董錦川，董翰寧

（1.國網(wǎng)新源控股有限公司潘家口蓄能電廠，河北 唐山064309；2.國網(wǎng)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(qū)峨橋鎮(zhèn)境內(nèi)，裝機容量1000MW（4×250MW），采用可逆式水泵水輪機-發(fā)電電動機機組，為日調(diào)節(jié)純抽水蓄能電站。電站樞紐由上庫、輸水系統(tǒng)、地下廠房系統(tǒng)、開關(guān)站和下水庫等建筑物組成，以二回500kV出線接入華東電網(wǎng)，擔(dān)任調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相以及事故備用等任務(wù)。該電站電氣一次設(shè)備由500kV、35kV、15.75kV、0.4kV 電壓等級組成。水泵水輪/發(fā)電電動機組、15.75kV單元母線、主變壓器、500kV系統(tǒng)及其繼電保護和安全自動裝置、與調(diào)度業(yè)務(wù)有關(guān)的通信和自動化設(shè)備、影響機組出力的輔助設(shè)備屬華東網(wǎng)調(diào)管轄，繁三322線屬繁昌縣調(diào)管轄，其余屬該電站管轄。

該電站發(fā)電電動機為立軸半傘式密閉自循環(huán)全空氣冷卻三相凸極可逆式同步發(fā)電電動機，單機容量250MW，型號SFD250-24/8500，哈爾濱電機廠有限責(zé)任公司制造。額定電壓15.75（±6.5%）kV；額定頻率50Hz；額定容量：發(fā)電工況277.8MVA、電動工況277.15MW；額定功率因數(shù)：電動工況0.9（滯后）、電動工況0.98（超前）；額定轉(zhuǎn)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(zé)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(zhuǎn)速250r/min，發(fā)電方向為逆時針旋轉(zhuǎn)（俯視），抽水方向為順時針旋轉(zhuǎn)（俯視）。主要由轉(zhuǎn)輪、主軸、蝸殼、座環(huán)、導(dǎo)水機構(gòu)、導(dǎo)軸承、頂蓋、底環(huán)、尾水管、主軸密封等部分組成。

2 事件經(jīng)過

2018年02月03 日02：41，故障發(fā)生前全站運行方式：500kV系統(tǒng)合環(huán)運行，5051開關(guān)、5054開關(guān)、5012開關(guān)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(tǒng)分段運行。02：41，監(jiān)控報出：4號主變保護A/B套低壓側(cè)零序電壓報警。06：35，1、2、3號機組按照負荷計劃正常轉(zhuǎn)停機。

故障發(fā)生時運行方式：2018年02月03日07：23：22，監(jiān)控報：4號主變B套保護RCS-985TM總跳閘動作，5012開關(guān)和5054開關(guān)分閘?，F(xiàn)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(tǒng)單線運行，5051開關(guān)合閘運行，5054開關(guān)、5012開關(guān)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(lián)運行。

3 處理過程

（1）值守人員將保護動作情況匯報網(wǎng)調(diào)，通知運維負責(zé)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(cè)PT、勵磁變、廠變、電纜等一次設(shè)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(xiàn)象；

4）二次回路故障。

（4）出現(xiàn)4號主變保護低壓側(cè)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(xiàn)地檢查4號主變保護裝置報警確實存在。同時通過監(jiān)控查閱4號勵磁變高壓側(cè)電壓（取自主變低壓側(cè)5PT）實時數(shù)據(jù)，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(xiàn)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(cè)PT、4號主變低壓側(cè)避雷器等，均未發(fā)現(xiàn)明顯放電、異味等現(xiàn)象。

3）04：10 ，向網(wǎng)調(diào)匯報現(xiàn)場初步檢查情況，網(wǎng)調(diào)答復(fù)繼續(xù)檢查。06：35，1、2、3 號機組全部按照負荷計劃抽水轉(zhuǎn)停機。

4）1、2 、3 號機組停穩(wěn)后，用萬用表測量 4號主變低壓側(cè)PT44、PT45二次側(cè)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(cè)三相電壓正常。

5）對4號主變低壓側(cè)PT44、PT45二次側(cè)至4號機發(fā)電機層盤柜電纜溝進行檢查，未發(fā)現(xiàn)有異常潮濕、放電、接地等現(xiàn)象。

6）試切4號主變低壓側(cè)PT44、PT45二次側(cè)至4號機組同期裝置、調(diào)速器側(cè)網(wǎng)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(cè)PT44、PT45二次側(cè)相電壓未發(fā)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(cè)PT負荷及控制柜端子接線是否存在松動接觸不良現(xiàn)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(cè)零序電壓報警進行檢查：

1）對主變低壓側(cè)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(shù)值均在95Ω左右，數(shù)據(jù)正常，同時對PT一次側(cè)主回路首末端進行直阻測試，數(shù)據(jù)均在94Ω左右，說明內(nèi)部高壓側(cè)繞組無短路現(xiàn)象，排除PT本體故障。

2）對主變低壓側(cè)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(cè)避雷器故障。

3）對4號主變低壓側(cè)勵磁變壓器ET04、2號廠高變ST02內(nèi)部各連接引線及接頭、高低壓側(cè)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(xiàn)象。4號主變絕緣油取樣進行油色譜化驗，化驗數(shù)據(jù)顯示總烴、乙炔等放電特征氣體均在正常范圍內(nèi)，排除主變本體放電故障可能性。

5）打開2號廠變高壓開關(guān)柜上端進線電纜橋架封板，發(fā)現(xiàn)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(cè)限流電抗器至2號廠變開關(guān)電纜、限流電抗器至ICB62開關(guān)電纜利用分割法進行對地絕緣測試，發(fā)現(xiàn)電抗器至2號廠變開關(guān)C相電纜絕緣測試數(shù)據(jù)不合格，僅有2kΩ，其他電纜對地絕緣測試數(shù)據(jù)均合格，進一步確定電纜絕緣破損處為導(dǎo)致主變低壓側(cè)零序電壓故障報警的故障點。

圖1 2號廠變高壓開關(guān)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(shù)監(jiān)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(jiān)督試驗，試驗數(shù)據(jù)合格。

（6）分析、查找過激磁保護動作跳閘原因：

1）運維人員現(xiàn)場檢查主變保護裝置，主變A套保護裝置報：主變低壓側(cè)零序電壓報警；主變B套保護裝置報：主變低壓側(cè)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(shù)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?qū)嶋H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(jù)發(fā)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(cè)三相電壓為穩(wěn)定的三相正弦電壓，且波形無干擾波動現(xiàn)象，說明主變高壓側(cè)電壓很穩(wěn)定，4號主變本體無過激磁現(xiàn)象，排除4號主變本體故障。

3）查看發(fā)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(fā)變組故障錄波柜及主變保護A柜中主變低壓側(cè)電壓取自主變低壓側(cè)4PT，主變保護B柜電壓取自主變低壓側(cè)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(fā)電組高壓側(cè)電壓波形

5）打開4號主變低壓側(cè)PT控制柜二次電纜槽盒，對二次電纜進行檢查，發(fā)現(xiàn)主變低壓側(cè)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(xiàn)象，兩根絕緣破損的電纜搭碰在一起，導(dǎo)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(dǎo)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(nèi)電纜

圖5 電壓向量圖

6）查找Q/GDW 11150-2013標準中關(guān)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(guī)定，所以投產(chǎn)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(cè)高壓開關(guān)柜上端進線C相電纜絕緣破損放電，導(dǎo)致4號主變保護A/B套低壓側(cè)零序電壓報警。

2）4號主變低壓側(cè)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(dǎo)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(guān)柜進線C相電纜抽出，重新敷設(shè)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(guān)測試結(jié)果均滿足GB 50150-2006電氣裝置安裝工程電氣設(shè)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(diào)速等各測量回路進行測量，測量數(shù)值滿足要求。

3）02月 03日 22：49，在故障處理后，按調(diào)度令恢復(fù)5054開關(guān)和5012開關(guān)送電正常，未影響機組發(fā)電和抽水運行。

4 原因分析

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

（2）4號主變低壓側(cè)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(shè)，單芯線纜與金屬部件摩擦，導(dǎo)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(nèi)絕緣受損的線纜搭碰，造成電壓疊加現(xiàn)象。

5 暴露問題

（1）設(shè)備維護不到位，2號廠變開關(guān)柜C相電纜進線側(cè)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(huán)節(jié)把關(guān)不嚴、現(xiàn)場監(jiān)管不到位現(xiàn)象。

（4）運檢規(guī)程對出現(xiàn)主變低壓側(cè)接地故障時現(xiàn)場應(yīng)急處置方法無明確規(guī)定。

（5）運維人員現(xiàn)場處置培訓(xùn)力度不夠，處置流程不熟練。

6 防止對策

為預(yù)防和控制同類缺陷再次發(fā)生而采取的技術(shù)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(jié)束語

本文針對某抽水蓄能電站4號主變低壓側(cè)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(dǎo)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(yīng)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(cè)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(shè)，單芯線纜與金屬部件摩擦，導(dǎo)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(nèi)絕緣受損的線纜搭碰，造成電壓疊加現(xiàn)象。針對此問題該電站將原2號廠變高壓開關(guān)柜進線C相電纜抽出，重新敷設(shè)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(diào)度令恢復(fù)5054開關(guān)和5012開關(guān)送電正常，保證了機組發(fā)電和抽水可靠運行。