摘要：某电厂新建4号机组调试期间，机组解列时发生程序逆功率保护未正常动作事件。简要过程如下：2019年03月31日21：36：42机组首次并网后解列时，汽机打闸，超高压主汽门关闭到位，发电机有功显示到最小值1.85MW，发变组程序逆功率保护未动作，21：37：35秒运行人员手动解列发电机。发电机挂网逆功率运行53s，程序逆功率保护动作异常。
　　关键词：发电机调试;程序逆功率保护未动作;原因分析
　　一、发电机逆功率保护定值单
　　该机组采用GE发变组保护装置，4号发电机程跳逆功率保护和逆功率保护定值单如下：
　　二、 程跳逆功率、逆功率保护动作出口
　　全停1——跳主变高压侧开关，解除母差复压闭锁、启动失灵，关主汽门，灭磁，跳高厂变低压A/B分支开关，启动快切，发出信号。 逆功率保护逻辑图如下：
　　三、原因分析
　　根据发变组逆功率保护定值单，发电机程序逆功率，经主汽门关闭接点闭锁，定值0.006PU，延时1.5s动作;发电机逆功率不经主汽门关闭接点闭锁，定值0.007PU，延时30S动作。本次解列，实际动作时间53s，保护未正常动作。查看发变组保护装置内部事件记录，程序逆功率模块启动返回21次未动作出口。
　　可能的原因有：1.保护逻辑不合理;2.发变组程序逆功率模块回路功率测量晃动，未到动作值;3.汽轮机汽门漏汽导致发电机逆功率定值未到动作值;4.机组实际逆功率数值数值偏小，保护定值不合理。
　　检查处理：1.3号、4号机保护逻辑相同，主汽门关闭后3号机程序逆功率动作时间约2s，机组解列时横向保护动作正常。同时参考保护装置、定值计算单位相同的其他三家电厂，定值逻辑设置一致;2.调试单位方天公司重新调试程序逆功率保护，保护动作正常;并检查程序逆功率回路电缆屏蔽正常，发变组程序逆功率模块晃动原因可排除。3.汽机汽门漏汽的可能性无法排除。汽轮机超高主汽门关闭动作过程为，超高主跳闸电磁阀动作，卸去EH液压油，弹簧力将超高主关闭，阀位小于3%即判断为关闭到位，超高压主关闭信号去发电机A、B屏。若汽轮机各主汽门有轻微漏汽，在汽机打闸后，仍能提供较小动力，比如500kW，就可能会使得逆功率模块不能可靠动作，导致无蒸汽运行时间延长;4.机组实际逆功率数值偏小，致使无法达到保护动作值，保护定值不合理。汽輪机组主汽门全部关闭后，发电机在电动机状态下拖动汽轮机，实测的逆功率数值有很大偏差。文献1中提到，QFSN2-300-2型同类型机组，某发电厂4台300MW的发电机组，实测三相一次逆功率为
　　-6000kW左右，而另外一家发电厂，2台300MW机组实测三相一次逆功率为-3600kW。本文中机组在进行保护计算时，其逆功率实测值按-9000kW进行计算，不排除两台机组的实测逆功率值偏差较大的可能性，4号机组实际逆功率值较小导致逆功率值在动作边界，程序逆功率保护不能正常动作。
　　因机组处于基建整套启动调试阶段，综合考虑几种原因后，决定更改程序逆功率保护定值：程序逆功率保护定值由0.006PU（0.8%PN）改为0.005PU（0.72%PN），时间由1.5s改为1.0s。改前，程跳逆功率保护动作功率：
　　四、处理效果
　　2020年05月19日19：22分，4号机调试中停机时，发变组程序逆功率保护动作正常，从主汽门关闭到程序逆功率动作3.0s，GE保护中程序逆功率模块返回2次后动作出口。后续4号机组在机组解列或者跳闸时程序逆功率保护均动作正常。
　　结论：通过该机组程序逆功率保护动作异常分析处理，总结经验如下：首先，基建机组程在整套启动调试首次并网解列时，应注意对程序逆功率保护动作是否正常的检查。机组跳闸或正常解列，立即检查发变组主开关、灭磁开关状态，防止发电机程序逆功率保护未动作，汽轮机无蒸汽运行，损害低压缸末级叶片。若发电机程序逆功率保护未正常动作，检查汽轮机超高主汽门关闭到位，确认发电机有功小于5MW后，手动解列发电机;其次，发电机组逆功率实测值偏差较大，发电机程序逆功率的整定值应根据每台机组的逆功率实测值进行调整，以保证保护可靠动作。