350MW发电机—变压器组保护改造问题分析

350MW发电机—变压器组保护改造问题分析
摘要：根据继电保护双重化配置的要求，许昌龙岗发电有限责任公司对1号、2号机组发变组保护进行双重化配置改造。

每台机组设置三面柜，其中A，B柜为电气量保护柜，能够实现发-变组的全部电气量保护，C柜为非电量保护柜，能够实现发-变组的全部非电气量保护。

本文主要针对此次发-变组改造过程中遇到的问题和异常现场进行分析总结，并提出了注意事项，为今后保护改造积累了丰富的经验。

关键词：发电机变压器组保护问题注意事项
1 前言
许昌龙岗#1、2发电机组为350 MW 火力发电机组，励磁系统为全静态自并励，主变高压侧为220kVGIS双母线接线形式。

龙岗电厂I期发变组保护采用ABB公司全套进口的发变组保护，发变组保护自建厂投入运行以来已有10余年历史，由于其保护装置型号多，电压、电流回路接线复杂，且不能满足双重化配置的要求、某些保护逻辑简单缺少闭锁回路、可靠性较差，保护出口采用出口继电器，不能自动返回，无法与失灵保护配合，且保护装置运行时间长，元器件逐渐老化，无论设计原理和保护配置都有很多不符合《二十五项反措》和安评的要求。

且2号机发变组保护在运行过程中曾两次发生保护误动造成机组非停事件。

因此于2010年5月、10月和2012年6月分别对1、2号发电机变压器组保护及1号启备变保护进行了改造。

此次改造将原来ABB发变组保护的六个盘柜除同期装置所在的盘柜外，其余五个全部更换为许继的WFB-800A保护的三个盘柜，两个电量保护盘柜A、B 柜和一个非电量保护盘柜C柜。

电量保护完全按照双重化的保护要求来进行。

启备变保护有一个盘柜改为两个盘柜，A柜配置一个电气量保护和一个非电气量保护，B柜配置一个电气量保护。

由于我厂为双母线接线形式，虽然机组停运仍有带电部位和与母线相连的地方，改造前落实好安全措施，防止由于改造误碰而导致运行设备停电或母线失电。

此次改造从设计、电缆敷设、拆、接线到现场调试、带负荷试验均为我们独立完成，且时间紧、工程量大，现场标示不清，使得在整个改造过程中遇到许多问题，本文主要针对这些问题进行分析总结，为今后的保护改造工作提出意见及注意事项。

2 改造所遇问题及解决方案
2.1 220kV开关站母线PT二次侧空开跳闸
2.1.1原因分析
220kV为双母线接线，二次电压通过隔离开关实现切换，电压切换回路见图一（G1、G2为I母、II母隔离开关辅助接点）。

当G1合闸时，重动动作线圈1YQJ1-6励磁，切换后的电压为I母电压，当G1断开后，重动复归线圈1YQJ1-6励磁，二次电压失压。

运行人员在进行倒闸操作步骤时，将主开关断开后，没有直接断开隔离开关，而是将操作箱控制电源停电后再断开隔离开关，这样造成操作箱内重动复归线圈无法励磁，造成母线PT至操作箱内端子排仍然带电。

因工作需要在此回路上进行拆接线，拆线前用万用表测量电压时，因表计问题造成二次侧电压短路致使母线PT二次侧空开因短路跳闸。

2.1.2解决方法
联系运行，重新将操作箱电源送上，将装置进行复归后，装置显示母线无电压并且用万用表测量端子排无电压后将操作箱电源断开。

发变组恢复备用时将主变操作箱电源送上。

2.2机端3YH零序电压显示异常
2.2.1原因分析
2号机并网后，发现机端3YH开口三角形零序电压在发变组故障录波装置上显示为74V，为相电压36.7V的两倍。

机端3YH的变比为，发变组保护改造前，因02号启备变需要，将I期单元制接线改造为双母接线后，机端PT 3YH 开口三角形接入故障录波，此前机端PT 3YH开口三角形没有接线。

2号机改造时，直接根据端子排引的线，由于零序电压回路接线一相接反，造成开口三角形零序电压显示是相电压的2倍。

接线情况如下图二：
正常零序电压：，
当B相首尾接反时：
2.2.2解决方案
停机后将零序电压中的B相首尾接线调换。

2.3保护柜上机端PT三次谐波无显示
2.3.1原因分析
此次发变组改造，将3YH零序作为定子接地保护的电压量。

当机组并网后，发现1号机机端三次谐波电压在保护装置上显示基本为零。

怀疑1号机机端PT 接线有问题，但机组正在运行，无法处理此问题。

只有待停机后处理。

机端PT 改造前具体接线见下图三：
2.3.2处理方法
1号机临停后，开票检查机端PT3YH，经过检查发现3YH零序开口三角形接线有问题，正常接线为A头C尾，但检查后发现接线为C头A尾的接线方式。

按照A头C尾的接线方式更改之后，2010年12月26日1号机并网成功后检查三次谐波在A、B保护柜上显示值正常。

机端PT改造后具体接线见下图：
2.4高厂变高压侧电流开路
2.4.1原因分析
2号机并网厂用电切换后，发现高厂变高压侧一组CT开路。

由于此CT只到故障录波，没有到其他回路，没用造成大的事故。

发变组改造前，此CT进入故障录波后又到发变组保护，此次改造接线完成后，没有将此从录波装置出来回路二次侧三相短接，在高厂变就地端子箱给CT 二次侧加量测试时，此CT回路漏项，造成问题没有及时发现和解决。

2.4.2处理方法
用短接片将从故障录波出来回路短接后运行正常。

2.5高厂变一分支电流相序接错，造成分支差动差流大
2.5.1原因分析
现象：1号机启机并网后，厂用电切为工作电源后，保护A、B柜上高厂变差动电流大。

原因：机组并网后带负荷检查方向性保护，因高厂变一分支用于差动保护电流互感器相序错误，造成差动保护动作电流大，因出口压板暂时退出，没有造成机组跳闸。

2.5.2处理方法
开票将工作电源切为备用电源带，将相序调整为正相序。

假设二次侧A、B相序接反，具体向量图分析如下：
图中所示Ia、Ib、Ic为Y侧二次电流，Ia’ 、Ib’、Ic’为校正后的各相电流，高厂变接线方式为△/Y，变压器各侧CT二次采用星形接线，各CT二次电流相位由软件自动调整，装置采用Y/△方式，调整差流平衡。

对于Y侧电流：
；
；
；
所以：由向量图可以看出二次侧A、B相序接反后的差动电流为：
其中I为相电流。

2.6启备变低压侧CT极性接反
2.6.1原因分析
带负荷校验时，发现差流很大，等于两侧之和，判断为CT极性接错。

由于启备变高压侧CT选自220kV开关站，是2008年刚改的，极性及接线都核对过，因此判断为启备变低压侧CT极性接错。

因为此组CT以前不是用于差动保护，所以原图纸CT极性标错，一直未能发现。

保护改造设计时CT极性的根据原图纸，由于原图纸极性标错，导致此次改造CT极性错误。

2.6.2解决方案
解决的办法有两个，一是从6kV开关柜处调整极性，但共有4组CT需调整极性，且不在同一配电间，由于时间关系，放弃在6kV开关柜处调整极性；二是在装置上调节，操作容易，从时间角度出发，我们选择后者。

3 总结
通过对我厂一期发变组保护装置进行改造，我们总结的注意事项主要为：
1、首先确认CT极性，可以根据图纸或相关资料确定，年代很久的无法从理论进行分析的话只能通过带负荷检验，但这就增加了工作的风险。

2、由于是改造，需利用许多旧电缆，否则会浪费大量时间、人力及资金。

此时需注意的问题主要有两个。

一是绝缘问题，在选用旧电缆时首先应测量绝缘正常，否则需重新敷设新电缆。

二是旧电缆在拆、接线时一定要做好标识，防止接线错误影响工程质量和进度。

3、对以前没有使用的回路，一定要验证接线的正确性，否则可能无法带电修改的回路只能等到下次停机进行。

4、对电流、电压回路，在带负荷前一定要从根部进行加量试验，记录各处的采样值，进行比较和分析。

5、施工前现场安全措施必须完善并执行到位，改造工作不能影响运行设备，也不能造成人身伤害、设备损坏。

6、由于改造工作时间紧，任务重，因此合理的设计、详细的图纸、完善的安全措施、有序的工作是保证改造顺利完成的关键。

我们在进行改造前召开过多次技术分析会，讨论改造方案、安全措施及具体实施步骤。

专门制定负责人编写电缆清册及绘制改造详细的图纸。

为保证施工进度，现场设总负责人一名，全面负责整个改造工作，设分管负责人3名，分别负责新、老盘柜拆除、安装，电缆敷设、接线，调试工作。

作者简介封月坤，女，大学本科，助理工程师，电厂继电保护专业。