一起发变组差动保护误跳闸事故分析_secret

1、一起由发变组差动保护误动引起的跳闸事故分析摘要：本文针对一起由于发变组差动保护误动引的跳闸事故进行分析，提出现场事故处理的判断程序和方法，针对发变组（变压器）差动保护误动的相关技术问题进行讨论，并提出处理建议，供从事水电站继电保护施工、设计的同仁参考。主题词：发变组微机差动保护装置 差动保护 穿越性励磁涌流二次谐波一、前言发电机定子绕组或输出端部发生相间短路故障或相间接地短路故障，将产生很大的短路电流，而在此情况下所产生的热、电动力效应或电弧可能烧毁发电机线圈、定子铁芯及破坏发电机结构。为保证发电机组安全经济地运行，必须配置完善的保护系统。发电机纵联差动保护是发电机相间短路和相间接地短路最重要

2、的主保护，在发电机定子绕组或输出端（差动保护范围内）发生相间短路故障或相间接地短路故障时能迅速切断故障回路，灭磁停机，从而最大限度地保证机组设备的安全。对于发电机变压器单元接线方式，在主保护配置上常采用发电机纵差保护、变压器纵差保护和发变组纵差保护配置的方式进行。目前，由于微机型差动保护装置具有灵敏度高、响应速度快、保护死区小等优点，在电站电气主设备保护中得到了广泛的应用。发变组差动保护装置均由两部分组成，即由分相差动元件和浪涌判别元件。分相差动元件常采用比率制动式原理，以保证动作的高灵敏度和高响应速度，而浪涌判别元件则是防止变压器在过激磁时差动保护误动，常采用谐波制动原理。另外，在变压器或发

3、变组内部严重故障时，为防止TA饱和、电流波形畸变而致使差动保护元件拒动或延缓动作，还设定有差动保护速断元件。二、故障现象由我公司指导安装的越南洛富明电站，装机225.5MW，采用发变组单元接线，通过一回110kV线路送至洛克林变电站与系统相连，线路长度为35km，其电气主接线简化图如下图。发变组差动保护采用发电机差动、变压器差动和发变组差动保护的配置方式。在2机系统进行系统受电时，需对2发变组主变压器进行高压侧全电压冲击合闸试验。调试人员在在征得越方调度许可后，先后分三次对主变进行高压侧全电压冲击合闸试验，首次对2#主变进行全电压冲击合闸试验时，1机组运行负荷约为15MW，试验正常。冲击合闸后

4、主变首次带电5Min，一次系统设备无异常。在分开断路器静置5 Min后对其进行第二次全电压冲击合闸试验，此时运行的 1机组负荷为25MW，在2主变高压侧断路器合闸后，主变压器出现较大的冲击声响，同时1机组发变组差动保护、1主变差动保护A相差动保护均动作，其具体保护动作采样值详见下表，1机组由于差动保护动作事故联动停机。110KV母线差动保护A相差动保护动作，由于母线差动采用三取二方式，未发跳闸动作信号，仅发出告警信号。WFB802发变组保护装置保护动作报告（87GT）GT差动保护A相动作保护出口时间：25ms动作跳闸时间：2007-01-02 17:07:27.98901HVIa2.58022

5、A09UT HVIc0.01103A02HVIb3.11250A10Dif Ia1.64A03HVIc2.36125A11Rst Ia3.14A04G NeutralIa3.14171A12Dif Ib0.57A05G NeutralIb3.18060A13Rst Ib3.18A06G NeutralIc3.58295A14Dif Ic1.31A07UT HVIa0.01309A15Rst Ic3.58A08UT HVIb0.02243A注：HV Ia（Ib、Ic）：指主变压器高压侧CTA相（B相、C相）电流采样值；G Neutral Ia（Ib、Ic）：指发电机中性点CTA相（B相、C相）电

6、流采样值；UT HV Ia（Ib、Ic）：指发电机带旁路分支回路CTA相（B相、C相）电流采样值；Dif Ia（Ib、Ic）：指差动保护装置采样的差动电流；Rst Ia（Ib、Ic）：指差动保护装置所采样的制动电流。WFB802发变组保护装置保护动作报告（87T）T差动保护A相动作保护出口时间：28ms动作跳闸时间：2007-01-02 17:07:27.99101HVIa2.22253A09UT HVIc0.01259A02HVIb3.30120A10Dif Ia1.67A03HVIc2.41342A11Rst Ia2.90A04G GtermIa2.90038A12Dif Ib0.81A0

7、5G GtermIb3.20285A13Rst Ib3.30A06G GtermIc3.52163A14Dif Ic1.11A07UT HVIa0.02287A15Rst Ic3.52A08UT HVIb0.00098A注：表中各符号的定义与上表同。发变组差动保护参数设定如下：定 值 名 称整定范围备 注变压器比率差动保护额定电流整定值0.1In -1.2 In最小动作电流1.4A0.1In -1.0InIop.0最小制动电流3.6A0.5In -2InIres.0比例制动特性斜率0.40.3-0.7S2次谐波制动系数0.180.15-0.30K2差动第1侧平衡系数10.1-4差动第2侧平衡系

8、数0.90.1-4差动第3侧平衡系数0.90.1-4五次谐波投退00-11：投入 0：退出识别励磁涌流方式00-11：波形畸变0：二次谐波差流速断电流14.4A1In -12InTA断线闭锁差动00-11：闭锁 0：不闭锁以下为保护软压板比率制动式差动软压板：投入 ：退出差流速断软压板：投入 ：退出差流越限软压板：投入 ：退出三、事故原因分析及处理：1、事故后的检查：在1机组事故停机后，对1发变组系统所属电气一次设备进行了认真仔细的检查，并结合动作报告的内容和情况，由于发变组保护系统中仅发变组差动保护和主变差动保护的A相动作，从故障性质来判断，属于单相接地短路，且发电机保护均无任何动作信号，初

9、步判断该故障范围不在发电机差动保护范围内，而应是主变压器的差动保护范围内的电气回路。在停机后主要检查高压开关柜到主变压器高压侧CT部分，对于发电机及励磁旁路分支回路只作简单的外观检查。检查的情况为：主变瓦斯继电器轻重瓦斯均无动作信号，且瓦斯集气盒处无瓦斯气体成分；主变压力释放阀未动作；从主变的外观及其外联回路的检查情况来看，也没有短路后存在的冒烟、烧焦、着火等异常痕迹；从事发时在1主变压器处巡视的电站运行人员了解， 1变压器没有异常的声响和其他异常现象。而对发电机及励磁旁路分支回路检查也不存在异常情况。2、对事故波形的分析：在事故后查看录波屏记录，其波形如下图所示。从图中可以看出在2#主变冲击

10、合闸试验时，2#主变充电时，其高压侧电流波形是典型的励磁涌流波形，而同时1#主变A相同时出现了较大的冲击电流，其波形与2主变有些差别，但其波形也较差。由于本电站在主变低压侧没有录波点，其低压侧的电压和电流波形无法测得。3、事故原因分析：由各部的检查情况来看，电气一次系统存在接地短路的情况是不存在的。从本电站的主接线来看，由于本电站经一条35km的线路与系统相联，其联接阻抗较大，而本站采用发电机变压器组的单元接线，变压器的容量与发电机的容量相匹配，在1#发电机组运行时，空投2#主变压器，在空投时2#主变压器将产生较大的励磁涌流，所产生的励磁涌流几乎全部由与之并联的1#水轮发电机组来供给，由这一励

11、磁涌流将引起1#机组至2#主变区间的电压波动变化，1#主变励磁电流将随励磁电压的变化而产生相应的变化，这一电流称为穿越性励磁涌流，由于变压器和移相隔直等原因，致使从变压器两侧流入差动保护电流的波形畸变状况及两侧电流之间的相位发生了相对相移，从而在差动继电器动作元件中产生较大的差流，又由于差流中二次谐波的含量及间断角较小，故此时的制动作用不大，从而使差动保护误动。4、事故处理：经过上述现场的分析和判断，确定是由于本站系统接线方式与系统参数、设计定值等多种原因造成的差动保护误动跳闸事故。为防止此类保护误动事故的发生，现场技术人员在与设计单位联系后，决定对发变组及变压器差动保护的定值进行调整，将发变

12、组和变压器的差动保护定值中的差动启动电流定值由1.4A调整为1.8A，二次谐波制动系数由0.18调整为0.16。调整后再次空投2#主变压器，未发生误动情况。四、提高变压器差动(或发电机变压器大差动)保护躲过穿越性励磁涌流的措施 针对变压器空载合闸差动保护的误动作，世界各国的公司提出了各种技术措施、如二次或偶次谐波，间断角以及波形对称等制动方式。国内外的运行实践证明、这些防误动技术都是不完善的，都有误动记录，其原因是影响励磁涌流的因素太多且变化太大。这些因素包括变压器铁芯的材质、装配工艺水平的高低、系统等效电压和等效阻抗的大小、变压器容量大小和额定电压等级、三相绕组接线方式和中性点接地方式、三相

13、铁心的结构(三相三柱、三相五柱或三单相组)、剩磁大小和方向、合闸初相角大小，以及电流互感器的传变特性等，以某一种励磁涌流闭锁判据来对付各种变压器在各种工况下的空载合闸或切除外部短路时差动保护误动，可以说是不可能的。但可根据系统的接线方式、变压器的结构类型、容量大小、在系统中出现外部故障的概率等各个方面进行综合考虑，选择合理的保护配置，严格投入前的整定试验，在试验中了现问题后予以及时的修正从而可以大大提高保护动作的高可靠性。在对于与系统相连距离较远，系统连接电抗较大，且系统容量相对较小的水电站，可以采用下列措施使源变压器能可靠地躲过穿越性励磁涌流的影响提高保护的可靠性。1、增加涌流判别元件的制动能力：对于采用二次谐波制动的差动保护，可能适当减小二次谐波制动系数来增大谐波制动能力，对于采用间断角判别原理构成的差动保护，可以适当减小闭锁角的整定值；2、采用涌流“或门”制动原理的差动保护，也可采用波形对称原理的差动保护，如国电