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摘要：文章介绍了平海电厂的实际情况，通用电气发电机保护UR系列G60装置的特点，阐述了发电机过激磁保护、匝间保护、断路器失灵保护配置、整定情况以及在现场实际中存在的问题，并提出了解决方案。
关键词：发电机保护；GE保护产品；保护配置；过激磁保护；匝间保护；断路器失灵保护 文献标识码：A
中图分类号：TM411 文章编号：1009-2374（2015）19-0048-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.19.023
平海电厂2X1000WM一期工程发电机保护采用GE公司UR系列G60保护装置，版本为5.5X。UR系列保护装置是GE保护产品系列中最通用和最有优势的产品，其特点是配置灵活全面、高性能、高速度和开放标准对等通讯，但是因为它的逻辑开放性，使现场使用和维护人员对保护的逻辑配置及整定工作提出了更高的水平要求。
1 发电机过激磁保护与励磁低励限制配合
2013年2月20日16时58分，2号主变C修后首次合闸引起1号发电机保护过激磁报警，时间长达10min。后经运行人员手动减磁，过激磁报警消失。在此期间定时限、反时限跳闸保护均未启动，励磁系统V/Hz限制也未启动。事后继保人员从发电机保护过激磁保护与励磁系统的V/Hz限制的定值配合着手研究，根据制造厂提供的发电机过激磁能力，过激磁保护的定值为：
定时限一段：取1.07pu，延时0.5S，发信。
定时限二段：取1.10pu，延时18S，全停II。
反时限：启动值取1.13pu，曲线A，TDM=0.40S，全停II。
G60提供的反时限曲线方程A如下：
过激磁曲线与厂家曲线的对比如表1所示：
表1 过激磁保护动作时限对比
V/Hz 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25
允许时限（s） ∞ 55 18 6 2
动作时限（s） ∞ 18.0 11.2 3.13 1.79
发电机励磁调节器V/Hz限制定值表（励磁系统采用线电压进行调节）。
表2 励磁系统V/Hz限制定值
频率 <45Hz 45～50Hz ≥50Hz
机端电压pu 0 0.9 1.05（并网）/1.1（空载）
因励磁系统V/Hz限制所采集的电压为三相线电压的平均值，在和应涌流的作用下，三相线电压的平均值未达到1.05pu，故励磁系统V/Hz限制未启动。但发电机过激磁保护采用的是三个相电压的最大值，在和应涌流的作用下，单相相电压达到过激磁定时限一段定值1.07pu，考虑0.95倍（1.07*0.95=1.017<1.05）可靠返回，由于励磁伏赫限制1.05pu，所以当过激磁报警触发后，单靠励磁装置调节作用可能不能让过激磁报警返回，需人工干预。过激磁定时限二段跳闸定值为1.1pu，考虑0.95倍（1.1*0.95=1.045）可靠返回，而励磁伏赫限制定值为1.05>1.045，过激磁定时限保护存在误动出口风险。
调整励磁V/Hz限制值至1.04pu，小于发电机过激磁定时限二段的返回值1.045pu，以降低过激磁保护误动的几率。
2 发电机过激磁保护存在误动风险
2013年5月22日04时48分，500kV平祯甲、乙线B相单相接地，单跳单重成功，1、2号机发电机保护过激磁保护均发报警信号。时间持续620ms，其间定时限、反时限跳闸保护均未启动。事后继保人员分析，当发电机定子内部或机端发生单相接地故障时，非故障相电压会升高，若非故障相电压升高1.732倍，过激磁反时限动作时间为0.296s，而发电机定子接地保护动作时间为0.5s，过激磁保护会先于定子接地保护动作，因此有必要对GE的发电机过激磁保护进行改进，有两种方案：
方案一：将两套G60保护装置过激磁保护所用电压从1YH、2YH改为3YH，目前3YH采用中性全绝缘PT，二次电压不受系统及一次回路接地影响，更能真实反映机组电压情况，还可以降低因发电机中性点偏移引起的相对地电压的不对称。目前3YH二次相电压均已接入两套保护装置（匝间保护PT断线闭锁判据使用），只需修改过激磁保护源的选择，将volt/Hz source由SRC 1改为SRC 2。但是3YH第一组线圈是计量专用，两套保护过激磁保护均采用3YH同一组线圈，不符合继电保护双重化配置原则，且3YH故障或检修时，发电机过激磁保护将会退出运行。
方案二：对G60过激磁保护元件电压采样程序进行改进，过激磁保护运算电压采用线电压。经和GE技术服务人员联系，可以将我厂发电机保护装置G60版本进行升级，由V5.5X升级为V5.9X，在过激磁整定菜单中将增加“voltage mode”设置，可在下拉菜单中选择“phase-to-phase”，可将过激磁保护的运算电压改为线电压。故方案二为最佳方案。
3 匝间保护优化
发电机匝间保护由纵向零序电压加负序功率方向闭锁元件构成，负序功率方向采用闭锁式，即当发电机内部发生不对称短路及外部故障时，负序功率方向元件不动作，闭锁匝间保护，当发电机内部发生匝间短路时，负序功率方向动作，开放匝间保护。但是当发电机未并网时，若发电机内部有匝间短路故障时，发电机中性点CT无法采集到电流，负序方向元件不动作，匝间保护无法动作，当发电机并网后，负序功率方向才开放匝间保护，才能使发电机跳闸。这样就无法实现保护快速跳闸，同时也会造成一次机组非计划停运。
针对此故障可在启停机保护逻辑中加入纵向零序电压元件，与定子接地元件、过流元件构成逻辑关系，再与上GCB分闸位置及启停机功能压板投入，经延时
出口。
图1 启停机保护逻辑图
4 断路器失灵保护的优化
我厂发电机机端配置有出口断路器，发电机故障时保护全停2动作，跳出口断路器、灭磁开关、关主汽门，若是出口断路器失灵，则启动全停1，跳主变高压侧开关及6kV工作电源进线开关。但若是机组正常停机（程跳逆功率保护动作）、发电机全停2部分保护动作（断水保护、励磁故障联跳发电机）动作时，发电机出口短路器失灵，因失灵保护电流判据定值是0.93pu，即1.1倍的额定电流，过流元件无法启动，导致主汽门关闭后，发电机长时间处于逆功率状态，造成汽轮机鼓风摩擦大，末级叶片过热，并从电网吸收反相有功，造成电量损失，一般逆功率运行不要求超过3min。
若在此状况下，运行人员只能向调度申请退出主变运行，批准后再经NCS操作停运主变。此过程至少15min，严重超出汽轮机所能承受的运行时间。故可在发电机断路器失灵保护逻辑中增加逆功率保护判据，即现有逆功率保护（定值：-2%Pe，10s）的基础上增加一段延时，可整定动作值为-2%Pe，延时15s动作于全停1，以此来快速切除上述状况的断路器失灵故障。
5 结语
21世纪的今天，我国电力系统也在不断发展，在大电网的形成发展中，对于大型发电机组有越来越高的要求。电力系统深化改革的同时，对于如何做好发变电机组保护始终是电力行业发展中需要解决的重要问题
之一。
参考文献
[1] 发电机保护装置G60使用说明书[S].
[2] 高春如.大型发电机组继电保护整定计算与运行技术[M].北京：中国电力出版社，2010.
[3] 王维俭.发电机变压器继电保护应用[M].北京：中国电力出版社，1998.
[4] 宋志明.超超临界火电机组丛书：电气设备与运行[M].北京：中国电力出版社，2008.
[5] 上海电气THDF 125/67型汽轮发电机说明书[S].
作者简介：董斌（1986-），男，供职于广东惠州平海发电厂有限公司，研究方向：电厂继电保护、自动化、通信
维护。
（责任编辑：陈 倩）
关键词：发电机保护；GE保护产品；保护配置；过激磁保护；匝间保护；断路器失灵保护 文献标识码：A
中图分类号：TM411 文章编号：1009-2374（2015）19-0048-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.19.023
平海电厂2X1000WM一期工程发电机保护采用GE公司UR系列G60保护装置，版本为5.5X。UR系列保护装置是GE保护产品系列中最通用和最有优势的产品，其特点是配置灵活全面、高性能、高速度和开放标准对等通讯，但是因为它的逻辑开放性，使现场使用和维护人员对保护的逻辑配置及整定工作提出了更高的水平要求。
1 发电机过激磁保护与励磁低励限制配合
2013年2月20日16时58分，2号主变C修后首次合闸引起1号发电机保护过激磁报警，时间长达10min。后经运行人员手动减磁，过激磁报警消失。在此期间定时限、反时限跳闸保护均未启动，励磁系统V/Hz限制也未启动。事后继保人员从发电机保护过激磁保护与励磁系统的V/Hz限制的定值配合着手研究，根据制造厂提供的发电机过激磁能力，过激磁保护的定值为：
定时限一段：取1.07pu，延时0.5S，发信。
定时限二段：取1.10pu，延时18S，全停II。
反时限：启动值取1.13pu，曲线A，TDM=0.40S，全停II。
G60提供的反时限曲线方程A如下：
过激磁曲线与厂家曲线的对比如表1所示：
表1 过激磁保护动作时限对比
V/Hz 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25
允许时限（s） ∞ 55 18 6 2
动作时限（s） ∞ 18.0 11.2 3.13 1.79
发电机励磁调节器V/Hz限制定值表（励磁系统采用线电压进行调节）。
表2 励磁系统V/Hz限制定值
频率 <45Hz 45～50Hz ≥50Hz
机端电压pu 0 0.9 1.05（并网）/1.1（空载）
因励磁系统V/Hz限制所采集的电压为三相线电压的平均值，在和应涌流的作用下，三相线电压的平均值未达到1.05pu，故励磁系统V/Hz限制未启动。但发电机过激磁保护采用的是三个相电压的最大值，在和应涌流的作用下，单相相电压达到过激磁定时限一段定值1.07pu，考虑0.95倍（1.07*0.95=1.017<1.05）可靠返回，由于励磁伏赫限制1.05pu，所以当过激磁报警触发后，单靠励磁装置调节作用可能不能让过激磁报警返回，需人工干预。过激磁定时限二段跳闸定值为1.1pu，考虑0.95倍（1.1*0.95=1.045）可靠返回，而励磁伏赫限制定值为1.05>1.045，过激磁定时限保护存在误动出口风险。
调整励磁V/Hz限制值至1.04pu，小于发电机过激磁定时限二段的返回值1.045pu，以降低过激磁保护误动的几率。
2 发电机过激磁保护存在误动风险
2013年5月22日04时48分，500kV平祯甲、乙线B相单相接地，单跳单重成功，1、2号机发电机保护过激磁保护均发报警信号。时间持续620ms，其间定时限、反时限跳闸保护均未启动。事后继保人员分析，当发电机定子内部或机端发生单相接地故障时，非故障相电压会升高，若非故障相电压升高1.732倍，过激磁反时限动作时间为0.296s，而发电机定子接地保护动作时间为0.5s，过激磁保护会先于定子接地保护动作，因此有必要对GE的发电机过激磁保护进行改进，有两种方案：
方案一：将两套G60保护装置过激磁保护所用电压从1YH、2YH改为3YH，目前3YH采用中性全绝缘PT，二次电压不受系统及一次回路接地影响，更能真实反映机组电压情况，还可以降低因发电机中性点偏移引起的相对地电压的不对称。目前3YH二次相电压均已接入两套保护装置（匝间保护PT断线闭锁判据使用），只需修改过激磁保护源的选择，将volt/Hz source由SRC 1改为SRC 2。但是3YH第一组线圈是计量专用，两套保护过激磁保护均采用3YH同一组线圈，不符合继电保护双重化配置原则，且3YH故障或检修时，发电机过激磁保护将会退出运行。
方案二：对G60过激磁保护元件电压采样程序进行改进，过激磁保护运算电压采用线电压。经和GE技术服务人员联系，可以将我厂发电机保护装置G60版本进行升级，由V5.5X升级为V5.9X，在过激磁整定菜单中将增加“voltage mode”设置，可在下拉菜单中选择“phase-to-phase”，可将过激磁保护的运算电压改为线电压。故方案二为最佳方案。
3 匝间保护优化
发电机匝间保护由纵向零序电压加负序功率方向闭锁元件构成，负序功率方向采用闭锁式，即当发电机内部发生不对称短路及外部故障时，负序功率方向元件不动作，闭锁匝间保护，当发电机内部发生匝间短路时，负序功率方向动作，开放匝间保护。但是当发电机未并网时，若发电机内部有匝间短路故障时，发电机中性点CT无法采集到电流，负序方向元件不动作，匝间保护无法动作，当发电机并网后，负序功率方向才开放匝间保护，才能使发电机跳闸。这样就无法实现保护快速跳闸，同时也会造成一次机组非计划停运。
针对此故障可在启停机保护逻辑中加入纵向零序电压元件，与定子接地元件、过流元件构成逻辑关系，再与上GCB分闸位置及启停机功能压板投入，经延时
出口。
图1 启停机保护逻辑图
4 断路器失灵保护的优化
我厂发电机机端配置有出口断路器，发电机故障时保护全停2动作，跳出口断路器、灭磁开关、关主汽门，若是出口断路器失灵，则启动全停1，跳主变高压侧开关及6kV工作电源进线开关。但若是机组正常停机（程跳逆功率保护动作）、发电机全停2部分保护动作（断水保护、励磁故障联跳发电机）动作时，发电机出口短路器失灵，因失灵保护电流判据定值是0.93pu，即1.1倍的额定电流，过流元件无法启动，导致主汽门关闭后，发电机长时间处于逆功率状态，造成汽轮机鼓风摩擦大，末级叶片过热，并从电网吸收反相有功，造成电量损失，一般逆功率运行不要求超过3min。
若在此状况下，运行人员只能向调度申请退出主变运行，批准后再经NCS操作停运主变。此过程至少15min，严重超出汽轮机所能承受的运行时间。故可在发电机断路器失灵保护逻辑中增加逆功率保护判据，即现有逆功率保护（定值：-2%Pe，10s）的基础上增加一段延时，可整定动作值为-2%Pe，延时15s动作于全停1，以此来快速切除上述状况的断路器失灵故障。
5 结语
21世纪的今天，我国电力系统也在不断发展，在大电网的形成发展中，对于大型发电机组有越来越高的要求。电力系统深化改革的同时，对于如何做好发变电机组保护始终是电力行业发展中需要解决的重要问题
之一。
参考文献
[1] 发电机保护装置G60使用说明书[S].
[2] 高春如.大型发电机组继电保护整定计算与运行技术[M].北京：中国电力出版社，2010.
[3] 王维俭.发电机变压器继电保护应用[M].北京：中国电力出版社，1998.
[4] 宋志明.超超临界火电机组丛书：电气设备与运行[M].北京：中国电力出版社，2008.
[5] 上海电气THDF 125/67型汽轮发电机说明书[S].
作者简介：董斌（1986-），男，供职于广东惠州平海发电厂有限公司，研究方向：电厂继电保护、自动化、通信
维护。
（责任编辑：陈 倩）