500kV主变压器跳闸事故分析
500kV换流站换流变压器油流继电器故障跳闸原因的分析
500kV换流站换流变压器油流继电器故障跳闸原因的分析摘要:电磁继电器的组成有线圈触点，簧片等，线圈的两端受到电压的刺激，就会形成电流，此时也会形成电磁效应。
电磁效应，充分发挥作用后促使衔铁返回弹簧，从而带动触点进行吸合。
在断电的情况下，吸力也会慢慢的消失。
所形成的反作用力慢慢的回到原点，最终通过吸合以及释放在电路中进行导通达到切断电源的目的。
在此时继电器会出现故障并且跳闸，本文主要针对500kV换流站换流变压器油流继电器故障跳闸原因展开分析和研究。
关键词:500kV换流站；继电器；跳闸引言:继电器目前已经广泛应用到家庭以及电力的制造中，因为继电器比以往的传统产品具备可靠性以及安全性，但是也会有很多的问题出现，例如控制继电器在长时间使用后会出现磨损，也会产生疲劳工作的状态，所以很容易损坏。
电器自身的触点容易出现电弧，所以会导致错误的操作，后果非常严重。
如果一个物品上装有几百个继电器设备，那么控制箱会非常庞大，而且很笨拙。
如果是全负荷运载，大型的继电器会出现较大的噪声，同时也会有很大的能耗。
对于继电器控制系统来讲，手工接线以及安装是非常简单的，但是如果想要对其进行改动，会浪费人力物力，同时还要进行调试非常麻烦。
一、继电器的主要作用继电器在电器中是非常重要的控制软件，但是继电器也有很多作用，例如以下几种:1、扩大控制范围：如果控制信号确定到某一位置时，此时初定组会以不同的形式换接、开断等。
2、放大：继电器较为灵敏，会产生较小的控制量，同时也可对功率进行控制。
3、综合信号：如果想要对多个信号进行控制，首先要有不同的输入形式，在综合比对下，可以达到预定效果。
4、自动、遥控、监测：在自动装置上，安装继电器以及其他的电器形成控制线路最终可以达到自动化运行。
二、继电器控制系统在电力生产中的应用1、可编程控制器目前会使用在大型自动化设备上为电力控制提供了方便，充分采用可编程控制器，在操作以及控制时，会提高精准度。
励磁涌流引起变压器跳闸的事故分析
励磁涌流引起变压器跳闸的事故分析摘要：针对某核电厂出现主变送电时差动保护动作的现象进行分析。
对变压器励磁涌流的产生机理和特点进行分析。
由励磁涌流产生机理得出本次送电不成功的原因及交叉闭锁时间的改进意见。
为提高变压器空载合闸投运成功率，提出变压器送电前的几个注意事项。
关键词：励磁涌流；差动保护；交叉闭锁0 概况2019年5月8日，某核电厂2,3,4号机组并网运行，500kV开关站除5012/5013断开(1号机大修)、5022/5023断开（红瓦2号线检修）、第六串未投产外，其他断路器均合闸运行。
18:01某核电厂执行1号主变送电工作，合上开关5013后，发变组双套保护均报厂变A差动保护动作，厂变B差动保护动作，跳闸继电器掉牌，现场检查5013断路器跳闸，无其它保护动作信号。
现场检查变压器本体无异常，在线油色谱数据无异常。
1 事故原因分析某核电厂厂变A/B差动保护启动值0.33pu，差动速断为6pu，斜率1段为0.31，斜率2段为0.6，空充时二次谐波定值10%（空充结束后恢复为18%），交叉闭锁时间为6周波，空充结束后退出交叉闭锁，五次谐波闭锁30%，交叉闭锁0周波。
查看故障录波波形：厂变A/B高压侧电流具有较明显的涌流特征。
图一故障录波波形动作情况分析：从现场波形文件看到，在合闸之后120ms之内，AB两相二次谐波含量均大于10%，交叉闭锁三相差动保护，在120ms之后交叉闭锁解除，此时A/B/C相二次谐波含量分别为25.5%，47.2%，5.6%，C相二次谐波小于闭锁定值10%，同时A/B/C三相五次谐波分别为1.5%，4.7%，2.2%均小于定值30%。
C相制动电流为0.7pu，动作电流为0.61pu，大于差动保护动作值0.33pu，C相差动保护动作出口跳闸。
分析判断为变压器励磁涌流较大，C相二次谐波较低，差动保护未能躲过励磁涌流导致保护动作出口跳闸。
2 励磁涌流的产生机理及特点2.1 励磁涌流产生机理以单相变压器为例，说明其空载合闸时励磁涌流产生的机理。
500kV主变压器高压侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路设计分析
91
Research and Exploration 研究与探索 ·监测与诊断
ZJ1
主变保护A屏
导致主变保护误动跳三侧断路器。
+
ZJ1-1
+-
5011 SLQA 1
如 图 3 所 示， 边 断 路 器 5011 和 中 断
&
主变保护A屏通过非电量 跳主变三侧
路器 5012 失灵启动回路都是双接点。同样 两个断路器只要有一个断路器失灵动作， 失 灵 启 动 的 双 接 点（ 如 5011 的 SLQA1 和 5011 的 SLQA2）同时导通，主变保护的中 间继电器 ZJ1 和 ZJ2 就会同时动作，继而
中国 设备 Engineering 工程
hina C Plant
500kV 主变压器高压侧断路器失灵启动 主变保护跳闸回路设计分析
侯可，柳鑫，张文博，刘霄扬
（国网河南省电力公司检修公司，河南 郑州 450007） 摘要： 500kV 主变高压侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路对于整个电网安全、稳定运行十分重要。当主变高压侧断 路器失灵动作时，断路器无法跳开，必须要发给主变保护启失灵开入，然后通过非电量保护跳开主变高、中、低三侧断路器， 从而防止事故范围扩大。然而，目前大部分 500kV 变电站由于主变保护厂家不同、型号不同以及设计单位不同，主变高压 侧断路器失灵启动主变保护跳闸回路参差不齐，很容易导致主变保护拒动或误动，给整个电网运行带来巨大隐患。本文从 理论和现场实际出发，分析几种跳闸回路的优缺点，从而寻找出一种既不会造成主变保护拒动又不会误动的主变高压侧断 路器失灵启动主变保护跳闸回路。 关键词：断路器失灵；主变跳闸；回路设计 中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1671-0711（2017）08（上）-0091-02
500kV线路跳闸原因和动作情况分析
施， 以保证 “ … 关键词 ： “ …
中图分类号 ： Ｔ Ｍ ６ ２ １ ． ５
０ 引言
内蒙古 大唐 国际 托 克托 发 电有 限责 任 公 司 （ 以
１ 跳 闸 过 程
２ ０ １ ２—１ １— ０ ３ ， 托 电公 司 １ ， ２， ３ ， ４ ， ５ ， ８
５： ０ ２ ９ ， ３机组手 动停机 ， ０ ５ ： ３ ０ ， 申请 退托源 侧线 路 串
补， ０ ５ ： ５ ５ ， 串补 退 出完 毕 。０ ６ ： ２ ３ ， ５机 组 手 动 停机 ， Ｃ ｌ ６ ： ２ ５ ， ２机组手动停机 ， 仅保 留 ４ ， ８ ２台机组运行 ，
，
机 组 正常运 行 ， ６ ， ７机 组 处 于 停 备 状 态 ， 全 厂 负 荷３ ２ ０ ０ ＭＷ ， ２ ０ １ ２—１ １ — ０ ３ Ｔ １ ６ ： ２ ２， 由于 雨雪较 大 、
８ 机组运行负荷为 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ。
２ 跳 闸原 因分 析
２ ． １ ５ ０ ０ｋ Ｖ线 路异 常原 因分 析
４回线 路 、 源 安 ２回线 路 和源 霸 ２回线 路 的安 全 稳
定 运行 对 电网 、 托 电公 司机组 的安 全运行 至关重 要 。
即启动全 厂对外停 电预案。使停机 过程平 稳 过渡 ， 保
证 机组稳定运行 。１ １ — ０ ５ Ｔ ０ ５ ： ２ ６ ， １ 机组 手动停机 ，
下简 称托 电公 司 ） ５ ０ ０ ｋ Ｖ 线路 经 托 源 ４条 线 送 至 浑 源 开关 站 ， 浑 源站 经 源安 ５ ０ ０ ｋ Ｖ ２条 线 路送 至 北 京 安 定变 电站 、 经源 霸 ５ ０ ０ ｋ Ｖ ２条 线路 送 至河 北 霸 州 变 电站 。在 浑源 开关 站对 托源 ４回 、 源安 ２回 、 源 霸 ２回线 路加 装 固 定 串联 补 偿 装 置 （ 以下 简 称 串补 ） ， 为 抑制 浑源 加装 串补 后在 托 电公 司机组 中产 生 的次 同步谐 振 （ Ｓ Ｓ Ｒ） 、 异 步 自激磁 电气 谐 振 问题 ， 在 托 电 公 司 ８台主 变压器 的高压尾 与 中性 点之 间加装 了阻 塞滤波 器 （ Ｂ Ｆ） ， 同 时 加 装 轴 系 扭 振 保 护 装 置 （ Ｔ Ｓ Ｒ） 、 阻塞 滤 波 器 保 护 和 异 步 自激 磁保 护 。托 源
年度故障跳闸事件总结(3篇)
第1篇一、前言随着我国电力工业的快速发展，电力系统的规模和复杂程度日益增加，故障跳闸事件也随之增多。
为了提高电力系统的安全稳定运行，降低故障跳闸对电力供应的影响，本总结对2023年度发生的故障跳闸事件进行了梳理和分析，旨在总结经验教训，为今后的电力系统运行和故障处理提供参考。
二、2023年度故障跳闸事件概述2023年度，我国电力系统共发生各类故障跳闸事件X起，其中主变压器故障跳闸X 起，线路故障跳闸X起，继电保护装置故障跳闸X起，其他故障跳闸X起。
以下将对部分典型故障跳闸事件进行详细分析。
三、典型故障跳闸事件分析1. 某热电厂2号主变冷却器全停机组跳闸事件（1）事件经过：2023年10月8日，某热电厂2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，导致2号主变冷却器全停，机组跳闸。
（2）原因分析：直接原因在于2号主变冷却器两路电源同时发生接地故障，间接原因包括：1）热网加热器等涉水系统检修时未采取有效措施，导致2号机2C热网循环水泵出口电动门电气部分进水，使B相发生接地故障；2）2号炉渣浆池搅拌器电源冗余配置，双电源切换装置闭锁机构被违规拆除，两路电源处于同时送电状态，导致2号机厂用380V系统A、B段电源合环；3）运行人员未在保护规定的60分钟内恢复2号主变冷却器运行。
（3）教训：加强设备检修管理，严格执行操作规程；加强人员培训，提高运行人员对主变冷却器保护动作逻辑的掌握程度。
2. 某电厂1号机组运行凝泵故障、备用凝泵联启后汽化导致机组跳闸事件（1）事件经过：2017年2月7日，某电厂1号机组因A凝泵机械密封损坏，B凝泵入口吸入空气，造成凝泵出力降低，除氧器水位低保护动作跳二台给水泵，触发锅炉MFT保护，机组跳闸。
（2）原因分析：A凝泵机械密封损坏导致凝泵出力降低，B凝泵入口吸入空气导致凝泵联启后汽化，最终触发除氧器水位低保护动作，导致机组跳闸。
（3）教训：加强设备巡检和维护，及时发现并处理设备缺陷；提高运行人员对设备异常情况的判断和处理能力。
一起因雨水导致机组跳闸变压器着火事故的分析和预防
一起因雨水导致机组跳闸变压器着火事故的分析和预防摘要：夏季因雨水增大，台风等恶劣天气增多，机组运行时防台防汛尤为重要，本文对某厂因雨水进入厂房后引起的一起事故进行分析，并提出预防措施。
关键词：夏季；雨水；分析; 预防2018年6月17日，某电厂发生启备变、2号高厂变着火事故，造成两台变压器烧损，2号机组被迫停运，全厂备用电源失去。
一、事故原因分析：（一）事故发生前的情况6月17日，某地区降暴雨，下午16时，2号机组负荷337MW，发变组出线为500KV电南线；1号主变和220KV电柳1号线运行与220KVI母线，启备变和220KV电柳2号线运行在220KVII母线，母联开关合位。
2号高厂变带本机10KV2A、2B段，2号高公变带10KV公用1B段。
启备变热备用，快切装置正常投入运行。
启备变型号为SFFZ10-CY-70000/220，高厂变型号为SFFZ10-CY-70000/20，冷却方式均为ONAF。
（二）事故发生过程16时09分，2号机组跳闸，首出“发电机故障”，检查发现启备变区域、2号高厂变区域冒烟着火。
16时10分，因着火处冒浓烟无法靠近，拨打火警119。
16时10分，汽轮机转速下降，主机交流油泵跳闸，直流润滑油泵联启正常，密封油空侧交流油泵跳闸，空侧直流油泵联启。
密封油氢侧交流油泵跳闸，氢侧直流油泵联启,柴油发电机联启运行正常。
16时11分，控制室DCS系统失电，确认着火设备为启备变、2号高厂变。
16时13分，就地开启真空破坏门，紧急停机。
（三）事故发生原因1、事故发生的直接原因10KV 母线室两段母线上方有消防排烟风机，风机进风口防火阀为开启状态；且为向内进风（设计为向外排风），当时正值暴雨天气，导致雨水经排烟风机吸入配电间，经柜体顶部散热孔流入至下部共箱封闭母线内，引起10KV2B段备用进线电源A相接地，导致事故发生。
2、事故扩大的直接原因启备变单相接地后，因零序电流持续时间未达到延时动作时间，故零序保护未动作，继而发生两相短路，启备变差动动作后，因启备变2200开关拒动，而故障电流（1811A）又未达到启动失灵保护（1875A）动作条件，导致故障点未能及时切除，故障电流持续存在，是事故扩大的直接原因。
一起500kV线路开关异常跳闸事件分析探讨
一起500kV线路开关异常跳闸事件分析探讨摘要：500kV线路的正常运行对于保持大电网的安全稳定尤为重要。
线路故障跳闸是电力系统最为常见的故障。
当500kV线路发生异常跳闸时候，往往会引起系统事故，从而造成电力系统全部或部分正常运行遭到破坏，以致造成对用户的停止供电或少供电，甚至造成人身伤亡或电气设备的损坏。
继电保护装置能反映出电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，而纵联差动保护是线路保护装置的主保护，能够迅速动作于断路器跳闸。
本文针对一起500kV线路异常跳闸事件，从跳闸事件发生的前后设备运行状况以及保护动作过程，深入分析其原因，发现为电流回路端子N短接错位导致。
暴露出线路保护 N 线端子接线没有重点检查，未能及时发现回路隐患等问题。
最后本文总结反思本次事件发生的原因，提出几点预防措施，给其他500kV 厂站提供借鉴，防止类似事故再次发生。
关键词：500kV线路保护、电流回路、差动保护动作、故障分析正文一、事件概况A电厂为新建火电电厂，项目一期装机容量2x1000MW，升压站主接线方式为二分之三接线方式，电压等级500kV，断路器采用平高电气公司生产的气体绝缘全封闭组合电器（GIS）。
线路保护装置采用南瑞继保线路保护装置和北京四方线路保护装置双重化配置。
站内所有一次设备电气实验合格，保护装置校验完成且结果合格，调试已完成。
06月16日，该厂站进行主变整组启动对主变进行充电操作，16日13时50分，500kV A电厂乙线A套线路保护A相纵联差动保护动作，跳开第二串联络5022开关，跳开第二串线路5021开关。
二、事件发生的过程（1）事件发生前一次设备运行方式主变部分：#1主变压器在热备用状态，#1主变中性点直接接地。
500kV部分：第一串#1主变5011开关在热备用状态（即5011在分闸位置、50111、50112、50116在合闸位置），第一串联络5012开关在热备用（即5012在分闸位置、50121、50122在合闸位置），线路甲线5013开关在运行状态（即5013在合闸位置、50131、50132、50136在合闸位置），第二串#2主变5023开关在运行状态（即5023在合闸位置、50231、50232在合闸位置），第二串联络5022开关在运行状态（即5022在合闸位置、50221、50222在合闸位置），线路乙线5021开关在运行状态（即5021在合闸位置、50211、50212在合闸位置、50216在分闸位置），I母在运行状态，II母在运行状态，线路甲线在运行状态，线路乙线在冷备用状态（线路乙线不在此次启动范围）。
一起500kv变压器主变保护故障分析与对策
一起500kv变压器主变保护故障分析与对策作者：陈瑞俊来源：《华中电力》2013年第11期[关键词] 继电保护；主变保护；故障分析；误动对策在电网的运行中，继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分，必须满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。
由于受到各种因素的影响，可能出现各种异常状态、发生各种障碍，继电保护并不能保证100% 正确动作，引起保护误动，可能给系统及设备带来严重后果。
1、事情经过阐述2012 年 5 月 13 日 21 时 42 分，某 500kv 变电站运行人员汇报中调 500kv 母线电压越上限为 538kV，220kV 母线电压越上限为 233kV，中调调度下令退出35kV 电容器 1 组，投入 35kV 电抗器 2 组； 21 时 46 分，退出 35kV2 号电容器组 315 断路器； 21 时 48 分 53 秒，投入35kV2 号电抗器组 312 断路器； 21 时 49 分 12 秒，站内母联 234 断路器三相跳闸。
2、现场检查情况及分析2.1. 现场保护及自动装置动作情况1号主变保护 A 柜 WBZ -500H 保护（后备）：“保护动作”红灯亮，保护液晶屏显示如下：①保护动作类型：高压侧阻抗一段一时限②保护动作信号：高压侧动作③保护跳闸类型：跳中压侧母联，第 01次动作，共01次动作。
母联 234 分相操作箱：A 相跳闸（橙色）； B 相跳闸（橙色）；C相跳闸（橙色）2.2. 一次检查情况现场检查 1 号主变间隔无异常，母联 234 断路器三相在分位。
2.3 1号主变保护接线检查①核对 1号主变压器保护 A 屏 WBZ -500H 后备保护装置保护整定值正确，核对装置保护版本号符合要求。
②对1号主变压器保护A 屏 WBZ -500H 后备高压侧阻抗保护电压、电流二次回路接线对照设计图纸进行核对检查，确定接线完全正确。
③对1号主变压器保护 A 屏 WBZ -500H 后备保护及 1 号主变压器保护 B 屏 PST -1204A 后备保护高压侧电压、电流采样进行对比，确定交流回路变比及采样精度正确。
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500kV主变压器跳闸事故分析
发表时间：2019-07-16T15:04:09.417Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：江琦[导读] 摘要：对一起500kV主变压器跳闸事故及原因进行分析,通过现场模拟验证,事故原因为电流互感器预防性试验中测量线误碰二次绕组端子导致主变压器跳闸。
(国网山西检修公司)
摘要：对一起500kV主变压器跳闸事故及原因进行分析,通过现场模拟验证,事故原因为电流互感器预防性试验中测量线误碰二次绕组端子导致主变压器跳闸。
针对同类设备,提出反事故措施。
关键词：主变压器;事故分析;反事故措施
某主变压器冷却器全停保护动作，该主变冷却器控制系统使用可以编程逻辑控制器为核心，采用温度传感器将采集到的电阻信号，送入到PLC的模拟量输入模块，由PLC进行A/D转换和标度变换等处理得到主变实际温度。
另外采用温度开关采集主变的温度信号，并将信号送入PLC的开关量输入模块参与逻辑控制。
电动机运行状态的检测，利用接触器及热断路器辅助接点输出的运行、故障等信号，引入PLC的开关量输入模块，在程序中实现故障电动机的自动切换和报警。
系统对电机配置完成的控制、保护、测量功能，主要保护功能包括:短路保护、过流保护、失压保护、缺相保护、相序保护、过载保护以及联锁保护。
在设备运行过程中出现故障及系统异常等情况，系统采用指示灯的形式报警，在运行过程中，若工作冷却器故障，PLC自动停止故障冷却器的运行，自动投入备用冷却器，并继续完成主变冷却器的控制。
PLC软件具有故障自诊断功能，对PLC模块故障、测量检测回路断线等故障能及时判断，通过PLC及时报警。
1事故经过
2006年5月13日,500kV磁湖变电站凤磁Ⅱ回停电进行修试校工作。
工作内容包括:停电范围内一次设备年检及预防性试验。
500kV母线为3/2接线方式,主变压器高压接入第一串,停电期间安全措施主要有:(1)断开磁5012、5013开关、磁50132、50121隔离刀闸;(2)合上磁501327、501217、501367接地刀闸;在磁13LCVT侧挂一组临时接地线;(3)断开磁13LCVT二次小开关,磁50132、50121隔离刀闸的操作电源。
13:30左右,磁5012TAC相测量一次对末屏介质损耗,测量完毕,工作班成员解除测量线,恢复TA末屏接地,在此过程中,主变压器跳闸。
主控室监视屏显示主变压器第一套差动保护动作,主变大差动保护动作电流整定值为0.1A,后故障录波器显示磁5012TAC相TA第8个二次绕组有0.38A的扰动电流。
2测量接线及原理
磁5012TA末屏运行时是接地的,停电测量一次对末屏的介质损耗时,要解开末屏接地线,并将测量仪器的测量线接至末屏,一次导电回路加试验电压。
测量仪器为光导介损电桥。
测量TA介质损,实际是测量TA电容屏的容性电流的大小及与试验电压的夹角。
测量中加的试验电压为45/55Hz频率的高压,测量2次结果取平均值。
3故障原因分析及采取的措施
3.1故障原因分析
桐柏500kV开关失灵保护盘安装在地面继保室,发变保护盘安装在地下主厂房运转层机旁,连接电缆采用阻燃屏蔽电缆,电缆长度约700m,按设计要求,屏蔽层为信号源侧一点接地。
从以上事故分析(未出口跳相邻开关和发远跳信号)可以看出:MV AJ101具有较大的启动功率,其误动可能性不大,而启动主变压器保护的中间继电器其启动功率不足0.3W,连接电缆长度为700m,从地下厂房一直连接至地面500kV开关站,周围电磁环境复杂,存在扰动出口的可能。
主变压器保护装置本身由于受到运输、调试或地下厂环境湿度高等影响也有误动的可能。
3.2采取的措施
针对上述分析,为了排除其他原因,采取了以下措施:首先对连接电缆绝缘性能、屏蔽层的接地方式、接地点进行了检查,检查结果符合要求。
其次对电缆回路再次进行了传动试验,动作正确。
再者对继电器MV AJ101和中间继电器(K13/K14)现场进行测试,测试结果符合要求。
最后对主变保护装置DRS进行了清洁和除湿处理并对装置再次进行了单体试验,试验结果正常。
为了证实长电缆分布电容对中间继电器(K13/K14)干扰,对安装在主变压器保护盘内的失灵启动中间扩展继电器线圈(K13/K14)、至光耦输入点的电压波形进行了长达20多天的监测。
失灵出口主变保护逻辑说明:线路开关和桥开关失灵保护装置P141延时段动作后,启动各自的失灵出口继电器MV AJ101。
发现主变压器保护盘中500kV开关失灵动作,启动主变压器保护的中间扩展继电器线圈两端电压,在系统正常运行的情况下,其电压会发生大范围的跳变,监测到的最高跳变达106V,中间扩展继电器。
现场实测的启动功率仅为0.3W,为此,基本可以判定主变压器保护收到开关失灵启动信号是由于长电缆分布电容干扰引起的。
为此,采取了如下3项措施:(1)为提高抗干扰能力,现场对该继电器线圈两端并接合适电阻,以增大其启动功率,启动功率由原来的0.3W增大到约12W,经试验后,投入运行。
(2)在合适的时候,将长电缆跳闸出口改为光缆跳闸出口。
(3)作为后续的监视手段,将继电器的备用接点接入监控系统,用于长时间在线监视该继电器的动作行为。
4暴露问题
（1）变压器PLC控制器厂家对PLC控制器的动作逻辑设计不符合规范要求，将“油温高、绕组温度高和冷却器全停”三种非电量保护的出口均启动同一只出口继电器，致使现场运行时没有办法对上述三种非电量保护分别进行投退，继电器出口动作也不便于判断是哪种非电量保护动作。
（2）设计单位在对变压器的非电量保护二次回路设计时，没有理解和掌握变压器PLC控制器的控制原理和逻辑，只是简单地将PLC控制器的开出接点设计引入到变压器非电量保护装置“冷却器全停”的开入端。
在设计阶段没有发现PLC控制器动作逻辑的缺陷。
（3）现场安装调试和投产验收时，没有对变压器PLC控制器的动作逻辑进行相关的试验验证，仅通过在PLC控制器上短接出口接点的方法验证二次回路的正确性。
在投产验收阶段也没有发现PLC控制器动作逻辑的缺陷。
5感应电压及其现场模拟测量
5.1电场偶合产生的感应电势
测量TA用介损电桥的测量线为双芯线电缆带屏蔽层,测量时测量线一端芯线接TA末屏,屏蔽线悬空,另一端芯线接电桥,屏蔽线通过电桥接地。
由于TA比较高,测量线比较长,约5m。
当测量导线处于强电磁场环境中,带电导引线(临近设备)与测量线存在偶合电容C1,测量线与地之间也存在偶合电容C2,测量线的屏蔽线及芯线上会产生耦合电势,其值为:U=UNC1/(C1+C2)式中UN———带电导引线额定相电压;U———测量线中耦合产生的感应电压。
C1及C2的大小与测量线的长度成正比,与它们之间的距离成反比。
由于A、B、C三相带电设备都对测量线屏蔽线产生偶合,但由于距离不一致,所以在测量线上的感应电压实际是三相耦合电压的向量和,即U0=UA+UB+UC。
回路电流I=U0/R,R为继电器回路电阻。
此电流可能就是扰动电流,导致主变压器差动保护误动作。
5.2现场模拟测量验证
如果是工具(扳手)、末屏接地线、测量线芯线碰到二次回路不可能产生较高的电场感应电压,因为其本身长度有限。
为验证感应电压的大小,在同等条件下测量了几种情况下测量线中芯线、屏蔽线感应电压的大小。
第一种情况,解开测量线与电桥的连接,用万用表测量芯线电压对地的电压约为36V,屏蔽线对地电压约为8V。
第二种情况,不解开测量线与电桥的连接,直接测量,其中芯线及屏蔽线对地的感应电压均为
0.54V。
经过测量,TA二次回路的电阻约20Ψ,扰动电流为0.38A,根据U=IR,干扰电压为7.6V。
所以最有可能是屏蔽线未接地的情况下,在拆除末屏测量线时屏蔽线碰到了二次绕组,导致屏蔽层对绕组放电。
6结束语
增加跳闸出口继电器启动功率是防止长电缆分布电容干扰的有效措施,在今后类似的工程建设中,跳闸出口回路应尽量选用短电缆连接,电缆敷设时,应尽可能避开强电磁区域,若无法避开,则应增加跳闸出口继电器的启动功率或直接选用光缆跳闸出口。
在保护的设计选型阶段,尤其是在选用进口保护装置时,应严格根据我国规程、规范以及反措要求对选用的保护装置提出要求。
参考文献:
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