220 kV变电站主变差动跳闸故障探讨

2019-09-13高朝辉

通信电源技术 2019年8期

高朝辉

（中广核风电有限公司内蒙古分公司，内蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

变压器是变电站重要的组成部分，对确保变电站的正常运行具有十分重要的现实意义。但是，在变压器的实际工作过程中，它的周围存在诸多不利影响因素。长期处于这种环境可能导致变压器出现故障，给变电站各项工作的顺利开展带来负面影响。某220 kV变电站所发生了2次主变差动跳闸故障：第一次故障发生在出线开关柜，导致220 kV的1号主变压器三测开关发生了跳闸；第二次是3号主变压器的开关柜和8号电容器的开关柜发生不同程度的故障，进而引起3号主变压器的三侧开关以及8号电容器均发生跳闸。结合变压器的工作情况进行深入分析研究发现，这2起变压器跳闸故障都是由于开关柜内浇注式电流互感器发生了不同程度的绝缘击穿，导致系统出现单相接地，且会受到电弧漂移造成的不利影响，进而导致相间短路，最终引起主变压器发生跳闸故障。为了及时恢复变电站的正常工作，要对其跳闸故障进行深入分析研究，制定相应的解决措施，进而在较短时间内恢复变电站的正常运行。

1 故障基本情况概述

该220 kV变电站与这2次主变压器跳闸故障相关的一次主接线结构形式如图1所示。

在第一次故障发生前，变电站的220 kV的IA母线、IB母线以及II母线处于并列运行的状态中，35 kV的I、II以及III段母线正处于分裂运行状态。

图1 变电站与主变压器跳闸故障相关的一次主接线结构示意图

在第二次故障发生前，变电站的220 kV的IV母线、IB母线以及II母线处于并列运行的状态中，35 kV的I、II以及III段母线正处于分裂运行状态。

1.1 第一次故障

在发生第一次跳闸故障时，变电站的主控室后台发出警报，其中35 kV线路中的I段母线与地面接触，会引起1号变压器采取相应的差动保护措施，进而导致其中的101、201以及301等开关发生跳闸，引起I段母线的失压故障。通过对变压器进行系统全面的检查后发现，其中的1号消弧线圈控制和接地选线装置出现了接地行为。经检查发现，311的开关后柜门已经发生严重变形，其内部也发生了不同程度的损坏。检查发现，母线侧的B相电流互感器上存在非常严重的贯穿性裂纹，如图2所示。

图2 出现了贯穿性裂纹的电流互感器图

根据图2能够看出，电流互感器的裂纹表面具有明显的灼烧迹象，同时能根据灼烧的痕迹辨别其中的线包部分。发生故障后的311开关柜、两相电流互感器以及线排的情况如图3所示。根据图3发现，手车柜内部的测温蜡片没有出现熔化迹象，表明发生故障时的温度不高，由此造成的烧伤情况也并不严重。

图3 发生故障后的装置外观图

对311开关的B相电流互感器利用2 500 V兆欧表检测其主绝缘电阻的大小，发现其绝缘电阻已经失效变为0 Ω。为了进一步探究其失效原因，对该交流互感器进行拆卸研究，拆解后如图4所示。从图4的互感器能够明显看出，它存在一定的分层现象，且绝缘部分存在明显的裂痕，但是互感器内部并没有采取有效的缓冲保护，会给其顺利工作带来安全隐患。

图4 311B相电流互感器的解剖检查图

1.2 第二次故障

第二次故障发生时，通过主控室能够看出，35 kV的III段母线出现了不同程度的接地。为了确保系统稳定运行，3号主变压器采取相应的差动保护措施，随之7号和8号电容器的定时限低压进行了有效保护，导致103、203、303、331以及333等开关均出现了保护性的跳闸行为，导致35 kV III段母线出现失压行为。通过检查变压器的故障位置后发现，位于303开关柜内部的B相电流互感器出现了如图5所示的严重故障，A相电流互感器存在相对较轻的灼烧迹象。同时，发现位于333开关柜内部的8号电容器发生了如图6所示的绝缘击穿问题。

图5 发故障后的B相电流互感器图

图6 发生了绝缘击穿的电缆头图

为了分析研究故障发生的整个过程，根据记录的故障录波信息发现，故障的起始位置是3号主变压器的303开关。该处出线主变压器侧的B相最先出现了单相接地故障，随之333开关出线的8号电容器侧C相也发生了相应的接地故障，即在B、C两相之间发生了异点接地短路故障。在B、C两相发生故障的一个波长时间后，3号主变压器的303开关出线主变压器侧的A相也发生了接地行为，进而与B、C两相形成了三相短路故障。

2 故障原因分析

2.1 电流互感器主绝缘击穿原因分析

根据文中2次故障情况概述不难发现，这2次主变压器跳闸故障均是由电流互感器的主绝缘发生击穿而引起的，发生击穿的电流互感器型号相同，且出自同一生产批次。在第一次故障中，311开关柜内部的A、C两相电流互感器和线排状态良好，没有造成损坏的情况，且其内部测温片没有出现融化情况，表明该次短路故障过程中释放的能量并不高，且其电气接触状况良好。因此，初步判断短路故障无法造成B相电流互感器外壳发生炸裂。通过对电流互感器进行深入解剖研究发现，它的内存具有明显的分层现象，且缓冲层缺失，同时在发生炸裂时没有采取相应的屏蔽措施。浇注式电流互感器的主要材质是环氧树脂，与金属的热膨胀系数相差较大[1-2]。为了避免环氧树脂向内进行固化收缩时损害铁心，需要设置相应的缓冲层，以采用毛毡、聚氯乙烯泡沫以及半导体聚酯非织布等材料进行填充。同时，由于树脂外部包裹有缓冲层，还能起到防止环氧树脂开裂的作用。互感器内部设置屏蔽层的主要目的是提高互感器表面的网络电压，且有助于改善其局部放电性能。通过分析发现，正是由于局部过量放电造成固体的绝缘失效。因此，正是内部缓冲层和屏蔽措施的缺失，导致了311开关B相电流互感器外壳裂开及绝缘击穿故障的发生。

2.2 相间短路故障原因分析

在第一次变压器发生跳闸故障时，其中的消弧线圈正处于7档运行的工作状态，通过的补偿电流大小为27 A。变压器正常工作时，系统电容中的电流为30.5 A。进行一定的补偿处理后，残余电流则保持在3.5 A左右。在变压器进行工作的过程中，消弧线圈能够对电弧进行有效控制，确保其能够自动熄灭，进而确保单相接地能够自行消失[3]。但是，在第一次故障发生时，单相接地并未消失，且经过一段时间后演化成为相间短路。通过对311开关柜以及相关的互感器和线排进行系统全面的检查后发现，正是由于接地电弧发生了一定程度的漂移，最终造成相间电路的形成[4]。对于气体和液体形式的绝缘，消弧线圈能够对系统中电容的电流进行科学合理补偿，进而尽快恢复系统的绝缘性能，能够有效避免单相接地进一步发展成为相间短路。但是，对于固体形式的绝缘方式，当系统中发生绝缘击穿后，其放电通道上会出现间隙性的电流，且由于该电流中的阻性分量相对较大，加之无论是放电通道还是消弧线圈的电流变化都存在过渡过程，消弧线圈无法对绝缘击穿后的接地电流进行有效补偿[5-6]。

3 故障预防措施

3.1 浇注式电流互感器绝缘击穿故障的防范

通过2次变压器跳闸故障原因的分析可知，故障主要是由于其中的浇注式电流互感器质量不符合要求，在长期局部放电的作用下造成了绝缘击穿的发生。针对以上电流互感器存在的缺陷，为了能够及早发现，要在电流互感器进行工作前对其进行系统全面的局部放电试验。通过试验发现，质量合格的电流互感器局放量通常在50 pC，但是存在缺陷的电流互感器其局放量将会高达数百pC。

3.2 中性点非有效接地系统弧光接地危害的消除

为了有效避免弧光接地所造成的不利影响，对单相接地电流超过30 A的10 kV系统和单相接地电流超过10 A的35 kV系统，要增设相应的消弧线圈。通过消弧线圈能够对单相接地过程中的对地电容电流进行有效补偿，进而促使电弧熄灭。电弧熄灭的时间越短，对防止相间故障的发生越有利[7]。将中性点非有效接地系统运用于弧光消除中，能够迅速将单相接地相通过金属性接地进行旁路，进而有效避免因单相接地发展为相间短路故障。