开入防抖设置不当导致的备自投误动作分析

运行与维护
2019.7 电力系统装备丨119
Operation And Maintenance
2019年第7期
2019 No.7
电力系统装备
Electric Power System Equipment 1 背景介绍及事件经过
某110 kV 变电站（高、中、低压侧均为单母分段接线）1号主变低压侧母线故障，主变低压侧后备保护装置动作，经1.5 s 切除故障母线；在故障母线切除后，10 kV 低压侧备自投动作，将分段100开关合上，造成对故障母线的再次冲击，最终由10 kV 分段保护经1.1s 切除故障。

其中主变低压侧后备保护动作应闭锁10 kV 低压侧备自投装置，但在本次动作中未能有效闭锁低自投装置。

2 保护动作情况及原因分析
2.1 现场检查情况
N 变主变低后备保护为南瑞科技生产的NSR695R 保护，2009年12月24日投运，10 kV 备自投装置为南瑞科技生产的NSR641R 装置，2009年12月28日投运，两套保护投运以来一直运行正常，未发生过装置元件故障的缺陷。

2.2 保护动作情况及分析
检修人员现场查看了保护装置动作情况如下：主变低压侧后备保护（NSR695R ）动作情况：13：32：54.342 复压闭锁开出13：32：55.839 复压过流I 段1时限保护动作Ia=17.93 A Ib=18.37 A Ic=18.36 A 13：33：01.285 母线PT 断线告警10 kV 分段备自投（NSR641R ）动作情况：13：32：55：938 备投启动13：33：00：438 桥备投跳主电源开关动作13：33：00：942 桥备投合桥开关动作13：33：01：076 桥备投动作成功13：33：01：178 I 段母线断线告警13：33：02：420 AC 相I 段保护动作（Ia=27.12 A Ic=29.89 A ）
13：33：21：915 UIab=0 UIbc=0 全所无压告警从以上保护动作记录看，主变低后备保护动作完全正确；10 kV 低压侧备自投未能闭锁，导致分段100开关合上后由备自投装置内部的分段保护正确动作切除故障。

现场着重对主变低压侧后备保护动作后对10 kV 低压侧备自投装置的闭锁回路进行了检查。

对二次回路进行了检查，
确认二次回路接线正确无误。

在备自投装置充电的情况下，短接低后备保护动作接点，备自投装置放电，自投装置闭锁。

采用常规试验方法对低后备保护进行动作试验，备自投装置均能闭锁放电。

利用保护试验装置采用事件序列方式模拟故障多次试验后发现，当保护动作时间大于1.71 s 时，备自投装置可正确放电闭锁，小于此时限则备自投装置无法放电闭锁。

其中低后备保护动作时限为1.5 s ，保护动作后一副接点去跳101开关，另一副接点去闭锁低压侧后备保护。

当保护动作时间大于1.71 s 时，相当于保护闭锁接点保持了210 ms 后自投装置可收到主变故障开入并可靠闭锁放电，低于此时限则自投装置无法收到此开入，相当于主变没有故障，因此导致了自投装置的动作。

在对装置内部的相关参数进行检查后，发现在“遥信设置”参数中的“遥信去抖时间”项中，厂家默认设置“1号主变故障开入”、“2号主变故障开入”均为200 ms ，相当于收到此开入需保持200 ms 才确认，而从现场保护动作情况来看，保护装置在低后备动作出口后到101开关跳闸，保护返回整个过程约84 ms ，因此备自投装置无法可靠收到低后备保护的闭锁信号。

示意图如图1所示：
64D2
4D42
4n4p7
4n4p27
4n4p74n4p28
4TJ3
4TJ104LP3
4LP9
2P2
NSR641R
遥信防抖时间200ms 1号主变故障开入
101开关跳闸回路
101开关操作正电源
自投开入正电源
图1 备自投装置示意图
在整个检查过程中，采用具有状态序列功能的试验装置进行相关试验是找到问题的关键。

按以往其他厂家的试验方法是对主变低后备进行通流试验，备自投装置闭锁放电即认为回路正确。

这种情况下，只要保护出口动作保持200 ms 就无法发现此问题。

同时其他厂家的备自投装置在收到主变故障开入后会通过软件逻辑将主变故障开入固定并展宽，确保可靠开入，与南瑞科技产品存在较大差异。

2.3 结论
［摘 要］主变低压侧母线故障，其后备保护动作切除故障母线。

因未能有效闭锁低压侧自投，将分段开关合上，造成对故障母线的再次冲击，最终由10 kV 分段保护切除故障。

通过现场分析，检查，试验，发现在“遥信设置”参数中的“遥信去抖时间”项中厂家默认设置不当从而导致备自投装置无法可靠收到低后备保护的闭锁信号而误合。

［关键词］备自投；分段保护；遥信去抖时间［中图分类号］TM73 ［文献标志码］B ［文章编号］1001–523X （2019）07–0119–02
Analysis of Misoperation of Backup Auto-Switching Caused by
Improper Setting of Turn-in Anti-shake
Hu Xiao-li ，Zhou Li-fang ，Shen Ming-zhe
［Abstract ］The main transformer low-voltage side busbar fault, its backup protection action to remove the fault busbar. Because the low-voltage side self-switching is not effectively blocked, the sectional switch is closed, resulting in a second impact on the fault bus, and finally the fault is removed by 10 kV sectional protection. Through on-site analysis, inspection and test, it is found that the default setting of the “remote signal de-jitter time ” item in the “remote signal setting ” parameter is inappropriate, which results in the failure of the backup automatic switching device to reliably receive the lock-in signal of low backup protection. ［Keywords ］reserve self-switching; sectional protection; remote signal de-jitter time 开入防抖设置不当导致的备自投误动作分析
胡晓丽1，周丽芳1，沈珉哲2
（1.江苏省电力公司生产技能培训中心，江苏苏州 215004；
2.苏州市吴江区供电公司，江苏苏州 215200）
运行与维护
120丨电力系统装备 2019.7
Operation And Maintenance
2019年第7期
2019 No.7
电力系统装备
Electric Power System Equipment
燃机电厂燃气轮机热通道部件主要是指燃烧室、压气机和透平动静叶片，其特点是工作温度高（通常在1100℃左右）、介质环境恶劣，并且材料昂贵，加工工艺复杂，因此是燃机的核心部件。

热通道部件的运行状态及其检修维护状况很大程度上决定了燃机电厂燃气轮机运行的安全性及经济性。

热通道部件的状态检测与失效机理分析是燃机运维管理中相辅相成的两项课题。

状态检测可以为失效机理分析提供数据基础；剖析失效机理可以给状态监测提供科学依据并找准切入点；有效开展这两项工作可以最大限度地降低失效事故发生的概率，进而保障燃机电厂的安全稳定运行。

1 燃气轮机热通道部件用材概述
1.1 常用燃气轮机热通道部件选材要求及特点1.1.1 透平气缸
透平气缸通常在设计上采用双层结构，这样可以使得承力件与承热件分开，在运行过程中容易实现组织冷却，目前大部分燃机透平气缸选用球墨铸铁或者低合金钢作为基体材料。

1.1.2 透平静叶
因为燃机的效率和功率输出主要与透平的进口温度相关，目前几乎所有运行的燃机透平进口温度均在1100℃左右，虽
然透平静叶承受的工作应力较小，但面对如此高的工作温度，要求透平静叶必须具有高蠕变强度、耐腐蚀性能、抗热疲劳性能以及良好的微观组织稳定性。

因此，燃机透平叶片通常采用高温超合金，结合上述特殊要求，透平静叶一般采用钴基合金和镍基合金作为基体材料。

1.1.3 透平动叶
透平动叶除工作环境与静叶相一致外，还要承受在运行过程中产生的各种机械力，主要有：高转速离心力、介质冲击力、叶片振动应力等。

因此在选用材料时，优先考虑材料承受高温应力的能力以及高持久强度。

透平动叶材料基本采用镍基合金，镍的特性是熔点高，具有较好的合金基体韧性，且易实现合金化，此外，加入强化元素后使合金具有更好的高温强度以及抗氧化性能。

1.1.4 燃烧室
燃烧室是燃料燃烧的主要区域，暴露在最高温度的火焰区外围，其特点是工作温度高，虽然承受的应力不大，但须承受最剧烈的冷热变化。

燃烧室的主要失效形式为变形、裂纹。

因此，燃烧室用材时需充分考虑材料的耐腐蚀性能、抗氧化性能以及抗热疲劳性能。

目前燃烧室采用的基体材料是：
［摘 要］本文通过对燃气轮机热通道部件用材特点的阐述，分析了影响燃气轮机热通道部件可靠性的主要因素；并详述了燃气轮机热通道部件状态检测的技术手段以及分析了燃气轮机热通道部件失效方式及机理。

［关键词］燃气轮机；热通道部件；状态检测；失效分析［中图分类号］TK475 ［文献标志码］A ［文章编号］1001–523X （2019）07–0120–02
Condition Detection and Failure Mechanism Analysis of
Gas Turbine Hot Section Parts
Huang Wei
［Abstract ］By expounding the characteristics of the gas turbine hot runner components, the main factors affecting the reliability of gas turbine hot runner components are analyzed. The technical means of gas turbine hot runner component condition detection and the failure mode and mechanism of gas turbine hot runner components are analyzed. ［Keywords ］gas turbine; hot section parts; state detection; failure analysis 燃气轮机热通道部件状态检测及失效机理分析
黄 委
（华能苏州热电有限责任公司，江苏苏州 215000）
N 变1号主变低压侧母线故障，经1.5 s 后保护于13：32：55.839动作出口，出口继电器一副接点去跳101开关，另一副接点去闭锁低压侧后备保护。

经过84 ms 后，故障切除，此时间不足以使备自投装置收到“1号主变故障”开入，备自投装置未能闭锁放电。

当101开关切除后，备自投装置于13：32：55：938满足母线电压低且次总开关无流条件，开始启动，经过4.5 s 后，于13：33：00：438再次去切除101开关（开关此时已为分闸位置），确认101分位后经过0.5 s ，于13：33：00：942将分段100开关合于故障，随即分段保护动作将分段开关跳开，切除故障。

与南瑞科技厂家进行沟通后，确定遥信去抖时间后对自投装置相关选项进行修改后启用。

3 暴露的问题（1）对厂家依赖较大。

现场装置参数配置多以厂家为主导，现场服务人员的技术水平及责任心对参数配置的正确性影响巨大。

（2）验收项目不完整。

在参数配置以厂家为主导的情况下，
专业人员未能把好验收关备自投整组试验时，特别是闭锁功
能检验时试验方法不正确，未能模拟现场实际情况进行自投功能的调试与验收。

4 措施和建议
（1）在现场测控装置参数配置多以厂家为主导的现实情况下，厂家应制定切实有效的管理制度，保证现场服务人员的技术水平，保证工程质量。

（2）确定相关遥信的合理去抖时间值，对常州地区所有自投装置是进行排查，如有问题进行整改。

（3）严把工程投产验收关，专业人员应全程参与工程验收工作，熟悉图纸、熟悉设备，不走过场，不甩项漏项，高度重视整组试验，真实模拟设备运行情况，进行相关功能的验证，严格把好验收质量关，确保不让任何一个隐患流入运行之中。

参考文献
[1] 薛峰.电网继电保护事故处理及案例分析[M].中国电力出版社，
2012.。