陳永賢

（廣東能源集團有限公司粵瀧發(fā)電公司，廣東云浮 527200）

0 引言

在繼電保護原理中，電流及電壓互感器二次回路上有且只能有一點接地，其原因是為了人身和二次設備的安全，以及防止保護誤動。在有電連通的電流互感器的二次回路上，必須只能通過一點接于地網(wǎng)。一個變電所（或電廠）的接地網(wǎng)并非實際的等電位面，因而在不同點會出現(xiàn)電位差。如果一個電連通的回路在變電所的不同點同時接地，地網(wǎng)上的電位差將串入這個連通的回路，有時會造成不必要的分流。在現(xiàn)實中，常常由于人為的接線錯誤及電纜絕緣的老化等原因，造成一個電氣連接的二次回路中出現(xiàn)多點接地的情況發(fā)生，以致引發(fā)機組被迫停運事故。

1 案例背景

某電廠現(xiàn)有兩臺135 MW 燃煤機組，根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度部門繼電保護雙重化配置要求，于2017 年將每臺機組的單套發(fā)變組保護改造成兩套獨立的發(fā)變組保護，由于原高廠變高壓側(cè)電流互感器繞組不足，本該獨立的雙套發(fā)變組保護裝置共用高廠變高壓側(cè)電流互感器繞組。為了徹底實現(xiàn)發(fā)變組保護雙重化，避免因單繞組故障引起保護拒動而造成重大的人身設備事故，需在高廠變高壓側(cè)進線分支封母增加一組三相雙繞組電流互感器接至獨立的發(fā)變組保護，對高廠變高壓側(cè)電流互感器進行雙重化改造。

2 案例過程及處理

2.1 事件過程

2020 年11 月1 日完成《高廠變高壓側(cè)電流互感器改造方案》審批及前期電纜敷設工作。11 月2—19 日進行改造施工。施工內(nèi)容及要求見表1。

表1 高廠變高壓側(cè)電流互感器改造施工內(nèi)容及要求

11 月20 日15:00，在1#高廠變高壓側(cè)新增電流互感器二次繞組接入保護屏工作完成后，測量1#發(fā)變組保護各組（含改造）電流互感器二次繞組電纜對地絕緣值均大于200 MΩ，三相導通正常。

11 月20 日17:30，進行1#高廠變高壓側(cè)電流互感器改造項目接線驗收時，繼保專業(yè)負責人檢查發(fā)現(xiàn)電流互感器極性與保護極性不一致，查閱2018 年發(fā)變組保護雙重化改造資料，1#高廠變高壓側(cè)電流互感器二次回路極性端為6 kV 母線側(cè)，而新增電流互感器二次回路極性端為機端側(cè)，需要調(diào)整電流互感器二次極性。

11 月21 日16:00，繼保人員在1#高廠變高壓側(cè)電流互感器出線端蓋處調(diào)整新增兩組電流互感器各相二次極性，17:50 調(diào)整極性工作結(jié)束，測量各相繞組導通正常，未重新測量回路絕緣，未進行通流試驗。22 日結(jié)束1#高廠變高壓側(cè)電流互感器改造工作票。

11 月26 日，因1#高廠變高壓側(cè)電流互感器改造后需要帶負荷檢查電流極性，并網(wǎng)前已申請中調(diào)退出主變差動、高廠變差動保護，1#機組帶負荷至40 MW，1#高廠變本體無異常。

11 月26 日17:31，1#機組6 kV 廠用電切至1#高廠變供電，1#發(fā)變組保護A 屏檢查1#高廠變新增電流互感器30LH 二次電流A、B、C 相均為1.8 A，31LH 二次電流A 相0.02 A，B 相0.28 A，C 相0.27 A，A 相電流偏小，在保護A 屏測量31LH 三相二次電流與保護屏上顯示數(shù)值一致。17:45，檢查1#高廠變本體端子箱，測量A、B、C 相電流值與保護屏側(cè)一致。17:55，使用短接線在1#高廠變本體端子箱處短接A4311 與N4311，測量短接線電流為0.048 A，用測溫儀對電流互感器A 相出線外殼測溫，與B、C 相外殼溫度無明顯差異?，F(xiàn)場分析為該電流互感器A 相接線接地或斷線（N 線在保護屏一點接地）。

2.2 缺陷檢查處理過程

11 月26 日18:06，將1#機組廠用電切至0#啟備變供電。18:30，因故障點位置與母線（15.75 kV）安全距離不足，并可能存在電流二次回路“開路”，帶電作業(yè)存在較大風險，需停機處理，向中調(diào)申請1#機組解列處理。21:12，1#機組解列，執(zhí)行檢修工作安全措施。22:02，1#高廠變本體端子箱端子排打開電流互感器31LH 二次出線下端至保護屏全部連接片（解開保護屏側(cè)接地點），使用兆歐表測量電流互感器側(cè)二次出線A 相對地絕緣為零。22:42，打開1#高廠變高壓側(cè)電流互感器二次出線端蓋，發(fā)現(xiàn)A4311 出線有約3 cm 導線被端蓋壓破絕緣皮（圖1），造成第二點接地。23:15，重新制作接線頭接入后，測電流互感器31LH 三相出線對地絕緣200 MΩ，各相導通正常，缺陷處理完畢，檢查B、C 相接線正常，測量二次繞組對地絕緣良好（200 MΩ）。向中調(diào)申請1#機組并網(wǎng)。

圖1 二次繞組A 相出線故障

11 月27 日02:27，1#機組并網(wǎng)。03:05，1#機組6 kV 廠用電切至1#高廠變，使用相序表測量發(fā)變組各組電流互感器三相電流正常，極性正確，與保護屏顯示值一致，投入1#主變差動、高廠變差動。

3 案例分析

（1）直接原因：工作人員在上緊1#高廠變高壓側(cè)新增A 相電流互感器31LH 二次出線端蓋時壓住A4311 導線，造成電纜絕緣破損接地引起電流二次兩點接地，導致1#發(fā)變組保護A 屏31LH 繞組A 相電流偏小，需停機處理。

（2）間接原因：檢修作業(yè)文件（作業(yè)指導書、施工方案、試驗方案）不完善，對施工工序、質(zhì)量驗收要求不明確。

（3）根本原因：①工作人員技術(shù)水平欠缺，經(jīng)驗不足，風險辨識不到位，沒有意識到上緊蓋板可能造成導線絕緣破損，在調(diào)整極性后未重新對改動過的回路進行絕緣測量及通流試驗，未能及早發(fā)現(xiàn)問題；②未嚴格按照《高廠變高壓側(cè)、勵磁變高壓側(cè)電流互感器改造方案》執(zhí)行接線后的絕緣測量及DL/T 995—2016《繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程》等標準要求的二次回路通流通壓試驗。

4 防范措施

（1）加強二次設備技術(shù)改造工作的管理力度。開工前嚴格審核設計圖紙、施工方案、二次措施單、過程質(zhì)量驗收單及試驗方案；加強施工過程中的監(jiān)管力度，嚴格執(zhí)行項目過程管理驗收制度。對二次設備的驗收，必須完成施工單位驗收以及電廠班組、部門、公司三級驗收，并做好驗收記錄。

（2）落實保護改造對CT、PT 二次接線正確性的檢查要求。DL/T 995—2016《繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程》等標準要求改造或定檢時檢查CT、PT 二次接線的正確性；在CT、PT 端子箱處通流、通壓校驗電流及電壓二次回路，徹底消除施工遺留隱患，檢查時確保安全措施到位，不影響運行的二次設備。

（3）全面檢查電流互感器二次回路的絕緣是否滿足要求，利用通流試驗檢查二次回路有無異常。

（4）結(jié)合一次設備停電預試，定期（至少每3 年）檢查CT 本體二次接線盒蓋板封閉嚴密，檢查接線盒的備用接線孔封堵嚴密，接線盒內(nèi)部無受潮漏水、漏油，電纜絕緣無破損，檢查緊固接線盒內(nèi)連接件和接線，測試CT 二次繞組間及對地絕緣電阻，測試CT 二次繞組直流電阻。結(jié)合保護定檢，測試CT 本體二次接線盒至端子箱（匯控柜）的電纜絕緣電阻，測試包括CT 二次繞組的回路直阻檢驗保護回路的完整性。

（5）強化繼電保護專業(yè)技術(shù)培訓工作，穩(wěn)定繼電保護專業(yè)技術(shù)隊伍，提高繼電保護人員技術(shù)水平。班組每月至少開展一次繼電保護專業(yè)理論及實操培訓，部門每年至少組織一次繼電保護專業(yè)外出培訓，將繼電保護專業(yè)技能作為班組崗位的必備技能。

5 結(jié)語

電流二次回路發(fā)生兩點接地可能會導致繼電保護裝置區(qū)內(nèi)拒動及區(qū)外誤動。變壓器差動保護的重要性決定了一旦差動保護誤動或拒動，均會影響系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運行，影響用電的可靠性。因此，各技改工程的改造方案及驗收項目編制應遵照調(diào)度部門頒布的各項反措要求，并嚴格按照方案執(zhí)行。加強對設備及回路的檢查，動態(tài)分析設備有無異常，及時發(fā)現(xiàn)問題，避免事故發(fā)生，提高保護動作的可靠性和電網(wǎng)的安全性。