主变低压侧电压互感器故障危害分析

梁学辉

(青海黄河水电公司格尔木太阳能发电分公司，西宁 810016)

1 案例介绍

李家峡电厂在4号机组正常运行时，监控打出“4号机微机保护主变过激磁动作，3340DLA相、B相、C相跳闸，3342DLA相、B相、C相跳闸，614DL跳闸”信号，现场检查发现3340DL、3341DL、614DL三相跳闸，4T主变低压侧电压互感器TV4 A相发热、二次侧保险熔断。进一步检查发现TV4 A相高压侧直阻由1631Ω降低到1169Ω，下降了28.3%;二次侧A相熔断器熔断。

2 保护检查经过

2.1 保护装置检查

a.微机型主变过激磁保护 (机旁UB10屏)，按定值加量检查，保护正确动作，信号正确。

b.集成型主变过激磁保护 (机旁UB14屏)，按定值加量检查，保护正确动作，信号正确。由于集成过激磁保护与微机过激磁保护相比，其实际整定的反时限曲线不同，故在同一动作量下，集成保护动作时间较微机保护慢。

2.2 保护二次回路检查

对交流电压所用的二次电缆摇绝缘 (1000V档)，对地及相间绝缘均为无穷大。

2.3 微机型TV4断线保护 (机旁UB9屏)检查

经加量检查，动作逻辑正确，信号正确。

3 保护动作原因分析

李家峡电厂主变过激磁保护判据为N=U/f，分为定时限和反时限，定时限延时9s发信，反时限启动主变保护出口，跳开相应开关。反时限保护按说明书整定曲线整定。其定值主要点的参考值见下表。

主变过激磁保护定值参考值表

主变过激磁保护电压量取至TV4 A、B相电压;主变低压侧TV4主要用于保护 (过激磁、发电机失磁)、同期 (励磁、调速、同期装置)，变比为18/0.1=180。主变低压侧TV4高压侧直阻降低，相当于一次线圈匝数减小，这时变比约为129;由于一次侧电压不变，相应的二次电压就升高，达到保护动作值，出口跳闸。由于TV4的A相一次绕组对地绝缘下降，而TV二次回路有一点接地，相应的TV一、二次之间的绝缘水平相应下降，因耦合、感应等作用，二次回路产生过压及过流现象，导致二次保险熔断。TV4二次侧熔断器电流为6A，一次侧熔断器电流为0.5A;从二次侧A相熔断器熔断情况判断，熔断电流不大。

故障前Ua=Ub≈57.73V，Uab=100V;故障后由于A相变比变为129，故Ua≈80.56V，而Ub不变，相位不变，因此Uab≈120.3V;而电源频率f没变，过激磁保护判据N=U/f≈1.2，主变定、反时限过激磁保护均启动。但反时限延时较短，约5.2s，因此反时限过激磁保护动作出口跳闸。另外根据TV4二次侧熔断器熔断情况，判断熔断电流仅比额定电流大一点，估计在7A左右，故可以计算出一次侧电流为约0.054A左右，故一次侧熔断器未熔断。TV4电压互感器断线保护判据为三相电压和大于7V启动，延时9s发信;同时二次熔断器熔断时间可能与保护动作同时发生;故保护未动作出口。

4 主变低压侧电压互感器故障危害

由上述分析可见，TV4高压侧匝间短路，可能造成过激磁保护误动;在机组同期并网过程中，如出现此类故障，由于过激磁保护定值最小为N=1.1;相应一次电压为19.8kV，由于此时机组是空载状态，达不到机组励磁装置过励保护定值，这时发电机机端电压将会比实际系统电压高1.8kV左右并网，对系统和机组将造成很大的冲击或使发电机线棒绝缘受损，对设备造成一定危害。TV4二次侧匝间短路，由于是变比增大，不会引起过激磁保护误动，但由于此时测量的机端电压比实际值低，故在同期时机组励磁装置将调低机端电压，这样并网同样也会引起很大的冲击或使发电机线棒绝缘受损。

5 改进方案及防范措施

a.将电压互感器断线保护动作时限缩短，但不用于闭锁保护出口，以开关量的方式送入机组监控系统，如电压互感器断线，则闭锁同期装置。

b.李家峡电厂电压互感器多次故障，从此次二次侧熔断器熔断情况分析，TV4正常运行时二次侧电流较大，TV4 A相电压上升了39.5%，由于二次侧负载没变，则相应故障时二次电流增大39.5%，按故障时二次电流为7A计算，则TV4正常运行时二次侧电流约为5A，接近熔断电流值。因此，应考虑增大TV4二次侧阻抗的技术措施，以降低二次侧正常运行时的负荷电流，从而降低电压互感器的发热量，防止电压互感器被损坏事故的发生。

c.建议对全厂发变电机组所用电压互感器进行一次二次负荷实际工作电流测量，以便进一步分析故障原因，有针对性地采取相关措施，防止类似事故发生。