主变保护定检发现的问题分析与整改

胡中华

【摘要】峡江电厂主变保护定检时，发现了一些问题，严重违反电网公司十八项反事故措施要求，针对发现的问题，及时和设计沟通，进行设计变更，及时消除了设备的重大安全隐患。

【关键词】非电量保护；操作箱；断路器；安全隐患；整改

峡江发电公司共安装9台灯泡贯流式水轮发电机组，单机容量40MW，采用三机一变扩大单元接线，设3台主变压器，单台变压器容量150MW，变压器保护装置采用南京南瑞继保公司设计制造的RCS85TM-36型保护装置，每台主变压器组2面保护柜，其中A柜配第一套差动保护和后备保护、高压厂变过流保护、高压侧断路器失灵启动、电压切换箱及非电量保护，B柜配第二套差动保护和后备保护、高压厂变过流保护、高压侧断路器失灵启动，高压侧断路器操作箱。保护屏不设操作把手，操作只能远控或至开关本体就地操作。维护车间保护人员在对#3主变进行保护定检时，期间发现一些问题。

问题1：#3主变保护A柜，非电量出口跳闸只作用于第一组跳闸线圈，查看现场端子接线，跳第二组出口压板未接线，且电量保护未和非电量保护分开，并接在一起，电量保护动作会同时启动失灵。这明显违反二十五项反措要求。根据《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》14.2.5 变压器、电抗器宜配置单套本体保护，应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。未采用就地跳闸方式的变压器本体保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开。非电量保护中开关场部分的中间继电器，必须由强电直流起动且应

依据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编（2008）》电气量保护与非电气量保护的出口继电器应分开，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，且断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。当保护动作将故障切除后，由于非电量的接点不能保证瞬时返回，导致启动失灵的命令长时间存在，万一和失灵保护配合的其他条件成立（如负序、零序电流判据），则容易导致失灵保护误动作，造成大面积跳开关，从而造成其他的危险事故。峡江公司采用三机一变扩大单元接线方式，220kV双母线并列运行，极易发生其中一段母線全部失压情况，造成事故范围扩大。为了尽快消除安全隐患，特向公司建议及时把非电量出口和电量出口跳高压侧跳闸回路分开进入操作箱，把并接在一起的连线甩除，增加一根线去启动操作箱的第二组跳闸继电器。

问题2：当3#主变高压侧断路器203QF远方就地把手转至就地位置，203QF断路器保护动作后无法跳闸。

这种情况下，假设用220kV I段母线对3#主变充电，远方操作合203QF断路器不成功后，现场运行人员将断路器切换至“就地”操作模式，“就地”合上203QF断路器对3#主变充电时，此时如果主变保护动作，因“就地”操作模式下保护动作后无法跳闸，主变保护无法跳开203QF断路器，将造成203QF断路器失灵保护动作跳开220kV I段母线上所有断路器，使220kV I母失压，造成严重的后果；或者是断路器的“远方”“就地”把手误置在“就地”位置，如果主变有保护动作，而此时因高压侧开关在就地位置，跳不开高压侧开关，从而失灵启动跳相邻开关，造成事故范围扩大。为了尽快消除安全隐患，特向公司建议将GIS 203QF远方就地把手的远方转换接点接至操作箱内手跳回路之前。操作箱跳闸去断路器分闸回路的接线改为保护跳闸和监视回路。

维护人员对其他两台主变的设计图纸及实际接线以及所有220kV断路器的设计图纸和实际接线进行了全面排查，发现都存在同样的问题，公司及时和设计院取得联系，组织我们的技术人员和设计人员一起探讨如何进行更改，通过共同探讨，取得了一致意见，设计院及时进行了设计变更。

原主变保护A柜电量保护和非电量保护都接在4D46，主变非电量保护跳第二组跳闸线圈4D67未接线。在LCU监控操作跳闸回路串接了“远方/就地”把手的一对“远方”接点，即在正常操作时，还是需要通过把手控制，如果是保护动作，不通过把手控制。

修改前第一组分相跳闸141、143、147分别接在遥分I回路XR-21、XR-23、XR-25位置，（同样第二组分相跳闸241、243、247分别接在遥分II回路XR-27、XR-29、XR-31位置）经过了远方位置接点，现在，把操作把手SA0的远方接点23/24的接线甩除，重新配线，把这对接点串如LCU监控跳闸回路中。

通过整改改线，实际传动试验后，动作正确无误，彻底解决了上面的问题，消除了影响设备安全运行的重大隐患。

参考文献

[1]《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》

[2]《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

[3]《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编（2008）》