宋俊峰，樊予勝

(國家電投河南電力有限公司開封發(fā)電分公司，河南 開封 475002)

0 引言

某電廠2臺630 MW汽輪發(fā)電機組采用發(fā)變組線路單元接線，于2008年并網(wǎng)運行。其中2號機組在2012年6月更換了主變壓器，機組出線由500 kV改為220 kV后重新投入運行。2016-08-01，該電廠2號機組運行時，發(fā)生主變B相中性點TA二次回路故障，主變高壓側(cè)接地零序Ⅱ段保護動作，主變高壓側(cè)開關(guān)跳閘，機組解列。

1 事故經(jīng)過及現(xiàn)場處理過程

2016-08-01，該電廠2號機組有功負荷587 MW，機組正常運行。17:06:17，2號主變高壓側(cè)開關(guān)跳閘，CRT出“主變零序Ⅱ段保護動作”光字牌。

1.1 保護裝置配置

2號發(fā)變組配置南瑞RCS-985A320型微機發(fā)變組成套保護裝置，電氣量保護按A，B柜雙重化配置，C柜配置南端RCS-974變壓器非電量及輔助保護裝置。

A，B柜主變高壓側(cè)零序保護定值設(shè)置相同，即：

零序 I段：720 A(二次電流 1.5 A)，t1=4 s；t2=4.5 s；

零序Ⅱ段：360 A(二次電流0.75 A)，t1=6 s；t2=6.5 s；

零序I，Ⅱ段出口均經(jīng)t1跳主變高壓側(cè)開關(guān)并啟動失靈，經(jīng)t2動作于機組全停。

主變線路保護配置2套不同工作原理及生產(chǎn)廠家的光纖差動保護裝置，保護裝置型號分別為南瑞RCS-931BMV和南自PSL603GM。2套保護零序定值及保護投退相同：零序保護I，Ⅱ，Ⅲ段退出，零序保護Ⅳ段投入，定值300 A(二次電流0.12 A)、動作時間為5.5 s，跳主變高壓側(cè)開關(guān)。

1.2 故障信號及保護動作情況

1.2.1 事故發(fā)生期間故障錄波信息

保護B柜零序電流二次值11 A，持續(xù) 60 ms后降至0；保護A柜零序電流二次值11 A，持續(xù)60 ms后降到0.79 A，直到主變高壓側(cè)開關(guān)跳閘后降至0。

1.2.2 保護動作情況

17:06:17，主變線路保護啟動，60 ms后保護返回未動作；發(fā)變組保護B柜主變后備保護啟動，60 ms后保護返回未動作；發(fā)變組保護A柜主變高壓側(cè)接地零序Ⅱ段t1保護動作(保護作用于發(fā)變組解列)，發(fā)變組故障錄波器及線路故障錄波均啟動。

綜合故障錄波數(shù)據(jù)和保護動作情況分析，保護B柜故障波形持續(xù)約3個周波，保護啟動后60 ms返回，動作正確。保護A柜“主變后備”啟動持續(xù)時間大于6 s(定值6 s)，二次電流在0.79 A以上(大于定值0.75 A)，故保護A柜零序Ⅱ段t1動作正確。同時了解到，故障發(fā)生時與電廠相鄰的變電站站內(nèi)母線發(fā)生故障，主保護動作。綜上分析，初步判定此次故障為系統(tǒng)故障引起的發(fā)變組保護誤動故障。

1.3 保護及二次回路檢查處理情況

2號主變?yōu)榉窒嘧儔浩?，主變高壓?cè)零序TA分別安裝在三相變壓器高壓側(cè)中性點套管上，主變高壓側(cè)零序電流由三相中性點TA二次繞組在變壓器就地端子箱內(nèi)并聯(lián)組成。三相中性點TA共有6個二次繞組接于保護回路，其中保護A柜主變零序保護用2S1-2S2繞組，保護B柜主變零序保護用1S1-1S2繞組。

首先，在2號主變就地端子箱處對發(fā)變組保護A，B柜主變高壓側(cè)零序回路加電流，校驗發(fā)變組保護裝置。試驗結(jié)果證明，發(fā)變組保護A，B柜主變零序保護動作均正常，返回正常；檢查就地和發(fā)變組保護裝置二次回路，未發(fā)現(xiàn)異常。

然后，調(diào)取發(fā)變組A，B柜的事故記錄波形進行分析，發(fā)現(xiàn)發(fā)變組保護裝置動作正常，排除保護裝置自身原因引起的誤動。將懷疑重點轉(zhuǎn)移到二次回路及中性點TA本身。

檢查主變零序電流二次回路絕緣電阻、二次回路負載、零序TA直流電阻及伏安特性試驗等項目，可知二次回路絕緣正常、二次負載測量正常。但進行TA伏安特性試驗時，發(fā)現(xiàn)主變B相高壓中性點TA二次繞組2S1-2S2(保護A柜用)伏安特性做不出來，其他5個繞組伏安特性正常；測量直阻時，發(fā)現(xiàn)其他5個二次繞組直阻均為2.2 Ω，B相TA 2S1-2S2 繞組直阻為1.1 Ω。打開B相零序TA根部接線盒，發(fā)現(xiàn)在TA根部接線盒內(nèi)2S1-2S2端子接線鼻對備用端子螺帽存在短路現(xiàn)象，如圖1所示。

圖1 B相TA二次接線盒內(nèi)接線

重新更換2S1-2S2繞組端子接線鼻，并對接線鼻壓線部位包上絕緣護套，調(diào)整接線鼻位置后測量該繞組回路直流電阻及伏安特性，其結(jié)果與其他5組數(shù)據(jù)基本一致。由此判定本次事故就是由于B相零序TA根部短路造成分流，從而引起發(fā)變組保護主變高壓側(cè)零序保護動作。

2 TA二次側(cè)故障原因分析

(1) 2012年6月，2號主變在機組出線由500 kV改為220 kV的過程中，由于施工單位在主變B相中性點零序套管TA二次接線施工過程中施工工藝不規(guī)范，尤其在接線鼻與二次電纜壓接后，壓線部位未加裝絕緣護套，造成B相高壓中性點TA接線盒內(nèi)2S1，2S2端子接線裸露部位過長，并同時接觸中間的一個備用螺帽，這是引起主變零序保護動作的主要原因。

在歷次機組檢修過程中，該電廠始終未將TA接線盒內(nèi)二次接線檢查列為重點檢查項目，從而使該TA二次側(cè)接線不規(guī)范的隱患長期存在。

接線鼻與備用螺帽接觸不緊，存在一定的接觸電阻?，F(xiàn)場測得零序電流回路二次阻抗約1.4 Ω，主變高壓側(cè)額定電流3.31 A，正常運行時二次最大壓降約4.6 V。

(2) 在電廠對側(cè)變電站220 kV系統(tǒng)故障發(fā)生時，零序電流大幅上升，致使二次回路壓降增大，使2S1，2S2端子之間的接觸件膜層擊穿(圖1中可看到放電痕跡)，接觸電阻迅速下降，造成2S1，2S2端子短路分流。在外部故障切除后，2S2端子與備用端子間仍持續(xù)保持接通狀態(tài)（膜層電阻無法恢復(fù)至最初狀態(tài)），造成B相輸出電流降低，合成后零序電流數(shù)值達到0.79 A并持續(xù)存在，引起主變零序Ⅱ段(定值0.75 A，時間6 s)跳閘出口。

3 糾正措施

(1) 在機組停機期間，對1，2號主變本體TA、高廠變本體TA、發(fā)變組出線TA及1，2號發(fā)電機套管TA接線盒內(nèi)二次接線進行全面排查。重點檢查接線鼻與電纜壓接部位是否加裝絕緣護套，電纜是否受到損傷，接線鼻與備用螺帽之間的安全距離是否符合要求。對有損傷的電纜進行更換，對距離不夠的，適當調(diào)整接線鼻位置；對接線鼻壓線部位未加裝絕緣護套的，全部更換為帶有護套的接線鼻。該廠排查發(fā)現(xiàn)，2號主變A，B，C 3相高壓套管TA和中性點套管TA的二次接線均存在施工工藝差，接線鼻開口環(huán)壓接電纜后無絕緣護套的隱患。

(2) 將重要設(shè)備TA的二次接線檢查列為機組逢停必查項目。

4 故障預(yù)防建議

從近幾年因TA故障造成機組非停的不安全事故來看，因建設(shè)單位在TA二次電纜施工過程中工藝差、執(zhí)行施工技術(shù)標準不認真，釀成事故的比重很大。為防止TA發(fā)生類似故障，提出以下建議。

(1) 設(shè)備廠家應(yīng)提高制造質(zhì)量和工藝標準，防止出廠設(shè)備帶有先天性缺陷。如，圖1中TA接線盒內(nèi)二次繞組接線端子的不合理布局，給后期施工人員合理布線帶來了一定困難。

(2) 電建施工單位要加強施工過程中的工藝管理，業(yè)主方對施工方的工藝質(zhì)量把關(guān)要到位，3級驗收要嚴格執(zhí)行。

(3) 建立重要保護的TA二次回路的巡查制度，尤其是TA根部接線盒、就地TA端子箱和保護屏內(nèi)的電流回路接線端子等部位，要納入重點巡視檢查項目。

(4) 在TA保護校驗、預(yù)試等作業(yè)中，對TA伏安特性和二次回路直阻測量數(shù)值異常的，應(yīng)查出原因，且每次數(shù)值均應(yīng)錄入臺賬，便于對比分析，發(fā)現(xiàn)問題。

參考文獻：

1 張慧山，劉海峰．一起CT二次回路開路事故的分析[J].電力安全技術(shù)， 2013，15(2)：32-33.

2 宋俊峰，曹建民，李 沛，等．機端TA故障致主變差動保護動作的分析及預(yù)防[J]．電力安全技術(shù)，2016，18(8)：28-30.