主變差動保護動作故障分析與處理

傅鐵軍

（晉江天然氣發電有限公司，福建晉江362251）

主變差動保護動作故障分析與處理

傅鐵軍

（晉江天然氣發電有限公司，福建晉江362251）

GT-801B型主變保護裝置差動保護動作告警情況，分析故障原因，為其他型號主變保護處理類似的故障提供參考。

DGT-801B主變保護；波形；差流越限；TA斷線；LCI

0 前言

晉江某燃氣電廠是福建LNG總體項目的10個子項目之一，屬于國家重點建設項目。一期建設規模為1528 MW，配4臺F級（382 MW）燃氣——蒸汽聯合循環機組，總投資約50億元。1#機于2009年1月投產，一期工程于2010年10月全部竣工。晉江燃氣電廠是福建“十一五”重要電源點建設項目，它的建設有利于能源和環境協調發展，實現能源可持續發展，對優化福建能源結構，改善電網電源結構和運行條件，減少環境污染，增強電網的調峰能力，促進地方經濟發展等，均具有重要意義。

4臺F級燃氣——蒸汽聯合循環發電機組，屬于GE STAG 109FA SS（S109FA）系列。每套機組由1臺PG9351FA型燃氣輪機、1臺D10蒸汽輪機、1臺390H型發電機和1臺NG-109FAR型余熱鍋爐組成。4臺主變壓器保護均配備為某國企的DGT-801B型數字式微機保護裝置，采用雙重化配置。發電機采用美國通用電氣GE公司技術、哈電集團制造的390H全氫氣冷卻發電機。勵磁系統采用6 kV廠用母線供勵磁變的EX2100靜態勵磁系統。正常運行時，發電機出口電壓為19 kV，經發電機出口斷路器GCB與主變壓器相連接，以單元制形式接入220 kV系統。在機組啟動過程中，由GE提供型號為LS2100的負荷變頻器LCI將發電機作為同步電機控制機組啟動。發電機與主變壓器之間裝設斷路器和隔離開關，廠用分支不裝設斷路器和隔離開關。在發電機與出口斷路器之間的主封母上裝設分支封母至發電機出口電壓互感器柜。廠用分支接于主變低壓側，機組正常啟停通過主變壓器倒送廠用電源，發電機由GCB同期并網，無需做廠用電切換操作，以適應各種調峰運行方式的要求。

1 故障現象

1#機組是于2009年1月投產運行，保護裝置投運已達7年之久，自2013年后，設備缺陷明顯上升，裝置內部問題開始突出，設備板件（包括CPU模塊損壞、板件通道異常、濾波模塊故障、出口I/O板件繼電器老化、大背板老化、液晶控制板故障、保護繼電器老化、二極管失靈等），其中CPU板件故障、保護信號及出口I/O故障比例占總故障量的75%以上，主要原因為電子元件和微型繼電器老化。為此，于2015年8月對1#機主變壓器保護裝置進行CPU板升級改造工作。

該項工作升級完成后，1#機組遠方監視后臺分別于8月13日、21日、28日，在1#機組發啟機令瞬間報“1#主變壓器保護B屏告警”信號，檢修人員現場檢查保護屏無任何告警記錄，現場查看保護屏的各支路電流、電壓均正常，差動回路差流也顯示正常。

2 問題分析

因該類故障發生時，現場無任何告警記錄，無法及時判斷故障發生的原因。初步分析有：①出口I/O板誤報信號。②一些報警信號，保護裝置不會啟動錄波和記錄功能。經與廠家溝通和分析，初步判斷為“差動啟動告警”存在問題，因該類告警發信時，保護裝置不會啟動錄波和自動記錄。初步將該類告警信號接入機組故障錄波器，在下次發信時確保有波形數據，便于分析與處理。

2.1 后續數據及波形

（1）變壓器差動保護原始資料。廠變高壓側電壓19 kV，CT變比1000/5，一次接線角形，二次接線星形。

廠變低壓A分支側電壓6.3 kV，CT變比2500/5，一次接線星形，二次接線星形。

廠變低壓B分支側電壓6.3 kV，CT變比2500/5，一次接線星形，二次接線星形。

變壓器接線方式：Y/△-11，差動保護基準側：19 kV，廠變低壓側平衡系數：0.479。

（2）主變壓器差動保護定值。啟動電流Iq＝1.52 A，拐點電流Ig＝2.13 A，額定電流Ie＝3.04 A，速斷倍數Ics＝5，比率制動系數Kz＝0.4，二次諧波制動比Kc＝0.15，差流越限定值（1/3）×Iq＝0.507 A。

（3）廠變差動保護故障錄波波形。（圖1）。

①廠變高壓側三相電流波形（保護裝置錄波）：

廠變高壓側三相電流波形（機組故障錄波器錄波），圖2。

②廠變低壓側A分支三相電流波形（保護裝置錄波），圖3。

廠變低壓側A分支三相電流波形（機組故障錄波器錄波），圖4。

③廠變低壓側B分支三相電流波形（保護裝置錄波），圖5。

④廠變差動保護三相差流波形（保護裝置錄波），圖6。

圖1 廠變高壓側三相電流波形（保護裝置錄波）

圖2 廠變高壓側三相電流波形（機組故障錄波）

2.2 廠變差動差流越限及TA斷線動作分析

（1）工況。1#發電機在發電運行，當1#LCI開始拖動4#發電機運行時，1#高廠變差動保護報差流越限信號和TA斷線信號。

（2）原因。1#發電機發電運行時，廠變A分支側三相電流為0.4 A，廠變高壓側三相電流為0.7 A；當1#LCI開始拖動4#發電機運行時，廠變A分支側出現一個類似涌流特性的電流（含有大量的直流分量、二次諧波和三次諧波含量），并且三相電流嚴重不對稱，Ia＝0.6 A，Ib＝3.1 A，Ic＝2.9 A。同時廠變高壓側三相電流也伴隨有類似的電流突變現象，Ia＝1.9 A，Ib＝3.1 A，Ic＝1.5 A。

圖3 廠變低壓側A分支三相電流波形（保護裝置錄波）

圖4 廠變低壓側A分支三相電流波形（機組故障錄波）

圖5 廠變低壓側B分支三相電流波形

圖6 廠變差動保護三相差流波形

由于廠變A分支側、廠變高壓側三相電流的同時突變，并且嚴重不對稱，造成高廠變差動保護三相差流的出現，A相差流0.12～0.27 A，B相差流0.515～0.57 A，C相差流0.13～0.27 A，最大差流只出現在B相，且剛好大于差流越限定值0.507 A，處于臨界狀態，并且持續時間較短（機組故障錄波器錄波時刻為10-28-7h33＇17＂697，電流突變時刻為7h33＇17＂894，保護裝置錄波時刻為10-28-7h33＇18＂514，在此過程中，整個故障電流持續時間約為600 ms），故保護裝置報出差流越限信號和TA斷線信號。

3 結論

此次保護裝置報差流越限信號和TA斷線信號是在保護程裝置程序升級后不久發生的，經廠家人員對現場錄波數據分析，確定新版本差動保護的差流越限和TA斷線發信的延時都是0.5 s，而之前版本差動保護的差流越限和TA斷線發信的延時都是10 s，所以現場裝置自投運后到保護程序升級前，差流越限和TA斷線從未報過信號。為此，需重新將該兩個保護定值改回原程序的10 s，以躲過LCI拖動機組啟動瞬間的諧波含量，確保機組能夠正常運行。

［1］國電南自公司主變差動保護動作分析材料[S].國電南自公司.

〔編輯王永洲〕

TM623.3

B

10.16621/j.cnki.issn1001-0599.2016.12.07