變壓器保護動作導致開關跳閘原因分析與處理

董錦川，董翰寧

（1.國網新源控股有限公司潘家口蓄能電廠，河北 唐山064309；2.國網新源控股有限公司電力檢修分公司，北京100068）

1 電站概況

某抽水蓄能電站位于××省××市三山區峨橋鎮境內，裝機容量1000MW（4×250MW），采用可逆式水泵水輪機-發電電動機機組，為日調節純抽水蓄能電站。電站樞紐由上庫、輸水系統、地下廠房系統、開關站和下水庫等建筑物組成，以二回500kV出線接入華東電網，擔任調峰、填谷、調頻、調相以及事故備用等任務。該電站電氣一次設備由500kV、35kV、15.75kV、0.4kV 電壓等級組成。水泵水輪/發電電動機組、15.75kV單元母線、主變壓器、500kV系統及其繼電保護和安全自動裝置、與調度業務有關的通信和自動化設備、影響機組出力的輔助設備屬華東網調管轄，繁三322線屬繁昌縣調管轄，其余屬該電站管轄。

該電站發電電動機為立軸半傘式密閉自循環全空氣冷卻三相凸極可逆式同步發電電動機，單機容量250MW，型號SFD250-24/8500，哈爾濱電機廠有限責任公司制造。額定電壓15.75（±6.5%）kV；額定頻率50Hz；額定容量：發電工況277.8MVA、電動工況277.15MW；額定功率因數：電動工況0.9（滯后）、電動工況0.98（超前）；額定轉速250r/min。

該電站水泵水輪機為立軸、單級、混流可逆式水輪機，單機容量250MW，哈爾濱電機廠有限責任公司制造。額定出力：水輪機254MW，最大出力：水泵268MW；水輪機額定水頭190m，額定轉速250r/min，發電方向為逆時針旋轉（俯視），抽水方向為順時針旋轉（俯視）。主要由轉輪、主軸、蝸殼、座環、導水機構、導軸承、頂蓋、底環、尾水管、主軸密封等部分組成。

2 事件經過

2018年02月03 日02：41，故障發生前全站運行方式：500kV系統合環運行，5051開關、5054開關、5012開關合閘運行，1、2、3號主變負載運行，4號主變空載運行，1、2、3機組抽水運行，4號機停機備用；廠用電系統分段運行。02：41，監控報出：4號主變保護A/B套低壓側零序電壓報警。06：35，1、2、3號機組按照負荷計劃正常轉停機。

故障發生時運行方式：2018年02月03日07：23：22，監控報：4號主變B套保護RCS-985TM總跳閘動作，5012開關和5054開關分閘。現地檢查4號主變保護盤柜：4號主變保護B套過激磁保護動作。500kV系統單線運行，5051開關合閘運行，5054開關、5012開關分閘，1、2號主變空載運行，3、4號主變停運，1、2、3、4號機停機備用，廠用電I段帶II段串聯運行。

3 處理過程

（1）值守人員將保護動作情況匯報網調，通知運維負責人組織ON-CALL人員消缺，檢查廠用電備自投正常動作，填報缺陷。

（2）操作ON-CALL人員檢查廠用電負荷正常運行，許可消缺工作票和事故搶修單，準備對4號主變、4號勵磁變、2號廠變進行檢查的隔離措施。

（3）維護人員對可能存在原因的情況梳理：

1）主變低壓側PT、勵磁變、廠變、電纜等一次設備存在接地點；

2）主變壓器本體存在故障；

3）保護裝置存在誤動作現象；

4）二次回路故障。

（4）出現4號主變保護低壓側零序電壓報警后，ON-CALL人員做如下檢查工作：

1）03：00 ，ON-CALL 人員到達地下廠房，現地檢查4號主變保護裝置報警確實存在。同時通過監控查閱4號勵磁變高壓側電壓（取自主變低壓側5PT）實時數據，A、B相均為15.38kV，C相為0V，正常情況下三相均為8.78kV左右。

2）現地檢查2號廠變室、2號電抗器室、4號主變室、4號勵磁變、4號機主變低壓側PT、4號主變低壓側避雷器等，均未發現明顯放電、異味等現象。

3）04：10 ，向網調匯報現場初步檢查情況，網調答復繼續檢查。06：35，1、2、3 號機組全部按照負荷計劃抽水轉停機。

4）1、2 、3 號機組停穩后，用萬用表測量 4號主變低壓側PT44、PT45二次側空開相電壓，A、B相為100V，C相為0V，正常情況下單相電壓為57.7V左右，初步判斷C相有接地，檢查4號勵磁變低壓側三相電壓正常。

5）對4號主變低壓側PT44、PT45二次側至4號機發電機層盤柜電纜溝進行檢查，未發現有異常潮濕、放電、接地等現象。

6）試切4號主變低壓側PT44、PT45二次側至4號機組同期裝置、調速器側網頻、2號高廠變測量、SFC輸入測量等4個用戶的二次空開6QF、7QF、8QF，4號主變低壓側PT44、PT45二次側相電壓未發生變化，排除該4個用戶接地的可能。

7）檢查4號主變低壓側PT負荷及控制柜端子接線是否存在松動接觸不良現象，當檢查到5PT X5端子排接線時，4號主變B套過激磁保護動作出口跳閘。

（5）對主變低壓側零序電壓報警進行檢查：

1）對主變低壓側PT44/PT45進行外觀檢查，無異常，熔斷器進線進行直阻測試，6根熔斷器直阻數值均在95Ω左右，數據正常，同時對PT一次側主回路首末端進行直阻測試，數據均在94Ω左右，說明內部高壓側繞組無短路現象，排除PT本體故障。

2）對主變低壓側避雷器進行外觀檢查，避雷器各連接部位及表面無燒灼痕跡，排除主變低壓側避雷器故障。

3）對4號主變低壓側勵磁變壓器ET04、2號廠高變ST02內部各連接引線及接頭、高低壓側線圈及支撐絕緣子等進行詳細外觀檢查，均無燒灼痕跡，引線接頭無松動，排除勵磁變ET04及廠高變ST02故障。

4）對4號主變外觀進行檢查，繞組、油面溫度、油枕油位均正常，變壓器油箱表面無滲油現象。4號主變絕緣油取樣進行油色譜化驗，化驗數據顯示總烴、乙炔等放電特征氣體均在正常范圍內，排除主變本體放電故障可能性。

5）打開2號廠變高壓開關柜上端進線電纜橋架封板，發現C相電纜絕緣破損并有明顯放電痕跡（圖1），對4號主變低壓側限流電抗器至2號廠變開關電纜、限流電抗器至ICB62開關電纜利用分割法進行對地絕緣測試，發現電抗器至2號廠變開關C相電纜絕緣測試數據不合格，僅有2kΩ，其他電纜對地絕緣測試數據均合格，進一步確定電纜絕緣破損處為導致主變低壓側零序電壓故障報警的故障點。

圖1 2號廠變高壓開關C相進線電纜故障點

6）檢查該電纜最近一次的試驗記錄，2016年10月份按照技術監督年度計劃要求（按Q/GDW 11150-2013標準每3年一檢），對2號廠高變輸入電抗器及電纜進行過絕緣監督試驗，試驗數據合格。

（6）分析、查找過激磁保護動作跳閘原因：

1）運維人員現場檢查主變保護裝置，主變A套保護裝置報：主變低壓側零序電壓報警；主變B套保護裝置報：主變低壓側零序電壓報警、反時限過勵磁保護動作。波形如圖2。

用波形分析軟件對故障跳閘時間段各線電壓波形進行分析，正序分量U1*=156.8V，不考慮PT短時磁飽和及諧波分量的影響，則過激磁倍數為N=156.8/100=1.568，明顯大于過激磁定時限保護定值1.4倍，因實際運行時會存在短時磁飽和以及諧波分量的影響，N值會明顯小于理論分析值，因此過激磁保護反時限動作。

圖2 主變保護動作波形

2）根據發變組故障錄波圖（圖3）可以看出，4號主變B套保護動作（圖中1線）之前，4號主變高壓側三相電壓為穩定的三相正弦電壓，且波形無干擾波動現象，說明主變高壓側電壓很穩定，4號主變本體無過激磁現象，排除4號主變本體故障。

3）查看發電電動機-主變壓器單元電流互感器、電壓互感器接線圖主變與故障錄波部分可知，發變組故障錄波柜及主變保護A柜中主變低壓側電壓取自主變低壓側4PT，主變保護B柜電壓取自主變低壓側5PT。

4）分析主變B套保護裝置A、B相采樣偏大，ULBC采樣值最大值達225.197V，ULCA采樣值最大值達225.197V，ULAB采樣值最大值達98.456V，懷疑PT二次回路可能存在故障。

圖3 發電組高壓側電壓波形

5）打開4號主變低壓側PT控制柜二次電纜槽盒，對二次電纜進行檢查，發現主變低壓側5PT開口三角形L端電纜（圖4故障處電纜1）和星形接線C相繞組L端（圖4故障處電纜2）存在絕緣破損現象，兩根絕緣破損的電纜搭碰在一起，導致已單相接地的ULBC（已達到100V）再被注入開口三角形的100V電壓，造成ULBC電壓異常升高到過激磁反時限動作定值，導致主變過激磁反時限保護動作出口，詳見電壓向量圖（圖5）。

圖4 4號主變5PT控制柜內電纜

圖5 電壓向量圖

6）查找Q/GDW 11150-2013標準中關于電磁式電壓互感器的試驗項目、周期和要求，其中對PT二次回路電纜的絕緣試驗沒有明確規定，所以投產后未對PT二次回路電纜進行過絕緣試驗。

（7）確定故障點：

1）2號廠變進線側高壓開關柜上端進線C相電纜絕緣破損放電，導致4號主變保護A/B套低壓側零序電壓報警。

2）4號主變低壓側5PT二次星形接線與角形接線線纜外絕緣破損，并搭碰在一起，造成電壓疊加，導致4號主變B套過激磁保護動作出口跳閘。

（8）處理步驟：

1）隔離2號電抗器，將原2號廠變高壓開關柜進線C相電纜抽出，重新敷設新電纜并進行電纜頭制作工作。電纜送電前按照要求對兩根C相電纜進行了交接試驗 。相關測試結果均滿足GB 50150-2006電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準要求。

2）更換5PT二次星形與角形外絕緣破損的接線，更換后利用昂立繼保儀對5PT三相加電壓，對保護、同期、勵磁、調速等各測量回路進行測量，測量數值滿足要求。

3）02月 03日 22：49，在故障處理后，按調度令恢復5054開關和5012開關送電正常，未影響機組發電和抽水運行。

4 原因分析

（1）2號廠變開關C相電纜進入開關柜時采用金屬封板處理，未加裝護套或者防磨損措施，導致電纜受磨損。

（2）4號主變低壓側5PT二次星形接線與角形接線在安裝施工或電纜整治時，存在未按照標準施工工藝進行敷設，單芯線纜與金屬部件摩擦，導致外絕緣受損；可能在檢查二次接線端子是否松動期間，槽盒內絕緣受損的線纜搭碰，造成電壓疊加現象。

5 暴露問題

（1）設備維護不到位，2號廠變開關柜C相電纜進線側原采用全封閉橋架，不便于定期開展檢查。

（2）運維人員技能水平不足，對故障判斷定位分析不及時、不準確。

（3）二次電纜安裝施工和電纜整治時存在驗收環節把關不嚴、現場監管不到位現象。

（4）運檢規程對出現主變低壓側接地故障時現場應急處置方法無明確規定。

（5）運維人員現場處置培訓力度不夠，處置流程不熟練。

6 防止對策

為預防和控制同類缺陷再次發生而采取的技術措施、管理措施，以及舉一反三的排查和防控措施等見表1。

表1

7 結束語

本文針對某抽水蓄能電站4號主變低壓側5PT二次星形接線與角形接線線纜外絕緣破損，并搭碰在一起，造成電壓疊加，導致4號主變B套過激磁保護動作出口跳閘原因分析及相應的檢查處理過程進行了介紹，可以看出，原因是4號主變低壓側5PT二次星形接線與角形接線在安裝施工或電纜整治時，存在未按照標準施工工藝進行敷設，單芯線纜與金屬部件摩擦，導致外絕緣受損；運維人員在檢查二次接線端子是否松動期間，槽盒內絕緣受損的線纜搭碰，造成電壓疊加現象。針對此問題該電站將原2號廠變高壓開關柜進線C相電纜抽出，重新敷設新電纜并進行電纜頭制作工作，電纜送電前按照要求對兩根C相電纜進行了交接試驗。同時，更換5PT二次星形與角形外絕緣破損的接線。故障處理后，按調度令恢復5054開關和5012開關送電正常，保證了機組發電和抽水可靠運行。