来源：电力安全生产
一、事件分析
机组编号
#2F
停机时间
2019年04月06日08:53
设备简况：电站2号发电机组额定容量350MW，额定电压18kV，为密闭空冷立轴半伞式发电机组，机组于2017年11月18日投产发电，励磁系统厂家为XXXX公司,型号为XXX。
事前工况：
1、 500kV系统：大苗甲线、苗新乙线、苗新甲线运行，500kV 1母、2母运行，1、2、3、4串合环运行，5001开关运行，500kV1号母线高抗运行；
2、 10kV系统：1段由1GB供电运行，2段由2GB供电运行，3段由3GB供电运行，4段由3段供电联络运行，备投装置均投入；
3、 400V系统：1号机组自用电、2号机组自用电、3号机组自用电、4号机组自用电、上游公用电、下游公用电、坝内用电、照明用电、坝区用电分段运行，检修用电由一路供电运行；
4、 机组：全厂AGC、AVC投入，#2F、#3F、#4F机组运行，#1F停机备用，全厂总有功负荷820MW，总无功负荷464MVar；
5、 控制方式：全厂控制权在集控侧，AGC/AVC设定权在调度侧，开关站、2号、3号、4号机组操作权在集控侧，1号机组、厂用电、公用系统、坝区操作权在电站侧。
事件经过：
2号机组失磁保护动作前，2号发电机有功负荷322MW，无功负荷162MVar，机端电压19kV，励磁电流2520A，满足2号机组励磁系统强励信号动作条件（励磁电流大于强励动作值），2号机组处于强励工作状态。08:53:26，2号机组强励反时限限制到达后，强励退出、“过励限制”动作。
08:53:26:192监控系统报“2号机组励磁系统强励复归”
08:53:26:193监控系统报“2号机组励磁系统过励限制动作”
08:53:26:894监控系统报“2号机组励磁系统欠励限制动作”
08:53:27:012监控系统报“2号发电机失磁保护A套动作”
08:53:27:012监控系统报“2号发电机保护A动作跳闸”
08:53:27:012监控系统报“2号机组A套发电机电气事故（事故停机PLC）”
08:53:27:052监控系统报“2号发电机保护B动作跳闸”
08:53:27:052监控系统报“2号机组B套发电机电气事故（事故停机PLC）”
08:53:27:071监控系统报“18kV 2号发电机出口开关802分闸位置（事故停机PLC）”
08:53:27:180监控系统报“2号机组逆变灭磁（事故停机PLC）”
08:53:27:190监控系统报“2号机组事故停机”
08:53:27:230监控系统报“2号机组调速器紧急停机电磁阀动作（事故停机PLC）”
08:53:27:230监控系统报“2号机组事故停机PLC动作”
09:00:25 2号机组转为“停机态”，停机过程正常。
图1 监控系统全厂有功、电压曲线
图2 监控系统动作简报
处理过程：
1、 值班人员立即通知on-call人员到2号机组机旁盘室现场检查并打印故障报告，同时立即向运维部领导、生技部领导汇报故障情况。
2、 通知专业人员到现场进行检查分析故障原因。
3、 现场检查2号机组出口电气一次设备,经检查未发现异常。
4、 2号发电机组停稳后，对2号发电机组检查，经检查未发现异常。
原因分析：
一、检查分析情况
电厂立即安排开展如下检查分析工作
1、 检查2号发电机出口励磁变压器、出口PT、出口避雷器、出口开关、出口母线等设备，均未发现明显的故障放电痕迹。检查2号发电机定子绕组上、下端部，均完好无变形、破损、放电现象。
2、 2号发电机组保护装置动作情况分析。
1)2号发电机保护装置动作信号
08:53:26 2号发变组故障录波启动（启动原因：励磁电压突变量启动）
08:53:26:367 2号发电机保护A套启动
08:53:26:360 2号发电机保护B套启动
08:53:27:009 2号发电机保护A套失磁保护Ⅱ段动作跳灭磁开关线圈1、跳发802线圈1并启动失灵
08:53:27:028 2号发电机保护B套失磁保护Ⅱ段动作跳灭磁开关线圈2、跳发802线圈2并启动失灵
图3 2号发电机保护A套动作情况
图4 2号发电机保护B套动作情况
从保护动作报告可知，2号机组发电机保护A、B套均为失磁保护Ⅱ段动作出口跳闸。机组失磁保护动作后，电厂立即对发电机保护装置进行全面检查，其中对失磁保护的相关二次回路及其采样值进行了重点检查、比对。从故障录波图可以看出在08:53:25.501时转子电压出现了大幅降低，由330V瞬间降低至-970V左右，此时转子电流由2400A开始缓慢降低，失磁保护动作时降低至880A。
图5 故障录波图1
图6 故障录波图2
图7 故障录波图3
2）保护采样回路分析
发电机保护A套机端电压取自发电出口PT 11YH，发电机保护B套及故障录波机端电压取自发电机出口PT 12YH，发电机保护A套机端电流取自出口CT BA1,发电机保护B套机端电流取自出口CT BA2,故障录波机端电流取自出口CT BA5,发电机保护A/B套电压电流采样均取自不同的一次设备，从故障录波图及保护装置录波图可以看出，三套设备采样波形相同，可以排除二次采样回路问题。
图8 发电机出口PT原理图
图9 发电机出口CT原理图
3)失磁保护动作分析
2号机组A、B套动作情况相同，以A屏为例进行具体分析。
失磁保护定值：将失磁电抗参数由失磁阻抗圆边界公式转换为对应阻抗边界有名值。静稳圆上限为21.57Ω，静稳圆下限定值为-64.5Ω，采用静稳圆，无功反向定值为15%，机端低电压定值为85V，失磁I段延时1s，失磁II段延时0.5s，失磁III段延时1.5s。
失磁I段判据构成：阻抗判据+转子低电压判据+无功反相判据，投跳闸。
失磁II段判据构成：阻抗判据＋机端低电压判据+转子低电压判据＋无功反向判据，投跳闸。
失磁III段判据构成：阻抗判据+无功反向判据，投跳闸。
失磁保护动作时记录的发电机机端电压、机端电流波形如图10～图11所示：
图10 机端三相电流波形
图11 机端三相电压波形
发电机机端正序测量阻抗轨迹如图12所示。
图12 机端正序测量阻抗轨迹
在机组发生失磁故障时，机端正序阻抗轨迹已在滴状静稳圆内，失磁I段、失磁II段和失磁III段阻抗判据均满足。
发电机有功功率和无功功率如图13所示：
图13 发电机有功、无功功率曲线
由图13可见，失磁故障时无功功率远小于无功反向判据定值-15%，失磁I段、II段和失磁III段无功反向判据均满足。
发电机转子电压如图14所示：
图14 发电机转子电压曲线
由图14可见，失磁故障时转子电压已经完全没有，远小于转子低电压定值130.4V，失磁I段、II段转子低电压判据均满足。
A套发电机机端相间电压有效值约在50V左右，如图15
图15 A套发电机机端相电压曲线
85/1.732=49V，49*1.05=51.45V，很显然，50V很接近49V，接入精度要求的0.95倍和1.05倍之间，装置判为满足条件。
4)动作分析结论
根据上述分析，2#发电机保护装置A套和B套失磁保护均正确动作。
3、 2号机组励磁系统动作情况分析。
2号机组励磁系统控制界面报警信号：
图16 2号机组励磁系统报文
（1）对2号机组励磁系统设备外观进行了检查，未发现明显异常。
（2）对2号机组励磁系统励磁电流采样进行了检查，未发现明显异常。
（3）结合4月1日至5日开展电站孤岛装置接入调试工作，期间对2号机组励磁系统控制程序进行孤岛适应性改造。因此，重点对2号机组励磁系统控制程序进行了复核检查，并对2号机组励磁系统开展相关试验，以辅助进行故障原因分析。
1）2号机组励磁系统强励动作条件分析
电厂1、2、3、4号机组励磁系统强励顶值Ifel为2倍额定励磁电流，强励顶值维持时间10秒，过励限制值Ioel为1.06倍额定励磁电流。“强励”信号动作的判据为励磁电流大于过励限制值，瞬时动作；“强励”信号复归的判据为励磁电流小于过励限制值，瞬时复归；当强励动作时长达到反时限限制时，强励动作复归、“过励”信号动作。
强励动作与过励限制的逻辑关系为：励磁系统在自动方式(恒机端电压)下运行，当励磁电流大于过励限制值（1.06倍额定电流），“强励”信号动作，触发过励反时限计算，同时闭锁增磁。期间，若励磁电流小于过励限制值，则“强励”信号复归；若励磁电流一直大于过励限制值，并且过励反时限计算到限后，则“过励限制动作(信号报出)，励磁电流给定值切换至过励限制值，将实际励磁电流压制到过励限制值的95%，实际励磁电流为1.01倍（1.06*0.95）额定励磁电流左右，同时开始转子内部的过热积累释放计算，等待过热积累释放完毕，“过励”信号复归，恢复到自动方式控制。
2）事故前2号机组处于强励状态的分析。
2号机组失磁保护动作前，处于加负荷过程中，机端电压稳定运行于19kV左右。08:33:54-08:34:13期间，2号机组励磁电流约2600A，超过额定励磁电流1.06倍（额定励磁电流2425A），故2号机组励磁系统“强励动作”信号有效；08:34:13励磁电流降低至2400A，“强励动作”信号复归。至08:53:07 2号发电机有功负荷322MW，无功负荷162MVar，机端电压19kV，励磁电流达到2520A，“强励动作”信号再次有效；持续至08:53:26时，强励动作时间达到反时限限制，“强励动作”信号复归，励磁系统报出“过励限制”动作信号。如图17所示。
图17 2号机组运行工况
08:53:26后，在机端电压快速下降过程中，励磁系统虽然报出“欠励”信号，但由于前述的“过励限制”动作信号有效，屏蔽了欠励限制功能，因此欠励限制失效。
3）励磁电流突降原因检查分析。
①检查过程：
对2号机组励磁系统脉冲回路、灭磁开关分闸切脉冲辅助回路接线检查均无异常，后对2号机组励磁系统开展小电流试验，验证程序和功能。
②发现问题：
使用继电保护仪对2号机组励磁控制系统加入测试量，在小电流状态下复现2号机组故障现象，过程中发现2号机组励磁系统“过励限制”动作后，持续未复归，进一步通过励磁调试软件检查励磁系统相关参数时，发现参数“长期允许最大励磁电流”设定值为“0”，与正常运行时的值“1.05”有明显差异。
③问题分析：
经分析，励磁系统程序中参数“长期允许最大励磁电流”的作用为：“机组长期允许运行”的励磁电流范围设定值，其设定方式为额定励磁电流的倍数。即：机组“过励限制”动作后，依据该参数将励磁电流调节至允许长期运行的范围。
原程序中，对“过励限制”动作后的励磁电流，固定限制在1.01倍额定值，即机组“过励限制”动作后，励磁系统将调节励磁电流维持在1.01倍额定值附近运行。
新修改程序中，若此参数设定为“0”，当过励限制动作后，励磁系统强行减小励磁电流至0A，将导致发电机组失磁。
分析此参数设定为“0”后可能出现的现象和结果，与2号机组故障基本一致，初步判断2号机组励磁系统程序中“长期允许最大励磁电流”参数设定错误，是导致本次事件的主要原因。电厂对此开展了试验验证。
④问题验证：
经现场对“长期允许最大励磁电流”定值为0状态下的2号机组励磁系统开展静态试验，验证过励限制动作逻辑，此时过励限制动作值为1.06倍，长期允许最大励磁电流值为0，用继电保护测试仪测试，加入50%励磁电流，增磁至角度为54度，逐渐增加励磁电流大于1.06倍，当过励限制动作后，机组触发角度随之放开，触发角由54度逆变至140.4度，即触发角变化至最大逆变触发角，通过保护测试仪手动减小励磁电流至0.88倍，由于“长期允许最大励磁电流”定值为0，触发角保持为最大逆变触发角，励磁系统此过程中录波结果如下：
备注：蓝色线II：励磁电流白色线UK：控制信号（触发角）
图18 “长期允许最大励磁电流”定值为0的2号机组励磁系统录波图
现场直流电压变化情况如下图：
图19 “长期允许最大励磁电流”定值为0的2号机组励磁电压曲线
通过上述两图可以看出，过励限制动作后过励限制将励磁电流减小至长期允许电流值0，即机组相当于逆变，触发角上升至最大逆变角，励磁装置逆变励磁电压变为0。与2号机组故障现象一致。
为做出对比分析，现场将过励限制动作值仍旧整定为1.06倍，长期允许最大励磁电流值为厂家通用定值1.05倍，其他参数不变开展静态试验，用继电保护测试仪测试，加入50%励磁电流，增磁至角度为54度，逐渐增加励磁电流大于1.06倍，当过励限制动作后，机组触发角度随之放开，触发角由54度逆变至140.4度，即触发角变化至最大逆变触发角，通过保护测试仪手动减小励磁电流至0.88倍，由于“长期允许最大励磁电流”定值为1.05倍，触发角随之逐渐恢复为过励限制前角度，触发角调整过程中由于励磁电流变化采用手动调节继电保护测试仪输出电流，调整速度与实际运行过程中励磁电流差异较大造成调整期间有部分时刻触发角直接变为最大逆变触发角，励磁系统此过程中录波结果如下：
备注：蓝色线II：励磁电流白色线UK：控制信号（触发角）
图20 “长期允许最大励磁电流”定值为1.05的2号机组励磁电压曲线
现场直流电压变化情况如下图：
图20 “长期允许最大励磁电流”定值为1.05的2号机组励磁系统录波图
通过上述两图可以看出，将“长期允许最大励磁电流”定值修改为1.05后，直流电压变化过程与触发角变化过程同步，属于正常调节的体现。
综上所述，通过对比上述两组试验结果，可以确认孤岛程序升级改造后，由于未对参数“长期允许最大励磁电流”进行修改设定，默认为0，当2号机组过励限制动作后，励磁系统强制减小励磁电流到0A，类似励磁系统在并网运行过程中直接逆变，进而造成机组失磁保护动作。
二、事件原因
综合上述分析，事件原因为：
“长期允许最大励磁电流”参数为励磁系统控制程序内部设定参数，参数设定未对电厂专业人员开放设置。电站2号机组励磁系统控制程序在开展孤岛装置适应性改造过程中，由于厂家技术人员在修改2号机组励磁系统程序后，按通常方法使用工作前备份的励磁系统参数进行下载，过程中对新增的“长期允许最大励磁电流”参数存在遗漏（原程序中该参数为固化值，新程序中需进行参数设置，过程中厂家现场技术人员对该情况未了解，也未进行说明），导致该参数直接使用了缺省值“0”，导致2号机组在4月6日08:53运行过程中，由于运行工况达到“过励限制”动作条件，励磁系统强行减小励磁电流至0，使2号机组满足发电机失磁保护动作条件，失磁保护动作停机。
备注：
“长期允许最大励磁电流”作用为：机组“过励限制”动作后，调节励磁电流运行在允许长期运行的范围，该参数即为“长期允许最大励磁电流”的励磁电流范围设定值，其设定方式为额定励磁电流的倍数。
暴露问题：
1、 励磁系统厂家人员对新修改的2号机组励磁系统程序与原程序差异情况掌握不到位，工作中存在疏漏。
2、 电厂人员技术技能水平不全面，未全面掌握修改前后的2号机组励磁系统程序差异情况，虽多次督促厂家技术人员对修改前后程序和参数定值进行复核工作，同时也自行开展检查，但仍存在检查不到位的情况。
3、 电厂对励磁系统软件、程序版本管理存在不到位，对设备改造过程中的软件、程序版本变化情况掌握不到位。
防范措施：
1、 对检查发现的2号机组励磁系统程序中“长期允许最大励磁电流”参数进行设定完善。
2、 申请2号机组开机至空载（不并网）状态，模拟2号机组过励磁限制动作状态，对修改后的励磁系统参数进行动态模拟验证。
3、 督促励磁系统厂家，对新修改的2号机组励磁系统控制程序再次进行全面梳理排查，避免类似情况重复发生。
4、 对后续开展孤岛装置适应性改造的其他机组，励磁系统程序改造后加强对程序涉及定值、动作逻辑的检查和验证。
5、 完善励磁系统软件版本台账，加强对励磁系统软件、程序版本的记录登记。
二、防范措施落实表
序号
措施内容
1
对检查发现的2号机组励磁系统程序中“长期允许最大励磁电流”参数进行设定完善。
2
申请2号机组开机至空载（不并网）状态，模拟2号机组过励磁限制动作状态，对修改后的励磁系统参数进行动态模拟验证。
3
督促励磁系统厂家，对新修改的2号机组励磁系统控制程序再次进行全面梳理排查，避免类似情况重复发生。
4
对后续开展孤岛装置适应性改造的其他机组，励磁系统程序改造后加强对程序涉及定值、动作逻辑的检查和验证。
5
完善励磁系统软件版本台账，加强对励磁系统软件、程序版本的记录登记。
三、附件
附件1 监控系统2号机组运行工况曲线记录
附件2 监控系统动作简报
附件3 2号发变组保护故障录波记录
附件4 2号发电机保护装置A套动作报告
附件5 2号发电机保护装置B套动作报告
附件6
电厂2号机组空载下励磁系统过励限制功能验证
情况报告
1、A通道过励限制功能验证
（1）长期允许最大励磁电流设置为大值工况
发电机空载升压至额定机端电压18kV，此时励磁电压166.1V，励磁电流为1391.69A，励磁电流为额定励磁电流的57.39%，修改过励限制定值为额定励磁电流的60%，长期允许最大励磁电流设置为额定励磁电流的59%，通过励磁调节器手动增磁至调节器报强励动作，动作过程中试所录波如图1所示，厂家软件录波图如图2所示。
图1 过励动作波形（UAB：机端电压，UFD：励磁电压，IFD：励磁电流）
图2 过励动作波形（Ug：机端电压，II：励磁电流，UK：控制信号）
从图1、图2可知，励磁系统过励限制动作后，机端电压由18.296kV下降至17.531kV，励磁电流由过励限制动作前1452.728A（60%额定励磁电流）下降至1327.598A（54.75%额定励磁电流），限制动作后的励磁电流与励磁调节器设置的长期允许最大励磁电流值（59%额定励磁电流）存在一定偏差，原因为调节过程中的误差引起。当达到过励限制动作定值后经过反时限将励磁电流减小至设定的长期允许最大励磁电流值，过励限制动作过程正常。
（2）长期允许最大励磁电流设置为小值工况
将发电机空载升压至额定机端电压18kV，此时励磁电压166.1V，励磁电流为1391.69A，励磁电流为额定励磁电流的57.39%，修改过励限制定值为额定励磁电流的60%，长期允许最大励磁电流设置为额定励磁电流的20%，通过励磁调节器手动增磁至调节器报强励动作，动作过程中试所录波如图3所示，厂家软件录波图如图4所示
图3过励动作波形（UAB：机端电压，UFD：励磁电压，IFD：励磁电流）
图4过励动作波形（Ug：机端电压，II：励磁电流，UK：控制信号）
从图3、图4可知，励磁系统过励限制动作后，机端电压由18.296kV下降至7.262kV，励磁电流由过励限制动作前1452.728A（60%额定励磁电流）下降至439.481A（18.13%额定励磁电流），限制动作后的励磁电流与励磁调节器设置的长期允许最大励磁电流（20%额定励磁电流）存在一定偏差，原因为调节过程中的误差引起。当达到过励限制动作定值后经过反时限将励磁电流减小至设定的长期允许最大励磁值，过励限制动作过程正常。
2、B通道过励限制功能验证：
（1）长期允许最大励磁电流设置为大值工况
发电机空载升压至额定机端电压18kV，此时励磁电压166.1V，励磁电流为1391.69A，励磁电流为额定励磁电流的57.39%，修改过励限制定值为额定励磁电流60%，长期允许最大励磁电流为额定励磁电流的59%，通过励磁调节器手动增磁至调节器报强励动作，动作过程中试所录波如图5所示，厂家软件录波图如图6所示。
图5过励动作波形（UAB：机端电压，UFD：励磁电压，IFD：励磁电流）
图6过励动作波形（Ug：机端电压，II：励磁电流，UK：控制信号）
从图5、图6可知，励磁系统过励限制动作后，机端电压由18.296kV下降至17.509kV，励磁电流由过励限制动作前1452.728A（60%额定励磁电流）下降至1327.598A（54.75%额定励磁电流），限制动作后的励磁电流与励磁调节器设置的长期允许最大励磁电流（59%额定励磁电流）存在一定偏差，原因为调节过程中的误差引起。当达到过励限制动作定值后经过反时限将励磁电流减小至设定的长期允许最大励磁值，过励限制动作过程正常。
（2）长期允许最大励磁电流设置为小值工况
同样将发电机空载升压至额定机端电压18kV，此时励磁电压166.1V，励磁电流为1391.69A，励磁电流为额定励磁电流的57.39%，修改过励限制定值为额定励磁电流的60%，长期允许最大励磁电流设置为额定励磁电流的20%，通过励磁调节器手动增磁至调节器报强励动作，动作过程中试所录波如图7所示，厂家软件录波图如图8所示。
图7过励动作波形（UAB：机端电压，UFD：励磁电压，IFD：励磁电流）
图8过励动作波形（Ug：机端电压，II：励磁电流，UK：控制信号）
从图7图、8可知，励磁系统过励限制动作后，机端电压由18.296kV下降至7.292kV，励磁电流由过励限制动作前1452.728A（60%额定励磁电流）下降至442.533A（18.25%额定励磁电流），限制动作后的励磁电流与励磁调节器设置的长期允许最大励磁电流（20%额定励磁电流）存在一定偏差，原因为调节过程中的误差引起。当达到过励限制动作定值后经过反时限将励磁电流减小至设定的长期允许最大励磁值，过励限制动作过程正常。
3、验证试验结论
通过在自并励空载情况下设置过励限制定值，并且将长期允许最大励磁电流设置为大值、小值两种工况，手动增磁至过励限制动作，验证长期允许最大励磁电流设置较小时会造成机端电压严重下降，从侧面验证了#2机组失磁保护动作时励磁系统长期允许最大励磁电流值采用默认值0时，当励磁系统强励动作经过反时限后过励限制动作将励磁电流直接减小至长期允许最大励磁电流值0，此时机组近似逆变进而造成发电机失磁保护动作。
附件7
电站1-4号机组励磁电流采样对比检查记录
2019年4月13日，·电厂专业人员通过对比计算机监控系统和励磁系统对机组励磁电流采样值的偏差，对电站各台机组励磁系统程序适应性改造后的励磁电流采样情况进行了检查。经对比，各机组励磁系统励磁电流采样值均未出现异常。
1号机励磁电流采样
机端电压
有功
无功
励磁电流（监控采样）
励磁电流（励磁内部采样）
励磁电流偏差
偏差率
18.78kV
264.8MW
113.96Mvar
2198.83A
2233A
34.17A
1.54%
2号机励磁电流采样
机端电压
有功
无功
励磁电流（监控采样）
励磁电流（励磁内部采样）
励磁电流偏差
偏差率
18.79kV
267.9MW
113.39Mvar
2191.993A
2230A
38.01A
1.74%
3号机励磁电流采样
机端电压
有功
无功
励磁电流（监控采样）
励磁电流（励磁内部采样）
励磁电流偏差
偏差率
18.82kV
264.67MW
113.08Mvar
2245.7A
2287A
41.3A
1.84%
4号机励磁电流采样（空载状态）
机端电压
有功
无功
励磁电流
（监控采样）
励磁电流
（励磁内部采样）
励磁电流偏差
偏差率
18.43kV
1553A
1574A
21A
1.35%
7.35kV
454A
452A
-2A
-0.4%
电制动状态
810A
810A
0A
0%
