1.1　动作情况
　　该保护装置于1996年12月26日首次并网，通过168h试运行，又经过一次全面消除缺陷和1998年5月～6月的第一次大修，在历时2年的运行过程中，保护全部动作情况见表1。表1　WFBZ-01微机保护动作情况
保护类型动作
次数正确动
作次数不正确
动作次数不正确动作原因
逆功率保护1
(顺序停机保护)12111主汽门关闭判据开关量接反
机跳电保护660
逆功率保护2990
定子断水保护1　1热工无延时
失磁保护110
定子匝间短路保护11　仪表电压互感器层间绝缘瞬时不良
1.2　动作分析
　　a.机组在168h试运行期间，以及试运行通过后的前半年运行期间，锅炉、热工、汽机等方面问题特别多，如锅炉燃烧不稳定，主燃料保护失灵，即MFT保护经常动作，造成停机、停炉。其逆功率保护1(由主汽门关闭开关量和逆功率1组成“与”门，经0.5s出口跳主断路器和灭磁开关)先后动作12次，其中1次不正确动作，是在168h试运行期间，由于热工输出的主汽门关闭开关量的常开、常闭接点接反，造成在并网时发电机瞬时逆功率动作出口停机、停炉，于是暂时停用逆功率保护1。在此期间，当热工保护动作停机、停炉时，由逆功率保护2经30s延时出口跳主断路器及灭磁开关，共动作9次，全部正确。另有6次属机热工保护动作(由主汽门关闭开关量和AST低油压组成“与”门)，直接启动电气出口跳主断路器及灭磁开关。
　　在1998年5月～6月机组第一次大修期间，最终查明原顺序停机用主汽门关闭开关安装不合理，同时主汽门关闭开关量和AST低油压组成“与”门直接启动电气出口也不尽合理，于是改成主汽门关闭开关量和AST低油压组成“与”门的回路和逆功率1组成顺序停机保护，这样必须由主汽门已关闭和逆功率保护1动作作为主汽门关严的充分条件，实现顺序停机、保护出口跳主断路器和跳灭磁开关。此后机、炉保护动作全部由逆功率保护1进行，其动作全部正确。
　　b.发电机定子冷却水断水保护动作1次。从定子断水保护本身来说，动作是正确的。由于设计时将断水保护延时设置于热工回路中，但实际上热工回路中无此延时，168h试运行期间出现冷却水瞬时波动断水，造成断水保护瞬时出口停机、停炉。后在微机保护的软件中设置定子断水保护延时，至今该保护运行正常。建议以后对断水保护的延时就设置在微机保护中，这很容易实现，而在热工回路中设置此延时，往往会造成某些疏漏。
　　c.1997年5月26日7点45分，发电机因某种原因工作于50Hz手动励磁状态，当时发电机有功输出210MW，无功输出90Mvar，机端电压19kV，励磁机主励电流92A。此时根据系统要求，发电机增加有功输出，同时未及时调节50Hz手动励磁，当发电机有功增至282MW时，无功逐步进相至154Mvar，由于电枢反应和接至机端的50Hz手动励磁随机端电压下降，励磁反而降至75A，机端电压由19kV降至16.5kV，发电机功角由38.2°增至94.3°，定子电流由86.5In增至113In，机端阻抗(二次侧)由第Ⅰ象限ZF=24.17ej21.6°Ω迅速进入第Ⅳ象限ZF=11.95e-j28.5°Ω，ZF进入失磁圆内，经1s，失磁保护动作出口，造成停机、停炉。失磁保护动作行为正确。
　　d.发电机定子匝间短路保护由专用的电压互感器(TV)开口三角形连接的三相绕组(简称开口三角)供匝间保护测量发电机基波零序电压。匝间保护的灵敏段，其基波零序电压整定值为2V，延时0.1s；不灵敏段，基波零序电压整定为4V；3次谐波制动电压门槛整定为4V，制动系数为0.4。发电机在各种负荷情况下测得开口三角基波零序电压小于0.065V，微机保护显示屏显示基波零序电压小于0.017V。1997年11月27日18时58分，机组带有功负荷285MW，无功负荷140Mvar，系统内无操作也无故障，匝间保护突然出口跳闸。事后分析判断发电机定子绕组无匝间短路，于是重新启动机组，在发电机满速后，发电机升压至5kV，10kV，15kV，20kV时，测开口三角基波零序电压均小于0.017V，在20kV时，经1min，开口三角基波零序电压突升至2.01V，但一次系统无异常，过后开口三角基波零序电压又消失，后将发电机并网，经数分钟开口三角基波零序电压又升至1.95V，停留1min后又消失。在1997年11月28日发电机带230MW负荷后，测开口三角基波零序电压为0.95V，但随后又消失，此时匝间保护按原定值投入信号，以后经长期监测，匝间保护开口三角基波零序电压均小于0.065V，且匝间保护至今未有动作信号出现。
　　1998年5月～6月机组大修时，曾对匝间保护一、二次回路进行重点检查，未发现异常。但在对接于机端另一组电压互感器(TV)进行空载特性试验时，发现当在电压小于UN情况下，伏安特性正常，至1.3UN时，TV立刻出现一次绕组匝间短路，从此绝缘未恢复。由此分析，可能该机组TV一次绕组匝间(层间)绝缘本身存在缺陷，在运行中可能有瞬时层间绝缘损坏情况。由于该TV在机端和匝间保护专用TV经发电机中性点中阻抗(5000Ω)并联，所以该TV一旦出现瞬时层间绝缘破坏，在匝间保护专用TV的开口三角处能测量到基波零序电压，从而导致匝间保护动作。另外在运行期间，高压出线近区曾发生接地故障，WFBZ—01型保护无任何异常情况发生。
2　初步评价
　　a.通过投产调试及第一次大修试验，认为WFBZ—01型微机保护调试方便、简单、可靠，因此取消了另配一套集成元件保护的方案。
　　b.微机保护改动比模拟保护方便，易于实现。如低阻抗保护增加电流闭锁时，可以不增加任何硬件设备和回路，而仅在软件中实现。
　　　　c.该装置已投运2年多，未发现重大缺陷。特别是1998年来，其逆功率保护、失磁保护等均有多次正确动作记录，其它保护也经过几次区外故障的考验，无误动等异常情况发生。
　　d.对保护的配置，应充分考虑某一屏停用时，不失去主保护和动作较多的后备保护，建议对某些重要的保护应双重化配置(包括后备保护)，并应分配在不同屏柜内。
　　e.在运行中发现的问题，很多可以在投运前试验时发现和清除，所以对该保护在试验时应列出详细的试验项目，试验时不要漏项，这样可以减少在投运后出现异常和故障。
　　f.针对已获得的运行资料，我们对12号、13号300MW机组保护进行改造，也采用了WFBZ—01型微机保护，并不再配置集成电路保护，为全厂微机网络化创造条件，使技术更新再上一个台阶。3　几点体会　　300MW机组保护自1974年在我厂投运至今，有20余年的运行历史，300MW的微机保护运行时间也已有2年多，我们对大机组保护的运行有以下几点体会。
3.1　逆功率保护
　　大型发电机组保护动作几率最多的是顺序停机逆功率保护。采用微机型逆功率保护后，与过去采用的模拟型逆功率继电器相比，动作的正确率非常高。一般采用顺序停机方式的逆功率保护要求主汽门关闭的开关量必须调整合理，只有在主汽门关闭位置时接点接通，其它位置接点均应断开。顺序停机保护的延时可取0.5s～2s，对以无主汽门关闭的开关量为判据的逆功率保护延时可为30s，其逆功率整定值对300MW机组应为40MW及以下。另外，逆功率保护不应和任何电气故障量保护发生联系，即逆功率保护是独立的。
3.2　发电机转子一点接地保护
　　早期的双水内冷发电机转子引线拐脚容易断裂，曾引起转子频繁一点接地，所以转子一点接地保护正确动作显得十分重要。现在对转子引线拐脚改进后，拐脚断裂已基本消除，转子一点接地现象已十分稀少。然而转子一点接地保护却引起了新的无故障误动问题增多。现在采用叠加工频交流电压的导纳型转子一点接地保护，或用霍尔元件构成的测量转子对地等效电导或等效电阻分量的转子一点接地保护，从理论上讲，可不受转子对地大电容的影响。实际上当轴电刷有较大的过渡接触电阻时，很容易误动，如用在大机组上，只要轴电刷的刷架或轴电刷装配得不够好、轴电刷的弹簧压力不够以及轴电刷接触有油污等，均会引起轴电刷接触不良，保护易误动。所以正确的装配刷架、轴电刷，增加电刷弹簧压力，及时清除油污，对轴电刷进行良好的维护，是消除该保护误动的关键。用乒乓式转子一点接地保护极易实现。对于旋转整流励磁的发电机，采用定时通过举刷装置探测转子对地绝缘电阻值的方法来实现转子一点接地保护，其缺点是保护的可靠性依赖于举刷装置，同时不能连续监视转子绝缘性能。
3.3　转子两点接地保护
　　目前大机组大都采用测量机端电压中的2次谐波分量为判据的转子两点接地保护。在各种正常工况下，300MW机组机端电压的2次谐波分量不大于0.15UN，所以我厂对这类保护2次谐波分量动作值整定为(0.35～0.6)UN。由于该保护判据相当薄弱，在实际运行中，不论是模拟保护还是微机保护都曾有过不同程度的误动，如无故障情况以及区外故障时均有过误发信号(该保护在我厂投运方式为只投信号)。对于微机型相同原理的保护，由于该机组是旋转整流励磁，所以停机时残压持续时间较长，且残压频率已不是50Hz，该保护停机时均误发信号。由于大机组确定转子一点接地后，都不会连续运行，所以不会到发展成两点接地时才停机检修。根据以上情况，对该原理的转子两点接地保护只投动作信号是合理的，另外对微机型保护，应开发新判据的转子两点接地保护较为适宜。
3.4　失磁保护
　　我厂曾有过二次励磁回路的失磁和严重低励现象，其中模拟型和WFBZ—01型微机保护各动作一次，动作行为均正确。失磁保护整定值的选择也是失磁保护正确动作的关键，我们认为按异步边界圆动作与高压侧低电压动作组成的“与”门，且整定值取85UN，以0.5s动作出口，异步边界圆以1s动作出口(以上均应加TV断线闭锁)。例如某电厂300MW机组采用的失磁保护判据为用高压侧电压(整定值为85UN)和异步边界圆组成“与”门，结果在转子引线处短路而引起失磁，失磁时系统电压大于85UN，机端阻抗虽已进入异步边界圆内，但保护经1s未出口，随之电压下降至85UN，但此时机端阻抗又滑出异步边界圆，这样保护又未出口，最后引起整流柜故障，保护经4s出口，使引线严重烧坏。但为了减少某些励磁回路故障引起的停机次数，可按静稳边界圆判据自动减有功出力，按异步边界圆与系统电压下降判据出口跳闸。
3.5　定子匝间短路保护
　　目前除定子双星形中性点引出的机组可以采用横差作定子匝间短路保护比较完善、可靠外，用其它判据构成的匝间短路保护，由于故障时判据不完善，其正确动作率甚低。WFBZ—01型微机匝间保护采用机端专用电压互感器基波零序电压为基本判据，分灵敏段和次灵敏段，其中灵敏段用区外故障时出现的3次谐波作为制动量。在我厂应用时，曾因机端其它TV层间绝缘瞬时破坏，匝间保护测量到基波零序电压而动作；还有在区外故障时受3次谐波制动而匝间保护未误动的实例。希望有其它判据，使匝间短路保护更为完善。
3.6　过励磁保护及过电压保护
　　从多年来运行情况看，大机组保护必须设置可靠和整定合理的过励磁保护和过电压保护，特别是当发电机在满速升压过程中，当励磁调节器失控时极易出现危险的过励磁和过电压，其过励磁和过电压保护要和发电机、主变压器等过励能力较弱的设备配合。如某300MW机组在空载升压过程中由于励磁调节器损坏失控，在合上励磁开关时，励磁迅速上升，因主变过励磁，其空载电流导致发电机—变压器组比率制动差动保护动作。所以发电机—变压器组在空载状态，未并网前的过励磁、过电压危害特别严重。一些过去的机组在这方面也考虑得不多。我们认为须加装过励磁、过电压保护，可以分段设置，也可以按反时限特性和机组过励磁、过电压能力配合设置，同时必须设置短时限或0.5s的上限过励磁、过电压保护，以便在并网前发电机组出现最危险的过励磁、过电压时，能快速切断励磁，保证机组的安全。
3.7　低阻抗保护
　　根据多年运行经验，大机组采用低阻抗作为高压母线的后备保护，在某种程度上也有一定的意义，但模拟型保护正确动作率很低，特别因装置内、外电压回路断线而误动的情况频繁发生。我厂对现在运行的模拟型和微机型低阻抗保护均装设了电压回路断线闭锁和电流闭锁回路，至今该两套保护未有误动发生。模拟型保护电流闭锁元件整定值Idz取(1.1～1.15)IN/0.85；微机型保护的返回系数比较高，Idz取(1.1～1.15)IN/0.95。
3.8　差动保护
　　目前大机组差动保护均已采用起始动作电流小于额定电流IN的比率制动差动保护，也不考虑TA断线闭锁。我们认为大机组保护在TA断线时，当负荷电流达到动作电流，就应由保护动作出口而停机，TA断线不应闭锁差动保护而只动作于信号。一般起始动作电流Idz取(0.2～0.4)IN，比率制动系数取Kz≈0.4(微机保护)，这样在故障时灵敏度是足够的，如按理论计算，起始动作电流和制动系数还可下降，但最好在局部机组上对高灵敏度定值进行试运行，且经过多次区外故障考验后方可推广采用。差动保护定值按理论计算与实际运行不符合的情况也屡有发生，所以采用高灵敏定值(纵差、横差)最好要慎重一些，避免不必要的误动。
3.9　关于微机保护最大故障电流的考虑
　　根据目前国内微机型元件保护的使用情况，在大电流工况下应注意以下问题：
　　a.电流很大时一次TA饱和对保护特性的影响；
　　b.电流很大时，装置数据采样系统的非线性如二次TA及A/D转换器的饱和对保护动作特性的影响；
　　c.电流很大时，按工作在额定电流附近设计的后备保护精确计算的适应性；
　　d.需要大电流定值的场合，装置整定范围是否满足要求。
　　我厂使用的WFBZ—01型微机保护装置，在调试时发现厂高压变压器电流速断要求的整定值(此定值大)已超出装置整定范围；低阻抗保护在二次电流达125A时已超出计算范围。后经修改程序，更换二次电流互感器，使保护在最大故障电流且一次TA不饱和情况下能正确动作。
3.10　误上电或启停机保护
　　电压等级在220kV及以下，且一次系统较为简单的双母线接线时，对大机组保护可不考虑装设误上电或启停机保护；电压等级在220kV以上或一次系统较复杂的大机组保护应考虑误上电或启停机保护。[1]