发电机励磁系统典型事故分析

昵称9178557 2012-05-15

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发电机励磁系统典型事故分析

1. 保护装置误报“转子回路一点接地”故障处理
（1）故障现象：
励磁调节器起励，发电机机端电压逐步建立，经过一个过渡过程后趋于稳定值，然而此时保护装置报“转子回路一点接地”故障，发电机运行正常。
利用转子电压表通过测量发电机转子正、负极对地电压，两极对地电压均不为零，说明发电机转子没有发生一点接地故障。按保护装置的复归按钮，“转子回路一点接地”故障信号消失。
（2）故障分析：
分析保护装置中“转子回路一点接地”动作原理知道，保护装置根据转子电压判断转子接地故障。当励磁调节装置刚起励时，发出初励电源投入命令，转子电压升高，发电机电压上升，经过一段时间延迟后，励磁调节装置自动退出初励电源，由于励磁调节器机端电压初始参考值低于初励电源产生的机端电压，所以当初励电源退出后，转子电压会突然下降很多，进而转子电压反馈给保护，则保护装置认为是转子回路发生了短路致使转子电压突然下降了，所以保护报信号。将励磁调节器逆变灭磁后重新做试验，在励磁调节器起励前，手工增加励磁调节器电压参考值，保证大于初励电源产生的发电机端电压，重新起励升压后，发电机运行正常，保护装置没有发“转子回路一点接地”故障报警。
（3）故障处理：
本次事故说明保护装置的“转子回路一点接地”功能不够完善，其动作机理不够科学，容易误动，建议完善“转子回路一点接地”功能，或者更换为更为可靠的“转子回路一点接地”保护装置。
在“转子回路一点接地”保护功能未完善前，调整励磁调节装置起励初始参考值，要求电压初始参考值大于初励电源产生的发电机端电压。

2. 正常调节有功功率引起机组解列的事故处理
（1）事故现象：
某电厂发电机组正常运行中，根据中调要求进行升负荷操作，在增加有功功率过程中，发电机输出无功功率由50MVar突然降低至-80Mvar，励磁调节装置发出低励限制信号，发变组保护装置报失磁保护动作，发电机解列，灭磁开关跳闸。
（2）事故分析：
事故发生后，检查所有的保护及异常信号，发变组保护装置除了失磁保护动作外没有其它任何事故报警，故障录波显示事故障发生时，发电机机端电压下降，无功功率进相至80Mvar，失磁保护正确动作；
励磁调节装置除了发出低励限制信号没有其它事故报警信号，从励磁调节装置录波分析显示，励磁调节装置中电力系统稳定器输出突降至下限幅值（5%额定机端电压），发电机无功急剧下降，进相运行后，励磁调节装置低励限制启动，但未来得及调节，发电机进相深度已满足失磁保护动作条件。
根据当时只有有功功率增加操作，发电机励磁调节器采用PSS-1A型电力系统稳定器，因此分析认为事故的发生是因为PSS反调引起的。对于PSS-1A型电力系统稳定器来说，PSS本身无法判断发电机有功功率的增加是系统低频振荡引起的还是由原动机调节引起的，当原动机增大有功功率输出，PSS输出会降低发电机励磁电流，进而降低发电机无功功率，这就是PSS-1A型的“反调”现象。PSS-1A根据有功功率的变化调节发电机励磁电流，当发电机有功功率向上变化时，其“反调”幅度与有功功率变化幅度成正比，由于本次增加发电机有功功率幅度较大，速度较快，PSS的“反调”直接导致励磁电流的突然降低造成深度进相，导致发电机失磁保护动作解列。
（3）事故处理：
PSS-1A的“反调”现象对电厂和系统都是不利的，对于PSS-1A型电力系统稳定器可以在调节有功功率时增加闭锁PSS输出的功能，但目前电力系统不推荐这种方法；要消除这种“反调”现象最有效的方法就是采用PSS-2A或PSS-2B模型，目前国内外多家励磁调节器已具有该类模型电力系统稳定器，并在工程中得到大量使用。
对励磁调节器的低励限制功能进行完善，事故过程励磁调节器最先发出低励磁限制信号，但由于低励限制功能作用太慢，没有限制发电机无功功率降低才导致发电机失磁保护动作，目前业界中低励限制调节方法有两种：一种采用在低励限制时增加电压参考值的方法限制无功功率下降，这种方法调节过程较平稳，但调节速度较慢；另一种在低励限制动作时直接切换为无功功率闭环调节，根据无功功率下降的幅度及速度进行调节，这种方法调节速度快，有助于发电机无功功率快速恢复至正常运行范围。

3. 无功调差参数设置不一致切换导致发电机误强励事故分析
（1）事故现象：
某电厂200MW机组处于发电状态，有功200MW，无功+100Mvar。励磁调节器正常工作中，A通道为主通道，B通道为从通道，处于备用状态，励磁调试人员观察励磁电流，进行通道切换试验，通道切换命令（A通道至B通道）发出后，励磁电流突然增大，励磁变压器保护动作，作用于发电机解列跳闸。
（2）事故分析：
事故发生后，检查B通道和励磁变压器保护装置，结果表明B通道和励磁变压器保护装置均工作正常，重新开机，B通道也能正常带负荷运行。但发现当发电机空载时，进行A通道和B通道切换，发电机定子电压无扰动；当发电机负载时，进行A通道和B通道切换，发电机定子电压有明显的偏移，遂将事故原因分析重点放在A通道和B通道参数差异上，比较发现：A通道无功调差系数为0，B通道无功调差系数误设置为-15%。
无功调差系数的定义为发电机无功功率为额定容量时，叠加在电压测量值的发电机定子电压的百分数。无功功率调差系数为-15%的含义为当发电机无功功率为额定容量时，发电机定子电压测量等效降低-15%，即相当于增加励磁电流直至发电机定子电压增加15%，事故发生时，无功功率（100MVar）近似为额定容量（235MVA）的42.5%，由于A通道无功功率调差系数为0，B通道无功功率调差系数为-15%，当励磁从A通道运行切换至B通道运行时，相当于发电机电压要增加6.37%，励磁电流急剧增加，超过励磁变压器保护启动值，延时后动作跳闸，发电机解列灭磁。
（3）事故处理：
重新设置无功功率调差系数，A通道和B通道定值相同，发电机并网后重新做A通道和B通道切换试验，试验顺利完成，发电机定子电压、无功功率和励磁电流无明显变化。
检查励磁调节器励磁电流过励限制定值和励磁变压器保护装置定值配合情况，保证出现误强励时，励磁调节器励磁电流过励限制先动作降低励磁电流，不能出现励磁变压器保护先动作于发电机解列。

4. 近端负荷设置负调差引起发电机无功波动故障分析
（1）故障现象：
某大型国企自备电厂60MW机组，原励磁系统为老式模拟式励磁调节器，利用检修期间更换为微机型励磁调节器，励磁调节器调试完成后，发电机进行并网试验，试验期间发电机无功功率运行稳定，数天后，发电机重新开机后，发电机机端电压和无功功率出现长期不平息的波动现象。
（2）故障分析：
故障发生后，电厂和厂家技术人员对故障进行技术分析，对试验期间的录波数据和故障时的录波数据进行对比分析，结果显示前后的不同：试验期间发电机的负荷主要输出至高压母线（35KV），再经由高压母线（35KV）供给企业使用；而故障时发电机的负荷主要供给低压母线（6.3KV）使用。重新对定值进行核算，无功调差系数设置为-4%，由于发电机主接线采用单元接线，因此调试人员根据励磁标准中无功功率调差设定的建议，选择无功调差系数为-4%，但是忽略低压母线负荷的作用，对于母线负荷而言，发电机定子与负荷之间阻抗为零，根据无功功率调差系数的物理意义，对于机端负荷较重的发电机组，其无功功率调差系数必须为正。
（3）故障处理：
将无功功率调差系数更改为4%后，发电机无功功率波动很快平息后，运行稳定。

同步信号滤波不足引起发电机无功波动故障分析
（1）故障现象：
某电厂300MW无刷励磁机组，在励磁检修期间对励磁调节器进行更新改造，启机后进行动态试验，空载试验顺利完成，电压动态调节品质指标正常，发电机顺利并网发电，进行PSS试验前准备工作，先将发电机无功功率降至20MVar，运行中偶而出现无功功率跌落现象，由于无功功率运行不稳定，遂中止PSS试验，当升高无功功率至30MVar以上后，故障现象消失。
（2）故障分析：
故障发生后，电厂、电科院及厂家技术人员进行分析，由于空载和负载试验均已顺利完成，排除励磁调节器本身故障的原因，先是将分析重点放到励磁调节定值上，经数字仿真，实际动态响应特性和仿真动态响应特性基本一致，其它定值均按照厂家整定指导书进行设定，没有问题。
根据波动现象与无功功率负荷大小有关联，初步分析为晶闸管续流不够，调整晶闸管续流电阻进行试验，故障现象没有明显改善，且晶闸管续流与励磁电流相关，发电机并网后，励磁电流已达80A，已远超晶闸管续流电流，遂否定晶闸管续流不够的原因。
进一步分析无功功率波动时励磁调节器录波数据发现，在无功功率每次跌落前，定子电压和触发角度没有变化，总是励磁电流先下降，接着定子电压下降，触发角度减小。根据励磁调节原理，励磁电流下降后的调节过程基本正常，只有励磁电流下降原因不明。在触发角度不变时，励磁电流下降，可能是实际触发角度和输出触发角度突然不一致，可能是同步波形发生偏移导致，确定下一步检查重点放在同步电压上。
检查发现取自晶闸管整流交流侧的同步信号波形确实较差，其换相过渡过程明显，励磁调节器已有对同步信号的滤波电路，经示波器检查滤波电路的同步信号波形，仍有少数的换相波形越过零线，且当发电机无功功率增大后，虽然换相波形仍然明显，但由于触发角度变小，换相波形移至正弦波高值处，其换相波形没有越过零线，无功功率运行就稳定。最终确定同步信号经滤波电路后波形较差是无功功率波动的原因。
（3）故障处理：
在已有的滤波电路前再增加一级阻容滤波电路板，测量最终输出至励磁调节器脉冲发生装置前的同步信号没有明显的换相缺口波形，调节发电机无功功率至20MVar以下，发电机运行稳定。