主变TA二次侧故障引起零序保护动作分析

宋俊峰，樊予胜

(国家电投河南电力有限公司开封发电分公司，河南 开封 475002)

0 引言

某电厂2台630 MW汽轮发电机组采用发变组线路单元接线，于2008年并网运行。其中2号机组在2012年6月更换了主变压器，机组出线由500 kV改为220 kV后重新投入运行。2016-08-01，该电厂2号机组运行时，发生主变B相中性点TA二次回路故障，主变高压侧接地零序Ⅱ段保护动作，主变高压侧开关跳闸，机组解列。

1 事故经过及现场处理过程

2016-08-01，该电厂2号机组有功负荷587 MW，机组正常运行。17:06:17，2号主变高压侧开关跳闸，CRT出“主变零序Ⅱ段保护动作”光字牌。

1.1 保护装置配置

2号发变组配置南瑞RCS-985A320型微机发变组成套保护装置，电气量保护按A，B柜双重化配置，C柜配置南端RCS-974变压器非电量及辅助保护装置。

A，B柜主变高压侧零序保护定值设置相同，即：

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

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

零序I，Ⅱ段出口均经t1跳主变高压侧开关并启动失灵，经t2动作于机组全停。

主变线路保护配置2套不同工作原理及生产厂家的光纤差动保护装置，保护装置型号分别为南瑞RCS-931BMV和南自PSL603GM。2套保护零序定值及保护投退相同：零序保护I，Ⅱ，Ⅲ段退出，零序保护Ⅳ段投入，定值300 A(二次电流0.12 A)、动作时间为5.5 s，跳主变高压侧开关。

1.2 故障信号及保护动作情况

1.2.1 事故发生期间故障录波信息

保护B柜零序电流二次值11 A，持续 60 ms后降至0；保护A柜零序电流二次值11 A，持续60 ms后降到0.79 A，直到主变高压侧开关跳闸后降至0。

1.2.2 保护动作情况

17:06:17，主变线路保护启动，60 ms后保护返回未动作；发变组保护B柜主变后备保护启动，60 ms后保护返回未动作；发变组保护A柜主变高压侧接地零序Ⅱ段t1保护动作(保护作用于发变组解列)，发变组故障录波器及线路故障录波均启动。

综合故障录波数据和保护动作情况分析，保护B柜故障波形持续约3个周波，保护启动后60 ms返回，动作正确。保护A柜“主变后备”启动持续时间大于6 s(定值6 s)，二次电流在0.79 A以上(大于定值0.75 A)，故保护A柜零序Ⅱ段t1动作正确。同时了解到，故障发生时与电厂相邻的变电站站内母线发生故障，主保护动作。综上分析，初步判定此次故障为系统故障引起的发变组保护误动故障。

1.3 保护及二次回路检查处理情况

2号主变为分相变压器，主变高压侧零序TA分别安装在三相变压器高压侧中性点套管上，主变高压侧零序电流由三相中性点TA二次绕组在变压器就地端子箱内并联组成。三相中性点TA共有6个二次绕组接于保护回路，其中保护A柜主变零序保护用2S1-2S2绕组，保护B柜主变零序保护用1S1-1S2绕组。

首先，在2号主变就地端子箱处对发变组保护A，B柜主变高压侧零序回路加电流，校验发变组保护装置。试验结果证明，发变组保护A，B柜主变零序保护动作均正常，返回正常；检查就地和发变组保护装置二次回路，未发现异常。

然后，调取发变组A，B柜的事故记录波形进行分析，发现发变组保护装置动作正常，排除保护装置自身原因引起的误动。将怀疑重点转移到二次回路及中性点TA本身。

检查主变零序电流二次回路绝缘电阻、二次回路负载、零序TA直流电阻及伏安特性试验等项目，可知二次回路绝缘正常、二次负载测量正常。但进行TA伏安特性试验时，发现主变B相高压中性点TA二次绕组2S1-2S2(保护A柜用)伏安特性做不出来，其他5个绕组伏安特性正常；测量直阻时，发现其他5个二次绕组直阻均为2.2 Ω，B相TA 2S1-2S2 绕组直阻为1.1 Ω。打开B相零序TA根部接线盒，发现在TA根部接线盒内2S1-2S2端子接线鼻对备用端子螺帽存在短路现象，如图1所示。

图1 B相TA二次接线盒内接线

重新更换2S1-2S2绕组端子接线鼻，并对接线鼻压线部位包上绝缘护套，调整接线鼻位置后测量该绕组回路直流电阻及伏安特性，其结果与其他5组数据基本一致。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，从而引起发变组保护主变高压侧零序保护动作。

2 TA二次侧故障原因分析

(1) 2012年6月，2号主变在机组出线由500 kV改为220 kV的过程中，由于施工单位在主变B相中性点零序套管TA二次接线施工过程中施工工艺不规范，尤其在接线鼻与二次电缆压接后，压线部位未加装绝缘护套，造成B相高压中性点TA接线盒内2S1，2S2端子接线裸露部位过长，并同时接触中间的一个备用螺帽，这是引起主变零序保护动作的主要原因。

在历次机组检修过程中，该电厂始终未将TA接线盒内二次接线检查列为重点检查项目，从而使该TA二次侧接线不规范的隐患长期存在。

接线鼻与备用螺帽接触不紧，存在一定的接触电阻。现场测得零序电流回路二次阻抗约1.4 Ω，主变高压侧额定电流3.31 A，正常运行时二次最大压降约4.6 V。

(2) 在电厂对侧变电站220 kV系统故障发生时，零序电流大幅上升，致使二次回路压降增大，使2S1，2S2端子之间的接触件膜层击穿(图1中可看到放电痕迹)，接触电阻迅速下降，造成2S1，2S2端子短路分流。在外部故障切除后，2S2端子与备用端子间仍持续保持接通状态（膜层电阻无法恢复至最初状态），造成B相输出电流降低，合成后零序电流数值达到0.79 A并持续存在，引起主变零序Ⅱ段(定值0.75 A，时间6 s)跳闸出口。

3 纠正措施

(1) 在机组停机期间，对1，2号主变本体TA、高厂变本体TA、发变组出线TA及1，2号发电机套管TA接线盒内二次接线进行全面排查。重点检查接线鼻与电缆压接部位是否加装绝缘护套，电缆是否受到损伤，接线鼻与备用螺帽之间的安全距离是否符合要求。对有损伤的电缆进行更换，对距离不够的，适当调整接线鼻位置；对接线鼻压线部位未加装绝缘护套的，全部更换为带有护套的接线鼻。该厂排查发现，2号主变A，B，C 3相高压套管TA和中性点套管TA的二次接线均存在施工工艺差，接线鼻开口环压接电缆后无绝缘护套的隐患。

(2) 将重要设备TA的二次接线检查列为机组逢停必查项目。

4 故障预防建议

从近几年因TA故障造成机组非停的不安全事故来看，因建设单位在TA二次电缆施工过程中工艺差、执行施工技术标准不认真，酿成事故的比重很大。为防止TA发生类似故障，提出以下建议。

(1) 设备厂家应提高制造质量和工艺标准，防止出厂设备带有先天性缺陷。如，图1中TA接线盒内二次绕组接线端子的不合理布局，给后期施工人员合理布线带来了一定困难。

(2) 电建施工单位要加强施工过程中的工艺管理，业主方对施工方的工艺质量把关要到位，3级验收要严格执行。

(3) 建立重要保护的TA二次回路的巡查制度，尤其是TA根部接线盒、就地TA端子箱和保护屏内的电流回路接线端子等部位，要纳入重点巡视检查项目。

(4) 在TA保护校验、预试等作业中，对TA伏安特性和二次回路直阻测量数值异常的，应查出原因，且每次数值均应录入台账，便于对比分析，发现问题。

参考文献：

1 张慧山，刘海峰．一起CT二次回路开路事故的分析[J].电力安全技术， 2013，15(2)：32-33.

2 宋俊峰，曹建民，李 沛，等．机端TA故障致主变差动保护动作的分析及预防[J]．电力安全技术，2016，18(8)：28-30.