够使火电厂运行的自动化水平得到提高。
四、结束语
综上所述，通过调试与试运行发电火电厂发变组保护存在的问题并采取措施进行解决，能够使火电厂运行故障率得到降低，从而为火电厂的安全稳定运行提供保护。因此，可以采用该方法对火电厂的机组进行改造，从而使火电厂的发电组保护运行情况得到改善。
参考文献
[1] 刘跃.1000MW级机组的发变组保护配置研究[J]. 硅谷. 2014（17）
[2] 丁澍，胡明.大朝山水电站发电机-变压器保护配置[J]. 水电站机电技术. 2005（S1）
[3] 赵岩，陈寿根，李振豹.岭澳核电站二期3号发变组一次通流研究与应用[J]. 核科学与工程. 2010（S1）
[关键词]火电厂 发变组保护 调试 试运行
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）03-0044-02
在火电厂发电的过程中，发变组作为核心设备，其能否实现安全运行将直接关系到火电厂能否进行安全运营。所以，火电厂需为发变组配备专门的保护装置，以确保设备的正常运行。但就目前来看，国内较多火电厂的发变组保护装置都较为落后，还要实现技术改造和调试，从而更好的满足火电厂的运行需要。因此，相关人员还应加强对火电厂发变组保护的调试与试运行的研究，以便更好的推动火电事业的发展。
一、发变组保护调试运行问题与解决思路
某火电厂发变组保护使用的是国电南京自动化设备总厂生产的DGT-801A保护装置，其主要模拟量保护双重化配置共同组成A1、A2、B1、B2柜；非电量保护、失灵保护、通风保护共同形成C柜。在调试与试运行过程出现的一些问题如下。
1.1 設计方面存在的问题
1.1.1程序跳闸保护逻辑与技术协议不符
在技术协议中，程序跳闸的保护出口定义为：机组首先关闭汽轮机主汽门，待确认没有蒸汽通过汽机后再动作于“发电机全停”，确认由汽轮机进汽阀限位开关和逆功率继电器来实现。我们在检查保护配置的时候，发现原设计程序跳闸为开关量保护，由保护动作后的程序跳闸出口接点与主汽门关闭的辅助接点串接在一起，引入C柜作为一个开关量保护。此方案与技术协议中对程序跳闸的要求不吻合，没有逆功率判椐。解决的办法是在Al、Bl柜重新配置程序跳闸逆功率保护。保护动作情况是：首先是保护动作于关主汽门，待主汽门关闭接点返回后，与逆功率保护一起实现程序跳闸。这样配置保护后，满足技术协议的要求。
1.1.2主变间隙零序保护逻辑与该保护要求不符
主变间隙零序保护是当变压器中性点不接地运行时投入，用于保护变压器中性点绝缘。在现场调试中，我们发现主变间隙零序保护原设计中没有引入主变中性点地刀的辅助接点，即主变间隙零序保护在主变中性点地刀合与不合时一直投入。主变中性点地刀合上后，零序电流将通过主变中性点地刀流人大地，而不会流过间隙零序电流互感器（TA）。此运行方式下投入不用的保护增加了保护误动的可能。解决的方法为：变更为主变中性点地刀辅助接点闭锁间隙零序保护。在主变间隙零序保护的逻辑判据中引入主变中性点地刀的辅助接点，当主变中性点地刀合上时，通过该辅助接点闭锁主变间隙零序保护，提高保护的可靠性。
1.1.3母线差动保护的保护范围与实际情况不符
在现场调试过程中，我们发现原设计中母差保护使用主变高压侧套管处TA。这种方式扩大了母差保护的保护区域。若变压器出线至开关处一次部分发生故障，此时该故障在母线差动的保护范围内，属于区内故障，则不论是母差的大差还是小差动作，都至少会切除一条母线，造成了事故的扩大。解决的办法是：将母差保护使用主变高压侧套管处TA改为开关侧TA。这样，若变压器出线至开关处一次部分发生故障时，发变组保护动作切本机，母差保护则判为区外故障不会动作。
1.1.4发电机误上电保护与保护可靠性不符
发电机误上电的可能有两种情况：第一种是发电机在盘车或升速过程中（未加励磁）突然并入电网；第二种情况是非同期合闸。而当发电机顺利实现并网后，该保护就应该退出运行。实际保护的逻辑是通过发电机出口开关的辅助接点来闭锁保护。这样，误上电保护就能在发电机并网后自动退出运行，解列后自动投入运行。
在试运行期间，曾发生误断开关量电源开关，发电机出口开关的辅助接点由于失电而判为打开，即判开关断开自动投入误上电保护，造成误上电保护动作而导致停机事故。事后分析原因，发现误上电保护中发电机出口开关的辅助接点原来设计为开接点，即开关合上接点闭合，200 ms后误上电保护退出。但是机组在正常运行的时候，一旦开入量电源开关跳闸，误上电保护马上就会动作停机，将严重影响机组的可靠运行。为了避免这种情况再发生，我们提出的解决办法是将发电机出口开关辅助接点由开接点改为闭接点，即开关合上时接点打开，这样，即使开入量电源失电，接点仍然判为打开，保护不会误动。并改动相应保护逻辑，杜绝开关量电源失电而带来的保护误动。提高保护的可靠性。
从以上这几个设计方面的问题，我们可以看出：对于象发变组这样重要的保护配置，保护配置数量多，逻辑回路多，需要完善的地方也很多，在现场调试的过程中，需要做很多的改进与完善。
1.2 研发、制造方面的问题
1.2.1双CPU 采样与动作时限的矛盾及解决办法
在现场调试中，发现由于双CPU 采样精度不一致而导致时间偏大的情况。如在校验发电机反时限对称过负荷保护的时候，测试反时限上限动作时间值时，其值始终偏大。定值为为28 A，时间为0.3 S；但在输入电流28.02 A时测时间最大达到2.5 S，无法满足短时间切除故障的要求。分析原因为DGT一801A保护采用双CPU 同时运行，出现故障时，为防止误动，需要双CPU 同时判断为故障才可动作出口。而两个CPU 在通道采样时有偏差，在动作边界处可能一个CPU 的采样值已经达到了动作值，而另一个CPU 采样可能达不到动作值，结果将使动作时间出现偏差。这个问题应该在每个保护中都存在，由于许多保护测时间定值时，输入的是1.2倍的定值电流，所以测试时没有显现出来。解决办法是：在调整采样通道精度的时候尽量将两个CPU 的精度偏差保持一致，即同为正偏差或同为负偏差，这样可以尽量缩小边界处动作偏差包含的区域，提高保护动作的灵敏度。 由于是双CPU 运行，装置有两个采样通道，在调整DGT一801A保护通道精度时发现这样一个问题。我们一般在装置工控机上进行保护精度调整，当调整完一个通道的精度系数后，需要将该系数下传至保护装置，在这个过程中可能会将另外通道的精度系数传丢，引出重复校验通道的麻烦。分析原因为工控机与装置通信时有干扰。解决办法为调节某一通道精度系数之前先将工控机数据库中所有通道的精度系数与装置中的精度系数刷新为一致，记录各通道精度系数或采用拷贝屏幕的办法将原始系数保存；调节系数后下传至装置，重新比较各通道系数，如有出错，重新从数据库下传，可以减少检验通道精度的重复工作。
1.2.2 装配、制造方面的问题
在检查二次回路的过程中，发现励磁变差动保护用的低压侧电流互感器B相与C相互相接通。检查至励磁变就地端子排时发现厂家配线为多股铜线，端子排上下距离较近，有几股铜线伸入下一端子造成接通，后重新进行压接，两相不通。我们发现该厂家在出厂装配中此处有两个地方不满足反事故措拖要求：第一，厂家没有使用专用电流回路端子，导致端子排上下距离过近；第二，电流回路电缆若使用多股铜线，则必须使用压线接头。我们更换了全部励磁变就地端子排，重新压接了电流回路电缆。现场工作中必须注意以下两点：第一，检查二次电缆接线是否正确时，注意同一根电缆中，不仅要检查同一电缆芯两端是否压接正确，还应检查是否与其它芯相通，以防止类似问题出现，而且电流回路在这种情况易造成电流回路分流且带电后不易查出问题；第二，在进行现场验货、调试的时候，如果发现一些设备部件不满足要求，不论该部件是大还是小，必须立即更换，千万不能存有侥幸心理。如本文提到的TA端子不符合要求，机组运行后，就有可能造成TA 回路开路，甚至会造成重大设备损坏事故。
二、发变组保护调试分析
完成装置更换后，对装置进行调试的过程中发现，发变组保护能够正常提供主变保护、发电机保护、厂变保护、励磁变保护等多种保护功能。其中，发变组保护A 柜和B 柜保护动作信号并接于现地，能够分别向信号屏和监控系统传送信号。而两柜需从TV2 和TV3 引入发电机电压，并由B柜先接入电压，然后依次引入保护A 柜和C 柜。在电流回路设置上，需要由A 柜和B 柜公用励磁变保护、厂用电保护和主变零序保护装置，其他保护装置相对独立。但在调试的过程中，0号机组断路器的跳、合闸传动试验出现了只能完成一次合、跳闸的问题，第二次执行合、跳闸需要断电重启。分析原因可以发现，这与发变组保护操作箱中防跳继电器与机构防跳构成回路有关，以至于合闸命令收回后继电器仍然无法返回。针对这一情况，还要对机构防跳回路进行简单改造，以解决回路部分短接的问题。而为确保斷路器跳、合的可靠性，还要对操作箱中跳、合闸插件电流进行整定。在0号机组操作箱中，原本跳、合闸电流整定为2 A 。根据火电厂用户实际用电情况进行重新整定，可以将原本跳、合闸电流整定为0.5-4A 之间。由于继电器合闸线圈功率为225W，分闸为198W，而火电厂直流电为220kV ，因此可以得到分合闸线圈电流分别为1.11A和1.02A。经过整定后，在对断路器开展跳、合闸传动试验，可以发现断路器正常工作。
三、改造后发变组保护的试运行情况
完成发变组保护装置改造和调试后，对装置进行了72小时的试运行，并未发现异常情况。为进一步验证改造效果，在装置运行2 个月后，安排了一次停机小修，对装置的各种保护设备进行了检测，并未发现异常。完成检修后再次投入运行，装置运行状况良好。所以，可以认为经过改造调试的发变组保护装置运行可靠。而经过改造调试后的装置不仅能够满足微机保护装置的双重化配置要求，也能为发电机变压器等设备的稳定运行提供保护，并有效防止保护装置出现拒动和误动问题，因此能够使火电厂运行的自动化水平得到提高。
四、结束语
综上所述，通过调试与试运行发电火电厂发变组保护存在的问题并采取措施进行解决，能够使火电厂运行故障率得到降低，从而为火电厂的安全稳定运行提供保护。因此，可以采用该方法对火电厂的机组进行改造，从而使火电厂的发电组保护运行情况得到改善。
参考文献
[1] 刘跃.1000MW级机组的发变组保护配置研究[J]. 硅谷. 2014（17）
[2] 丁澍，胡明.大朝山水电站发电机-变压器保护配置[J]. 水电站机电技术. 2005（S1）
[3] 赵岩，陈寿根，李振豹.岭澳核电站二期3号发变组一次通流研究与应用[J]. 核科学与工程. 2010（S1）