一、发电机保护（逆功率保护）
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发电机逆功率的定义
一般而言，发电机的功率方向应该为由发电机流向母线，但是当发电机失磁、汽轮机处于无蒸汽状态运行或其他某种原因，电功率由发电机送出有功（P为正值）变为送入有功（P为负值），发电机有可能变为电动机运行，从系统中吸取有功功率，即为逆功率。
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发电机率功率的危害
对机组产生的影响
- 发电机逆功率保护是汽轮发电机在某种原因主汽门关闭时，汽轮机处于无蒸汽状态运行，此时发电机变为电动机 带动汽轮机转子旋转，汽轮机转子叶片的高速旋转会引起风磨损耗，特别是在尾端的叶片可能引起过热，造成汽轮机过热，造成汽轮机转子叶片的损坏事故。
- 利用功率倒向（逆功率）可以构成逆功率保护，所以逆功率保护的功能是作为汽轮机无蒸汽运行的保护。
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发电机程序逆功率保护
程序逆功率保护作用
发电机程序跳闸逆功率保护的主要功能是防止发电机在带有一定有功负荷的情况下，突然跳开主断路器而汽轮机主汽门又未全部关闭。此时汽轮发电机有可能出现
超速而飞车的事故。为避免此类重大事故的发生，所以对非短路故障的某些类型的保护，动作后作用于先关闭汽轮机的主汽门，待发电机逆功率继电器动作后，与主汽门关闭后接通的辅助触点组成与门，经一短时限组成程跳逆功率保护，动作后作用于全停。逆功率保护和程序逆功率保护的区别
- 发电机逆功率保护是为了防止逆功率后，发电机变电动机，带动汽轮机叶片，造成转子叶片损害。归根结底是怕原动机动力不足反被系统带着跑。
- 发电机程序逆功率则是为了防止突然解列后，主汽门没有完全关闭，引起超速飞车，从而 利用逆功率来规避。归根结底是怕原动机动力突然太足超速。
- 逆功率就像是一台天平秤，判断原动机和系统哪边更有POWER。在发电机停机时，可以用程序逆功率保护先将汽轮机中的剩余功率向系统送完后再跳闸，从而更能保证汽轮机的安全
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发电机逆功率保护的整定原则
动作判据
动作功率
动作时限
经主汽门触点时，延时1.0s～1.5s动作于解列。不经主汽门触点时，延时15s动作于信号，根据汽轮机允许的逆功率运行时间，动作于解列时一般取1min～3min。
二、实际案例分析
（案例一）燃机逆功率挂网运行
1、事件经过：2014年06月18日15:22，#2燃机燃烧调整试验结束按计划停机，燃机发停机令自动执行停机顺控，有功负荷降至20MW并继续下降，无功功率一直为20MVar，有功负荷下降至-11 MW燃机仍未解列，运行人员立即手动打闸停机。
2、原因分析：燃机停机顺控逻辑为燃机发停机令降有功负荷，当有功负荷小于2 MW，无功负荷小于3 MVar，自动断开发电机出口开关，燃机解列，但燃机停顺控只有降低有功负荷逻辑，无降低无功负荷逻辑，导致自动断开发电机出口开关条件不满足，而燃机发电机逆功率保护定值为-18MW，未达到逆功率保护定值，燃机逆功率挂网运行。
3、预防措施：优化燃机停顺控逻辑，降低有功功率同时降低无功功率。在逻辑优化前手动降低无功功率，避免燃机逆功率挂网运行。
（案例二）某电厂#5发电机励磁整流变低压交流母线短路故障及转子一点接地保护、逆功率保护动作事件
1、事件经过
2016年2月1日下午15时20分，#5机组小修后准备启动，运行人员测发电机及发变组各侧绝缘，发现发电机转子绝缘接近为零，即联系检修人员处理。
电气分部电机检修人员当晚及第二天上午对发电机励磁系统直流回路部分按发电机转子、励磁直流母线、励磁整流柜分段解体检查确认，引起发电机转子绝缘低的部分是励磁直流母线。由于该母线至发电机侧一段为封闭母线箱，无检修门孔，从端部观察并无异常现象，根据已往机组停机一段时间后由于空气湿度较大绝缘下降的经验，经有关人员研究决定，采用给发电机加励磁电流的方法，使励磁回路发热去湿，以提高绝缘水平。
2月2日上午10时45分，#5发电机合灭磁开关加励磁，刚一加励磁灭磁开关即跳，运行人员检查发现励磁整流变差动保护动作。高压班检修人员接通知后到励磁整流变就地检查，励磁整流变及母线箱外观均未见异常，也未见烟雾或焦糊气味，经有关人员研究决定打开低压母线箱盖检查。打开低压母线箱立段盖板后，即发现母线有电弧熏黑痕迹，后将全部盖板打开，查距励磁整流变约3.5m处母线为故障点。该母线为三相立式布置，由带凹槽的环氧树脂板按段分相隔开，查故障点处A、B两相母线上缘各有一点状电弧烧灼痕迹，故障点处附近约2 m范围内的母线有被短路弧光熏黑的痕迹，在故障点下部的母线箱底找到两节约6cm长的焊条，焊条两端均有烧融的现象，与母线的烧灼痕迹相吻合，可以确定该焊条是引起励磁整流变低压母线短路的原因，故障发生前有焊条掉入母线箱，并横搭在A、B两相母线上，故障发生时，短路电流将焊条烧断。当日下午，高压班及盛邦检修人员进行了紧急抢修，至１８时抢修结束。与此同时，电机班又对发电机励磁直流母线部分进行了进一步检查、清擦，做交流耐压４００Ｖ试验合格，并将发电机刷架单独解开检查仍未发现问题。
２１时３０分许，＃５机组启动，运行人员执行＃５发电机并列操作。
２１时３３分，在执行至“合＃５发电机灭磁开关FCB”一项时，发电机转子一点接地保护动作，运行人员即手切FCB开关，停止＃５机组启动操作。经有关人员研究决定，将发电机侧励磁直流封闭母线箱焊开检查处理，同时采用用烤灯烤及通大电流的方法加热励磁直流母线，焊开封闭母线箱后检查发现该段母线及支持瓷瓶积灰约１mm厚（＃５发电机与＃１－４发电机不同，电机班检修人员不了解此处存在该瓷瓶，之前从封闭母线箱端部观察时也看不到该瓷瓶），清理后，测该段母线绝缘升至０.２M，发电机转子及励磁回路整体绝缘升至０.１５M。
2月３日凌晨０２时 ３０分，运行人员再次执行＃５机组启动操作；
０２时５５分，执行＃５发电机并列操作成功；
０２时 ５６分＃５发电机逆功率保护动作，＃５发变组跳闸。经继保人员检查为发电机出口PTTV２二次保险座接线接触不良，导致发电机逆功率保护误动作。
2月３日早０７时 ４１分，＃５发电机并列操作成功。
2、故障原因及防范措施
1）励磁整流变低压母线短路
故障原因：
引起励磁整流变低压母线短路的原因，是故障发生前有焊条掉入母线箱。励磁整流变及母线的检修工作于１月２１日完成，并通过验收后封盖。１月３０－３１日，按小修项目要求，盛邦检修人员在励磁整流变上部加防雨棚，施工时，两名检修人员站在低压母线箱上，并将数根焊条放低压母线箱上，而低压母线箱在承受两人重量后，箱盖发生变形，在箱盖衔接处的边缘形成斜面，焊条由此滚入并搭在两相母线上，#5发电机合灭磁开关加励磁时，发电机机端产生电压，造成励磁整流变低压母线短路。
防范措施：
对于类似于在母线箱或电缆桥架上部的动火工作，必须采用诸如垫防火隔板或石棉垫的防火措施，将动火工作下方的设备遮盖起来，一方面起防火作用，另一方面防止杂物落入设备上。
2）发电机转子一点接地保护动作
故障原因：
＃５机组长时间处于小修停机状态，由于空气湿度较大，使发电机转子回路整体绝缘降低，加之励磁直流封闭母线箱由于结构封闭原因无法检修清扫，电机班检修人员又不了解存在瓷瓶，使瓷瓶上的灰尘未得到及时清理，造成转子回路整体绝缘低，达到发电机转子一点接地保护动作值而动作。
防范措施：
在励磁直流封闭母线箱上开检修孔，及时对母线和瓷瓶进行清扫检查；在励磁直流母线箱内敷设加热带，防止设备受潮绝缘降低。
3）发电机逆功率保护动作
故障原因：
＃５发电机出口PTTV２二次保险座接线接触不良是导致发电机逆功率保护误动作的直接原因。＃５机组刚刚完成小修，继保班检修人员也对＃５发电机出口PT就地二次线箱内接线进行过检查，但仍留下设备隐患，属检修质量不良。
防范措施：
要进一步加强对检修质量的管理，工作认真细致，并采取必要的技术措施和方法及时发现诸如PT二次线接触不良的问题。
3、教训和故障责任
＃５机组小修后，由于电气设备的原因，影响了机组的启动，事件涉及电气分部高压、电机、继保三个班组，事件的发生虽存在一定客观和偶然因素，但从根本上来讲，我们在设备管理和设备检修方面还存在问题。要进一步增强工作责任心，提高机组大小修质量；对于外协检修项目，不能以包代管，既要把好检修质量关，又要把好检修安全关，尤其要注重安全措施的制定和落实；对于在#1-4机已经采取的实践证明行之有效的一些安全技术措施，要及时在新机组推广实施，不要等问题发生后才被动的去做。
（案例三）某电厂600MW机组逆功率保护未动作原因分析
1、事件经过
某日，某电厂1 号机组（600MW）带负荷正常运行，14：57：40， 1 号机组热工保护ETS 动作关闭主汽门。发电机逆功率运行，但发变组逆功率保护未动作。14：59：22，运行人员手动按1 号机组紧急停机按钮，1 号机组主开关跳开，机组全停。
2、原因分析
经现场检查，1 号机组热工保护ETS 动作的原因为ETS 机柜内部出现故障，从而导致热工保护动作关闭主汽门。主汽门关闭后，发变组程序逆功率保护应动作，但实际情况是保护并未动作。
大型发电机组程序逆功率保护一般由主汽门关闭信号及逆功率动作组成，当两个条件同时满足后保护才会动作。该厂程序逆功率保护为两套独立的电气量保护，程序逆功率保护动作值为-2%PN，动作时间为1s。依据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684～2012），逆功率保护动作功率定值Pop 一般整定为-（0.5%～2%）Pgn，但大型发电机组当主汽门关闭后，转子依靠惯性继续运转，在短时间内无法达到-2% Pgn 的定值，本次程序逆功率未动作的原因为动作整定值设置偏高，发电机在短时间内逆功率无法达到整定值。
3、防范措施
主汽门关闭后，程序逆功率保护不能正确动作的情况已在多个电厂出现过。针对这种情况，应采取下列措施。
（1）按照《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684～2012）第4.8.3a)要求，逆功率保护动作功率定值Pop 一般整定为（-0.5%-2%）Pgn，并应根据主汽门关闭时保护装置的实测功率值进行校核。根据机组实际运行反馈信息来看，当主汽门全关闭后，相同容量机组的实测逆功率有很大的差别，故建议在有条件的情况下，可以在停机过程中，根据汽轮机主汽门关闭后发电机逆功率的实测值，进一步优化逆功率保护定值，以满足实际运行的要求。应尽量提高保护的灵敏度，可以将程序逆功率定值整定为-0.5%至-1% Pgn。
（2）逆功率保护和正向低功率保护需要测量不足1%的有功功率，对精度的要求很高，而从目前的微机保护运行情况看，大部分电厂是逆功率保护与常规保护共用一组电流互感器，精度选择为5P20 或TPY，虽然能满足常规保护的要求，但保护用电流互感器和微机保护测量回路的误差对测量不足1%的有功功率影响是很大的，故建议工程中使用精度不低于0.5 级的测量级电流互感器，同时微机保护装置采用测量级通道测量逆功率，目前已有部分新建电厂采用这一设计。
（3）根据国家电网生〔2012〕352 号文《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（修订版）第3.1.3.1 条：“并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684～2012）的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。”正确地计算继电保护定值是所有基层继电保护工作的基础，建议电厂聘请具有咨询资质单位进行复算和校核。
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