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　　【摘 要】托电二期两台机组均采用发电机—变压器组单元接线，主变压器低压侧经出口断路器与发电机连接，每台机组设置两段6kV厂用工作段。发电机备用电源接至本厂变电站220kV系统，#4主变配有一套A屏北京光耀T60、一套B屏南自DGT801；二期启备变配有两套北京光耀T35，快切装置使用东大金智生产的MFC-2000。7月26日14点10分左右托电公司上空雷电交加并伴有突来大雨，主变差动动作全停，快切切换6kV A、B段成功后启备变差动动作没有跳高低压侧，而是6kV A段跳闸。

　　【关键词】主变；启备变；差动保护；快速切换

　　0.引言

　　7月26日14点10分左右托电公司上空雷电交加并伴有突来大雨，14：22分4号发电机主变差动保护动作机组跳闸。经检查故障点位于4号机主变高压侧80米左右位置，从故障点看，是由于大风、大雨及雷电造成4号机主变高压侧A、C相间放电，故障电流造成故障点位置导线表面氧化层脱落，导线表面有多处烧熔现象。故障时主变高压侧短路电流峰值约30kA，发电机故障电流峰值约90kA。主变高压侧短路电流约为额定电流50倍，发电机故障电流约为额定电流峰值的4倍。

　　1.托电二期机组及厂用电系统概况

　　1.1二期机组概况

　　托电二期两台机组均采用发电机—变压器组单元接线，主变压器低压侧经出口断路器与发电机连接。高压厂用变压器采用山东西门子公司生产的三相分裂绕组带有有载调压分头的变压器，每台机组设置两段6kV厂用工作段。发电机备用电源接至本厂变电站220kV系统，厂用备用变压器采用山东西门子公司生产的一台三相分裂绕组带有有载调压分头的变压器。下表1为托电二期主变、高厂变、启备变参数。

　　1.2厂用电系统概况

　　二期厂用系统按单元机组划分母线，每台机组设置两段6kV工作母线，单元机组工作母线电源在各自发电机出口引接，由高压厂用变压器降至6kV，再由两台真空开关送至工作I，II段母线。备用电源联接于220kV升压站的#2启动/备用变，降至6kV经四台真空开关分别供电。如图1、图2所示：

　　1.3主变、启备变保护配置

　　#4主变配有一套A屏北京光耀T60、一套B屏南自DGT801、一套非电量C30，CT取自主变500kV侧边开关5041和中开关5042、发电机机端侧、高厂变高压套管。

　　二期启备变配有两套北京光耀T35、一套非电量C30、两套南瑞高压侧引线光纤差动RCS-931。

　　#4机厂用系统如图3所示。快切装置使用东大金智的MFC-2000。

　　2.主变、启备变、快切装置动作行为

　　2011年07月26日14时22分，由于恶劣气候大风下雨导致托电#4机组跳闸，具体情况如下。

　　2.1事件发生前工况

　　#4机组有功负荷585MW，无功169MVar；总煤量335T/H，A、B、C、D、E磨运行，F磨备用；发变组运行正常，主变高压侧有功负荷550MW，无功83.6MVar，电压为529kV，电流为606A；500kV升压站设备正常运行。

　　2.2事件发生经过

　　14时22分24秒4号发变组跳闸，检查发变组保护A、B屏动作报警均为“主变差动”动作。汽轮机、发电机、主变跳闸，锅炉MFT正常动作。500kV升压站5041、5042开关跳闸。5041、5042开关测控装置显示开关在“分闸”位置，5041、5042开关保护装置RCS-921A A、B、C三相跳闸灯亮，操作机构箱CZX-22第一、二组跳闸回路A、B、C三相跳闸信号灯均亮。

　　2.3保护动作经过

　　2011年07月26日14点22分，#4机发变组保护A、B屏主变ABC相差动保护动作、差动速断保护动作。500KV开关跳闸，发电机机端断路器跳闸，灭磁开关跳闸，厂用6kV电源A、B分支开关跳闸，厂用电快切装置动作，厂用6kV电源A、B分支备用进线开关合闸。同时，启备变差动动作，跳开厂用6kV A段备用电源进线开关，启备变高压侧开关2200乙、6kV B段备用电源进线开关没有跳闸。

　　保护经检查传动后分析原因为快切动作后6KV A、B段切换均正常，但启备变差动保护动作，出口应为跳A、B段备用电源进线及高压侧2200乙开关。启备变保护E屏出口动作最快的是跳A段备用电源进线，时间较B段快4ms。F屏出口动作跳A、B段备用电源进线时间相同。2200乙开关跳闸出口时间较跳6kV开关出口时间更慢。由于故障持续时间非常短，间于跳A段备用电源进线出口而B段和2200乙动作后保护装置接点返回之间，所以B段及2200乙开关未跳闸。机保安段切换过程中柴油机联启但未与保安段联合，汽机PC A段至保安段开关未跳闸，逻辑闭锁无法合闸。

　　2.4保护动作记录分析

　　经查看故障录波器动作波形发现：

　　主变高压侧A、C相电流突增最大值达到30857A。主变高压侧A、C相电流相位相差180度。主变B相电流未有异常变化。

　　（1）G60保护装置录制的主变高压侧电流波形如图4所示：

　　主变高压侧A、C相电流突增大，最大值达到30857A。B相电流未有明显异常变化。

　　（2）发电机侧电流波形如图5所示

　　由于主变为Y/D-11接线方式，当AC相发生短路故障时，造成发电机侧A、B、C相故障电流突增，最大值达到91068A。

　　（3）高厂变保护装置T35录制得高厂变高压侧电流波形如图6所示。

　　由于主变为Y/D-11接线方式，当AC相发生短路故障时，造成高厂变高压侧A、B、C相电流发生畸变，故障电流最大值达到7226A。

　　综上所述，通过对波形分析可以判断出在主变高压侧发生了AC相相间短路故障。主变保护装置T60和DGT801均动作出口，跳闸作用对象正确，迅速将故障点进行了切除。

　　2.5 启备变保护传动试验结果

　　E屏传动试验记录如图7所示

　　E动作记录如图8所示

　　F屏试验记录如图9所示

　　F屏动作记录如图10所示

　　3.事故分析

　　事故发生之后，经检查故障点位于4号机主变高压侧80米左右位置。由于大风大雨及雷电造成4号机主变A、C相间放电，主变差动动作。故障时主变高压侧短路电流峰值约30kA，发电机故障电流峰值约90kA。主变高压侧短路电流约为额定电流50倍，发电机故障电流约为额定电流峰值的4倍。故障电流造成上图故障点位置导线表面氧化层脱落，导线表面有多处烧熔现象。

　　快切动作时，启备变并没有因空载投入时会产生励磁涌流而利用二次谐波制动原理而闭锁启备变差动保护，令启备变差动保护误动。此次故障持续时间非常短，而A段出口比B段快4毫秒，由试验数据和故障时波形可知E屏试验时间和当时动作时间吻合，所以此次故障跳A段备用进线开关，没跳高压侧2200乙开关和B段备用进线开关。

　　4.结语

　　启备变二次谐波制动系数现整定为15﹪，此次事故的原因即为启备变差动保护没有躲过谐波的影响而引起的。但如果降低启备变二次谐波制动系数，保护灵敏度也随之降低。在其他情况下有可能造成差动保护拒动。

　　启备变二次谐波制动方式为三取二即两相二次谐波大于定值才闭锁差动出口，躲避励磁涌流的能力降低，容易使差动保护出口动作。为提高保护装置躲避励磁涌流的能力，可以将制动方式改为三取一方式。

　　参考文献：

　　[1]MFC2000-2型微机厂用电快速切换装置技术说明书.       

　　[2]GB50062-92，电力装置的继电保护和自动装置设计规范[s].