变压器保护动作导致开关跳闸原因分析与处理

董锦川，董翰宁

（1.国网新源控股有限公司潘家口蓄能电厂，河北 唐山064309；2.国网新源控股有限公司电力检修分公司，北京100068）

1 电站概况

某抽水蓄能电站位于××省××市三山区峨桥镇境内，装机容量1000MW（4×250MW），采用可逆式水泵水轮机-发电电动机机组，为日调节纯抽水蓄能电站。电站枢纽由上库、输水系统、地下厂房系统、开关站和下水库等建筑物组成，以二回500kV出线接入华东电网，担任调峰、填谷、调频、调相以及事故备用等任务。该电站电气一次设备由500kV、35kV、15.75kV、0.4kV 电压等级组成。水泵水轮/发电电动机组、15.75kV单元母线、主变压器、500kV系统及其继电保护和安全自动装置、与调度业务有关的通信和自动化设备、影响机组出力的辅助设备属华东网调管辖，繁三322线属繁昌县调管辖，其余属该电站管辖。

该电站发电电动机为立轴半伞式密闭自循环全空气冷却三相凸极可逆式同步发电电动机，单机容量250MW，型号SFD250-24/8500，哈尔滨电机厂有限责任公司制造。额定电压15.75（±6.5%）kV；额定频率50Hz；额定容量：发电工况277.8MVA、电动工况277.15MW；额定功率因数：电动工况0.9（滞后）、电动工况0.98（超前）；额定转速250r/min。

该电站水泵水轮机为立轴、单级、混流可逆式水轮机，单机容量250MW，哈尔滨电机厂有限责任公司制造。额定出力：水轮机254MW，最大出力：水泵268MW；水轮机额定水头190m，额定转速250r/min，发电方向为逆时针旋转（俯视），抽水方向为顺时针旋转（俯视）。主要由转轮、主轴、蜗壳、座环、导水机构、导轴承、顶盖、底环、尾水管、主轴密封等部分组成。

2 事件经过

2018年02月03 日02：41，故障发生前全站运行方式：500kV系统合环运行，5051开关、5054开关、5012开关合闸运行，1、2、3号主变负载运行，4号主变空载运行，1、2、3机组抽水运行，4号机停机备用；厂用电系统分段运行。02：41，监控报出：4号主变保护A/B套低压侧零序电压报警。06：35，1、2、3号机组按照负荷计划正常转停机。

故障发生时运行方式：2018年02月03日07：23：22，监控报：4号主变B套保护RCS-985TM总跳闸动作，5012开关和5054开关分闸。现地检查4号主变保护盘柜：4号主变保护B套过激磁保护动作。500kV系统单线运行，5051开关合闸运行，5054开关、5012开关分闸，1、2号主变空载运行，3、4号主变停运，1、2、3、4号机停机备用，厂用电I段带II段串联运行。

3 处理过程

（1）值守人员将保护动作情况汇报网调，通知运维负责人组织ON-CALL人员消缺，检查厂用电备自投正常动作，填报缺陷。

（2）操作ON-CALL人员检查厂用电负荷正常运行，许可消缺工作票和事故抢修单，准备对4号主变、4号励磁变、2号厂变进行检查的隔离措施。

（3）维护人员对可能存在原因的情况梳理：

1）主变低压侧PT、励磁变、厂变、电缆等一次设备存在接地点；

2）主变压器本体存在故障；

3）保护装置存在误动作现象；

4）二次回路故障。

（4）出现4号主变保护低压侧零序电压报警后，ON-CALL人员做如下检查工作：

1）03：00 ，ON-CALL 人员到达地下厂房，现地检查4号主变保护装置报警确实存在。同时通过监控查阅4号励磁变高压侧电压（取自主变低压侧5PT）实时数据，A、B相均为15.38kV，C相为0V，正常情况下三相均为8.78kV左右。

2）现地检查2号厂变室、2号电抗器室、4号主变室、4号励磁变、4号机主变低压侧PT、4号主变低压侧避雷器等，均未发现明显放电、异味等现象。

3）04：10 ，向网调汇报现场初步检查情况，网调答复继续检查。06：35，1、2、3 号机组全部按照负荷计划抽水转停机。

4）1、2 、3 号机组停稳后，用万用表测量 4号主变低压侧PT44、PT45二次侧空开相电压，A、B相为100V，C相为0V，正常情况下单相电压为57.7V左右，初步判断C相有接地，检查4号励磁变低压侧三相电压正常。

5）对4号主变低压侧PT44、PT45二次侧至4号机发电机层盘柜电缆沟进行检查，未发现有异常潮湿、放电、接地等现象。

6）试切4号主变低压侧PT44、PT45二次侧至4号机组同期装置、调速器侧网频、2号高厂变测量、SFC输入测量等4个用户的二次空开6QF、7QF、8QF，4号主变低压侧PT44、PT45二次侧相电压未发生变化，排除该4个用户接地的可能。

7）检查4号主变低压侧PT负荷及控制柜端子接线是否存在松动接触不良现象，当检查到5PT X5端子排接线时，4号主变B套过激磁保护动作出口跳闸。

（5）对主变低压侧零序电压报警进行检查：

1）对主变低压侧PT44/PT45进行外观检查，无异常，熔断器进线进行直阻测试，6根熔断器直阻数值均在95Ω左右，数据正常，同时对PT一次侧主回路首末端进行直阻测试，数据均在94Ω左右，说明内部高压侧绕组无短路现象，排除PT本体故障。

2）对主变低压侧避雷器进行外观检查，避雷器各连接部位及表面无烧灼痕迹，排除主变低压侧避雷器故障。

3）对4号主变低压侧励磁变压器ET04、2号厂高变ST02内部各连接引线及接头、高低压侧线圈及支撑绝缘子等进行详细外观检查，均无烧灼痕迹，引线接头无松动，排除励磁变ET04及厂高变ST02故障。

4）对4号主变外观进行检查，绕组、油面温度、油枕油位均正常，变压器油箱表面无渗油现象。4号主变绝缘油取样进行油色谱化验，化验数据显示总烃、乙炔等放电特征气体均在正常范围内，排除主变本体放电故障可能性。

5）打开2号厂变高压开关柜上端进线电缆桥架封板，发现C相电缆绝缘破损并有明显放电痕迹（图1），对4号主变低压侧限流电抗器至2号厂变开关电缆、限流电抗器至ICB62开关电缆利用分割法进行对地绝缘测试，发现电抗器至2号厂变开关C相电缆绝缘测试数据不合格，仅有2kΩ，其他电缆对地绝缘测试数据均合格，进一步确定电缆绝缘破损处为导致主变低压侧零序电压故障报警的故障点。

图1 2号厂变高压开关C相进线电缆故障点

6）检查该电缆最近一次的试验记录，2016年10月份按照技术监督年度计划要求（按Q/GDW 11150-2013标准每3年一检），对2号厂高变输入电抗器及电缆进行过绝缘监督试验，试验数据合格。

（6）分析、查找过激磁保护动作跳闸原因：

1）运维人员现场检查主变保护装置，主变A套保护装置报：主变低压侧零序电压报警；主变B套保护装置报：主变低压侧零序电压报警、反时限过励磁保护动作。波形如图2。

用波形分析软件对故障跳闸时间段各线电压波形进行分析，正序分量U1*=156.8V，不考虑PT短时磁饱和及谐波分量的影响，则过激磁倍数为N=156.8/100=1.568，明显大于过激磁定时限保护定值1.4倍，因实际运行时会存在短时磁饱和以及谐波分量的影响，N值会明显小于理论分析值，因此过激磁保护反时限动作。

图2 主变保护动作波形

2）根据发变组故障录波图（图3）可以看出，4号主变B套保护动作（图中1线）之前，4号主变高压侧三相电压为稳定的三相正弦电压，且波形无干扰波动现象，说明主变高压侧电压很稳定，4号主变本体无过激磁现象，排除4号主变本体故障。

3）查看发电电动机-主变压器单元电流互感器、电压互感器接线图主变与故障录波部分可知，发变组故障录波柜及主变保护A柜中主变低压侧电压取自主变低压侧4PT，主变保护B柜电压取自主变低压侧5PT。

4）分析主变B套保护装置A、B相采样偏大，ULBC采样值最大值达225.197V，ULCA采样值最大值达225.197V，ULAB采样值最大值达98.456V，怀疑PT二次回路可能存在故障。

图3 发电组高压侧电压波形

5）打开4号主变低压侧PT控制柜二次电缆槽盒，对二次电缆进行检查，发现主变低压侧5PT开口三角形L端电缆（图4故障处电缆1）和星形接线C相绕组L端（图4故障处电缆2）存在绝缘破损现象，两根绝缘破损的电缆搭碰在一起，导致已单相接地的ULBC（已达到100V）再被注入开口三角形的100V电压，造成ULBC电压异常升高到过激磁反时限动作定值，导致主变过激磁反时限保护动作出口，详见电压向量图（图5）。

图4 4号主变5PT控制柜内电缆

图5 电压向量图

6）查找Q/GDW 11150-2013标准中关于电磁式电压互感器的试验项目、周期和要求，其中对PT二次回路电缆的绝缘试验没有明确规定，所以投产后未对PT二次回路电缆进行过绝缘试验。

（7）确定故障点：

1）2号厂变进线侧高压开关柜上端进线C相电缆绝缘破损放电，导致4号主变保护A/B套低压侧零序电压报警。

2）4号主变低压侧5PT二次星形接线与角形接线线缆外绝缘破损，并搭碰在一起，造成电压叠加，导致4号主变B套过激磁保护动作出口跳闸。

（8）处理步骤：

1）隔离2号电抗器，将原2号厂变高压开关柜进线C相电缆抽出，重新敷设新电缆并进行电缆头制作工作。电缆送电前按照要求对两根C相电缆进行了交接试验 。相关测试结果均满足GB 50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准要求。

2）更换5PT二次星形与角形外绝缘破损的接线，更换后利用昂立继保仪对5PT三相加电压，对保护、同期、励磁、调速等各测量回路进行测量，测量数值满足要求。

3）02月 03日 22：49，在故障处理后，按调度令恢复5054开关和5012开关送电正常，未影响机组发电和抽水运行。

4 原因分析

（1）2号厂变开关C相电缆进入开关柜时采用金属封板处理，未加装护套或者防磨损措施，导致电缆受磨损。

（2）4号主变低压侧5PT二次星形接线与角形接线在安装施工或电缆整治时，存在未按照标准施工工艺进行敷设，单芯线缆与金属部件摩擦，导致外绝缘受损；可能在检查二次接线端子是否松动期间，槽盒内绝缘受损的线缆搭碰，造成电压叠加现象。

5 暴露问题

（1）设备维护不到位，2号厂变开关柜C相电缆进线侧原采用全封闭桥架，不便于定期开展检查。

（2）运维人员技能水平不足，对故障判断定位分析不及时、不准确。

（3）二次电缆安装施工和电缆整治时存在验收环节把关不严、现场监管不到位现象。

（4）运检规程对出现主变低压侧接地故障时现场应急处置方法无明确规定。

（5）运维人员现场处置培训力度不够，处置流程不熟练。

6 防止对策

为预防和控制同类缺陷再次发生而采取的技术措施、管理措施，以及举一反三的排查和防控措施等见表1。

表1

7 结束语

本文针对某抽水蓄能电站4号主变低压侧5PT二次星形接线与角形接线线缆外绝缘破损，并搭碰在一起，造成电压叠加，导致4号主变B套过激磁保护动作出口跳闸原因分析及相应的检查处理过程进行了介绍，可以看出，原因是4号主变低压侧5PT二次星形接线与角形接线在安装施工或电缆整治时，存在未按照标准施工工艺进行敷设，单芯线缆与金属部件摩擦，导致外绝缘受损；运维人员在检查二次接线端子是否松动期间，槽盒内绝缘受损的线缆搭碰，造成电压叠加现象。针对此问题该电站将原2号厂变高压开关柜进线C相电缆抽出，重新敷设新电缆并进行电缆头制作工作，电缆送电前按照要求对两根C相电缆进行了交接试验。同时，更换5PT二次星形与角形外绝缘破损的接线。故障处理后，按调度令恢复5054开关和5012开关送电正常，保证了机组发电和抽水可靠运行。