主变差动保护误动停机

主变差动保护误动停机 一、事件经过2009年6月12日，2燃机负荷184mw，3汽机负荷95.4mw，总负荷280mw，热网供热负荷80gj/h，#1燃机备用，机组agc投运。00时23分，#2发电机励磁电压263v，励磁电流906a，无功28mvar, 发电机出口电压15.4kv，功率因数0.98，励磁温度40.7度，网频50.01hz。00时24分，#2发电机突然解列，发电机出口802开关跳闸，汽机运行正常。运行人员就地检查发现，#2燃机markvi报警：“ex2k trip”（励磁系统跳闸）“ex and gen breaker trip via 86g-2b”（b套保护动作励磁和发电机断路器跳闸）“ex and gen breaker trip via 86g-2a”（a套保护动作励磁和发电机断路器跳闸）“generator breaker triped”（发电机出口断路器跳闸）；ncs报警：agc退出；dcs光字牌报警：“#2发电机出口开关802跳闸”；励磁小间面板报警：44 trip trip via lockout(86.（发电机保护联跳）；187 alarm extra alarm（特殊告警）；110 trip abort trip（放弃跳闸）；85 trip not running 52 closed（跳闸发电机出口开关未闭合）。00时25分汽机调门关，快减负荷，值长联系热调退出热网，00时33分，经调度同意后#3机停机，汽机转速下降，油系统联启正常，01时17分汽机转速至0rpm，盘车投入正常。二、原因分析1.对上述励磁系统及保护装置告警及动作记录分析，排除了此次停机由励磁系统故障引起的因素，确认是由b套g60过激磁反时限保护动作出口所致。2.经对#2发电机一次设备进行摇绝缘等检查，一次设备正常，排除一次设备故障导致机组跳闸的可能性。3.经电气专业人员及ge公司现场工程师对b套g60保护二次回路检查，未见任何异常，排除保护二次回路误接线导致保护动作的可能性。4.将b套g60保护用pt送电科院进行pt检查试验，各项试验数据均正常，排除了pt故障导致保护动作的可能性。5.对同样设计和配置的a、b两套g60保护进行对比分析，同样波形加入保护装置均引起保护动作。因我厂（含同类型电厂）发电机出口pt采用中性点不接地方式，从原理上不能避免谐波分量的出现。6.通过对保护装置原理的试验，确认过激磁保护采用未经滤波的相电压为判断量。通过对b套保护动作时录波的谐波分析，含有大量的二、三次谐波，是导致波形畸变、进而引起保护动作的主要原因。若保护装置采用线电压，从原理上就可以有效抑制谐波分量，则不会引起保护动作。综上所述，此次保护动作出口是由于g60保护装置中的过激磁保护原理不完善，存在设备固有缺陷造成的。三、防范措施1.向ge公司提出要求，修改g60过激磁保护所采用的电压源，由单一选择相电压输入改为可供选择的相电压、线电压输入。从原理上避免谐波对保护装置的影响。2.进一步分析燃机发电机机端pt一次侧中性点不接地运行方式对公司机组安全运行的影响，更换一组备用发电机出口pt（已送电科院试验，结果优良）。3.在保护逻辑未修改完成前，按照ge公司建议，采取临时措施，在发电机出口pt二次侧增加一组消谐辅助pt。4.更换b套g60保护装置电源、采样卡件（dsp卡），并进行采样、传动试验正常。5.加大对电气设备的排查力度，找出设备存在的安全隐患，特别是检查现场所用保护各卡件运行状态，并补充必要