某500kV变电站35kV母线压变基频谐振故障分析

李　智， 李　炎， 徐　强

(国网安徽省电力有限公司检修公司， 安徽　芜湖　241000)

1　引言

2017年3月31日，某500kV变电站在主变送电操作时35kV系统发生电压异常，随后又发生35kV压变C相金属膨胀器顶起，主变停运。调取录波器波形后发现电压波形中B相电压含有2～10次谐波分量，A、C相电压较高(如图1所示)。通过对三相电压的分析可知：两相电压高、一相电压低而线电压正常，初步判断为基频谐振[1]。本文结合基频谐振的原理及激发条件，通过与#2主变进行对比分析基频谐振的原因，并对存在的问题提出相应的解决方案。

图1　故障时35kV录波电压波形图

2　故障过程

2017年3月31日03：29，进行500kV某变电站#2主变复役操作，2号主变送电系统接线图如图2所示。操作人员合上2号主变高压侧5021开关对2号主变进行充电时2#主变35kV系统电压显示不正常，B相偏低，A、C相偏高，主变两套保护装置告警，发低压侧零序过压报警信号(中性点偏移)。根据电压数据表现，疑似存在绝缘降低的高阻接地现象。随后操作人员做好安全防护措施(穿绝缘靴，使用绝缘工具)对一次设备、端子箱内接线、保护装置、35kV II母线间隔，故障录波等设备进行了周密的检查，发现监控后台、保护装置电压测量、检查2号主变故障录波器录波文件、故障录波均表示35kV相电压异常、线电压正常(幅值正常，夹角异常)，无摆动现象；35kV II母线电压波形畸变严重，且波形显示与监控后台观察数据一致。现场一次设备无异常声响和异味、无渗漏油；端子箱接线、保护屏后接线无异常。

55分钟后，2017年3月31日04∶25，发生一声异响，35kV II母线电压互感器A相膨胀器顶起，顶盖掉落在附近地面上。现场人员汇报网调；拉开2#主变5021开关，将500kV 2#主变停电。随后将35kV II母线电压互感器转检修。

测控显示：

35kV A相电压幅值139.5V；

35kV B相电压幅值47.347V；

35kV C相电压幅值138.847V；

35kV 侧自产零序电压幅值307.92V；

35kV侧负序电压幅值3.045V；

35kV侧AB相电压夹角352度；

35kV侧BC相电压夹角327度；

35kV侧CA相电压夹角41度。

3　故障后检查情况

(1)故障后对一次设备再次进行检查，未发现2号主变低压侧带电区设备上有异物，无任何放电痕迹；

(2)现场检查2号主变500kV侧设备、220kV侧设备运行正常；

(3)对35kV I母线避雷器、35kV I母线出线设备、1号主变低压侧套管及末屏、35kV I母线电压互感器熔断器进行了红外测温，A相熔丝温度略高，8.7℃；其它5℃左右，温度正常；

(4)对35kV I母线电压互感器高压熔丝(型号为：RXWO-35W/0.5)进行检查，用万用表测量两端电阻，三相均为145Ω，与交接试验报告对比，在合格范围内；

(5)测量35kV II母线电压互感器电压一次接地正常、二次接地正常；

(6)检修人员对35kV I母线电压互感器三相分别进行检查、试验，试验结果显示：

A相一次对二次及地绝缘电阻不合格；

A相正接法测试结果介损值不合格；

A相直阻较B、C相偏大；

气相色谱分析表明A相乙炔、氢气和总烃均严重超标。

检修试验人员对35kV I母线避雷器，以及电压互感器故障时35kV I母线上带电设备进行了绝缘测量，母线侧闸刀连同母线、主变低压侧一起摇绝缘值为22GΩ，开关侧连带开关绝缘测量值20.5GΩ，绝缘正常，满足要求。二次班对35kV I母线电压互感器二次侧至保护装置接线进行了检查、试验，未发现有异常现象。

2017年4月5日，公司组织检修试验人员对故障35kV I母线电压互感器三相进行解体，结果如下：

35kV II母线电压互感器A相因过热一次线圈已有明显放电痕迹，绝缘受损；受损部位在中柱两端结合部，即高压线圈尾部。

35kV II母线电压互感器C相膨胀器虽未膨胀，但有油迹，推测应为C相承受过电压时，过热产生大量油气，并由气塞处喷出后凝结导致。

35kV II母线电压互感器A、C相油迹相似，膨胀器均有高压滋油现象，除膨胀器外顶部没有油迹，B相无油迹，有灰尘。

4　故障原因分析及判断

(1)现场人员合上1号主变5021开关充电2号主变后，监控后台显示35kV II母线电压异常，A、C相有一定程度的过电压，B相电压降低，特征与单相接地相似。因此现场人员按单相接地查找故障但未找到故障点。停电后也全面检查，无放电痕迹，避雷器外观及红外检查正常，基本排除系统接地可能。

(2)电压互感器故障原因也可能是二次回路故障；二次接线短路、接地等也可能造成A、C相电压互感器过载，且故障波形有畸变，红外测温表明A、C相电压互感器接线盒温度在12℃左右，B相温度在6℃左右，与二次接线回路短路现象类似。但检修试验人员检查二次系统正常，排除了二次系统原因。绝缘试验未找到接地设备及接地点。

(3)现场人员对一次、二次设备再次进行详细的检查，重要信息如下：

故障时相电压严重偏高，A、C相电压升高(48kV)，B相电压降低(16kV)，线电压在正常范围(35kV左右)；

故障波形中存在畸变，有很高零序电压。

(4)原因初步推论：2号主变充电后，35kV II母线对地电容与35kV II母线电压互感器内部电抗构成铁磁谐振的条件，激发了谐振。35kV II母线电压互感器A、C相承受48kV过电压，并且谐波含量丰富及幅值大，铁芯饱和情况下发热，致使设备内线圈及绝缘油迅速发热，由于A相绝缘薄弱，A相压变绝缘损坏，内部发生放电，温度升高，产生大量气体，膨胀器发生剧烈膨胀，最终致使膨胀器顶起。由于系统谐振点发生变化，膨胀器顶起前电压曾恢复正常。因此发生基波谐波是本次事件的主要原因。

5　防范措施

为了让基频谐振不再威胁电网设备的稳定运行，同时一次消谐和二次消谐存在电阻相互配合的问题，给消谐带来许多的不确定，应采取有效措施防止和消除谐波。主要措施如下：

(1)控制XCo/XL的比值，尽量躲开谐振区：

当XCo/XL≤0.01或XCo/XL≥3时不产生铁磁谐振；

当运行相电压Up除以额定电压Un等于0.58时极易发生分频或基波铁磁谐振；

改变运行方式，以改变网络参数，消除谐振。

(2)控制电源电压、降低铁磁谐振的工作点，使Up/Ue≠0.58；

(3)注意倒闸操作中的操作步骤：

运行中注意监视备用母线的情况，发现异常，及时进行处理。热备用母线，如发现母线电压又指示时，应首先考虑是否发生了串联铁磁谐振，此时应尽快合上一组低抗。由于谐振时电压互感器一次绕组电流很大，应禁止用电压互感器或直接取下一次侧熔断器的方法来消除谐振。 系统发生并联谐振时，应瞬间短接TV开口三角形绕组，有时也可以消除谐振，尤其是分频谐振特别有效[2]。

某500kV变电站35kV母线电压互感器可将原电磁式更换为电容式电压互感器。这样可以避免谐振的发生。因为电容式电压互感器阻尼装置跨接在二次绕组上，正常情况下阻尼装置有很高的阻抗；当铁磁谐振引起过电压，在中压变压器受到影响前，电抗器已经饱和了只剩电阻负载，电阻负载使振荡能量很快被降低从而抑制谐振[3]。考虑到35kV II母电压互感器为电磁式(型号：JDX6-35W3)C相已损坏且运行时间已达14年。为避免再次发生此类故障，我们将某500kV变电站35kV母线电压互感器更换成电容式电压互感器(型号：WVB235-20HF)，2017年4月1日01∶48，网调许可∶2号主变转运行，04 ∶03，操作完成，1号主变、35kV II母线电压运行正常。

6　结语

此次故障、暴露出我们运行维护的不足之处：设备选型不符国网反措要求、应选电容式电压互感器。现场运行、检修人员对基频谐振现象不熟悉，故障处理时没有方向感，始终在35kV系统接地上转圈子、不能及时准确地判断出故障的性质，表现出业务水平不高、处理措施不得力。因此要加强业务理论学习、提高运行管理水平，对发生异常的情况要深究。事故和异常处理时要心中有数，发现异常情况时应查出原因后设备才能投运，这样才能确保电网安全、稳定运行。

参考文献：

[1] 方瑜.配电网过电压[M].北京：水利电力出版社，1994.

[2] 赵吉东.配电网几种消谐措施的对比[J].西北电力技术，2004(4):126.

[3] 孙杰,朱福桥.铁磁谐振分析及其防治[J].电气时代，2007(12):74.