一起主变差动保护误动事故分析
师淑英、赵福军
河北大唐国际王滩发电有限责任公司（河北唐山 063611 ）
摘要：本文介绍了某电厂主变差动保护误动作的原因，故障的查找过程以及采取的措施。#1机组在满负荷试运期间主变差动保护误动，经查找发现发电机机端CT回路二次电缆芯线破损瞬时接地，经过专业人员模拟试验分析，证实保护动作的原因，为解决同类问题提供经验。 关键词：主变；差动保护；误动分析。
0引言
主变差动保护是变压器的主要保护手段，基本原理是反应被保护变压器各端流入和流出电流的差，在保护区内故障，差动回路中的电流值大于整定值，差动保护瞬时动作，而在保护区外故障，主变差动保护则不应动作，其可靠运行直接关系到电网的安全运行及可靠供电，然而差动保护误动时有发生,误动的原因多种多样,给电网的安全运行带来不良影响，因此,必须加强对差动保护的运行管理,防止差动保护误动的发生 1、故障前的运行方式和故障经过
#1机满负荷运行，发电机有功功率602.3MW，无功功率112.06Mvar ，发电机定子电流三相电流分别为18.00KA；18.31KA；17.99KA；主变高压侧电压UAB= 513.98KV;UBC=514.28KV UCA=511.06KV, 三相电流646A、647A、650A ，厂用电由本机高厂变带。
20：05分#1机组事故信号报“主变差动保护动作”，#1发电机跳闸，联跳机炉。检查发变组两套主保护，其中第一套主保护（南自DGT801）动作指示灯亮，动作元件为主变差动B相启动出口。另一套主保护（南瑞RCS985）未启动，检查故障录波器，故障时刻的发电机三相电流、三相电压、主变高压侧三相电流、三相电压保护动作前后波形正常、幅值正常。录波器启动量为第一套保护的主变差动动作信号量启动。 2、保护接线图简介
发变组接线图如下图1所示，第一套主变差动用CT为机端TA08与3/2接线组2TA07和4TA07、组成差动回路；第二套主变差动用CT为机端TA07与3/2接线组2TA06和4TA06组成差动回路；
图1 发变组CT配置图 3、故障的查找过程与分析
事故发生后，立即展开事故调查分析，按照电气一、二次分组进行检查和试验工作：针对主变差动保护区范围重点检查出线封闭母线、主变压器、主变高压侧架空线有无明显故障点。二次
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重点检查CT回路、装置。 3.1电气一次设备检查情况 3.1.1外观检查：
（1）检查第一套主变差动回路的发电机出口CT，无绝缘破损、过热及异味等现象。
（2）检查发电机出线封闭母线微正压压力显示正常，外壳无变形、变色，内部空气湿度合格，打开封母顶部各支持绝缘子小盖，封母内部无放电痕迹，无异味。
（3）检查变压器本体及升高座的温度正常，瓦斯继电器、呼吸器、套管无异常，油位正常，线圈温度高压侧55℃，低压侧57℃，均在正常范围，气体在线监测装置显示正常。
（4）主变高压侧至500KVGIS架空线检查正常，无杂物搭接，避雷器外观正常，计数器未动作，悬垂及耐张瓷瓶无异常。 3.1.2试验检查：
（1）瓦斯气体：瓦斯继电器没有任何气体排出。
（2）油色谱分析：从主变取油样化验，总烃及C2H2、H2等的各项指标均正常。
（3）绝缘电阻：测量发电机带封闭母线、主变压器低压侧、高厂变（高公变）高压侧的绝缘电阻，阻值为R15 202MΩ；R60 600 MΩ；R600 800 MΩ均属合格。
（4）测量主变高压侧直阻：测量主变压器高压侧三相直流电阻均在900-1000mΩ之间（因机组盘车在运行状态，直阻指示无法稳定）。
根据故障发生时主变及发电机周围无异常声音,主变未有瓦斯气体放出,油样化验结果正常,发电机定子电流、主变高压侧、厂变侧电流波形动作前后无明显变化,而且事故时只有南自主变差动保护动作,可排出一次系统故障。 3.2.二次设备检查 3.2.1直观检查
3.2.1.1检查主变差动用CT接线端子、CT端子箱、保护屏二次端子，接线均牢固、无松动、无放电痕迹；
3.2.1.2检查保护装置电源正常，电压无波动，接线牢固。 3.2.1.3对CT二次电缆排查无过热现象和异味现象。 3.2.2试验检查 3.2.2.1保护装置检查 (1)装置定值查验：正确；
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（2）保护定值校验：差动各侧动作值正确； （3）装置采样检查：正确 3.2.2.2 CT二次回路检查
（1）主变差动各侧CT直阻测量：满足要求；
（2）主变差动CT二次各侧对地、相间绝缘检查：>100MΩ
正当检查工作无进展时，在机端CT处检查的人员当检查发电机机端CT至CT端子箱电缆时发现一根CT芯线在入电缆槽盒处因多次受力与槽盒边沿（铝合金槽盒）磨擦已露出金属导体。在槽盒未受外力踩踏时芯线裸露金属部分又不能与金属槽盒接触。经校线检查该磨破的芯线正好为发电机机端第8组（TA08）即第一组主变差动用CT二次电缆B相(B4081)。用万用表测量电缆芯线破损处与第8组B相S2接线端子(B4081)电阻为0Ω；电缆芯线破损处与第8组A相S2接线端子(A4081)电阻为1.60Ω；电缆芯线破损处与第8组C相S2接线端子(C4081)电阻为1.60Ω；初步分析该故障为此芯线受外力瞬时与金属槽盒短路接地造成第一套主变差动保护动作。 4、保护动作行为分析和模拟试验
保护和CT的双重化设计显然说明第二套发变组保护未动作是正确的。第一套主变差动保护动作原因：该主变差动共有5组CT(如图1所示)，即保护区从500KV5013、5014（4TA07、2TA07）开关处至厂变高压侧（第27组CT）、公变高压侧(第45组CT)与发电机机端（第8组），其中前4组CT与发变组差动CT共享，如果其中任意一组出现故障，发变组差动也应动作，而实际只有主变差动动作，故发电机机端第8组CT二次电缆出现的上述绝缘破损，在运行中瞬时接地造成B相CT二次分流，只能主变差动保护动作。又发电机机端第8组CT与发电机差动CT共享，为什么发电机差动保护未动作呢？根据南自DGT801发电机差动保护原理定值设定为循环闭锁出口方式，当采用循环闭锁出口方式时（见图2：循环闭锁出口方式逻辑图），为提高发电机内部及外部不同相同时接地故障（即两相接地短路）时保护动作的可靠性，采用负序电压解除循环闭锁。只有一相差动动作时需负序电压同时动作才出口，两相及以上差动动作不需负序闭锁，因此发电机差动不会动作。
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图2 循环闭锁出口方式发电机纵差保护逻辑图
在发变组保护A1柜做模拟试验，在端子排B4081与B4271同时通入反向3.6A电流，用短路线短接B4081与N4081,主变差动保护动作。试验结果与事故动作相符。 5、采取措施和经验教训
5.1将发电机端CT二次电缆每根芯线用自粘胶带重新包裹，再整体进行绝缘处理，在进入电缆槽盒处加绝缘套管，并对中性点CT电缆做同样处理。
5.2对CT电缆处铝合金槽盒各入口进行圆边处理并加装防磨绝缘护板。 5.3利用检修对机端CT至端子箱电缆全部进行更换。 5.4加强二次回路基建验收工作，对二次回路问题早发现早处理 5.5对继电保护“三误”工作的管理不到位，现场工作人员风险意识不够 6、结论
继电保护的调试是设备送电前的一道重要工序，值得注意的是在调试中要重视二次回路的工作，分析以往二次回路故障的请况，有许多问题出在对工作认真的程度不够，特别是已运行设备，运行当中要防止误碰二次回路，防止继电保护“三误”事故的发生。
作者简介：师淑英 女 高级工程师，从事发电厂继电保护工作 15903253095
赵福军 男 高级技师， 从事发电厂继电保护工作
【参考文献】
1、《继电保护事故处理技术与实例》 中国电力出版社 苏文博、张高峰编 2、《国家电网公司继电保护培训教材》 国家电力调度通信中心编著 3、《继电保护常见故障处理及实例》电子工业出版社 4、《继电保护和安全自动装置技术规程》中国电力出版社
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