一起10kV电容器组放电线圈烧毁分析
2021-04-15潘佰冲陈锡磊
潘佰冲，陈锡磊
(国网浙江慈溪市供电有限公司，浙江 慈溪 315300)
0 引言
电容器是变电站最重要的无功补偿装置，三相单星型不接地型式的电容器组一般配置有两段式过流保护、低电压保护、过电压保护和不平衡电压保护以应对不同的故障。
近日某110 kV变电站发生一起10 kV电容器组放电线圈烧毁的事故，分析相关保护告警和动作信息、SOE记录、故障录波信息等，以找出事故中不平衡电压保护未动作的原因。
1 事故情况简介
1.1 事故前运行情况
某110 kV变电站为线变组接线方式，2台主变分列运行，PQ1110线带2号主变运行，事故发生前2号电容器组运行于10 kVⅡ段母线，见图1。
图1 110 kV变电站事故前运行方式
1.2 事故经过
2019-04-07T12：23，2号电容器组过流Ⅰ段保护动作跳闸，运维和检修人员赶赴现场，检查发现10 kV电容器室内充满浓烟，2号电容器组C相放电线圈外壳严重开裂、灼烧痕迹明显，内部绕组铜芯裸露，连接母排上有明显放电痕迹，二次剩余绕组端子的连接电缆脱落，二次电缆头已烧焦。
2 事故检查与分析
2.1 保护装置信息和SOE记录
10 kV 2号电容器组保护装置为RCS-9631Ⅱ，装置报文及监控后台信息显示，4月7日12：23：17.360，过流Ⅰ段保护动作，故障电流为ABC三相97.19 A。相关保护动作和SOE记录见表1所示。
表1 保护信息和SOE记录
根据报文信息可知发生的故障为三相短路，由于电容器组CT变比为600/5，计算得短路电流一次值为97.19×(600/5)=1.166×104A=11.66 kA。
2.2 告警信号分析
2.2.1 PT断线告警
电容器保护装置RCS-9631Ⅱ的PT断线判据为：
(1) 正序电压U1＜30 V，且任一相电流I＞0.06In;
(2) 负序电压U2＞8 V。
满足以上任一条件后延时10 s报PT断线，发出装置异常报警信号。
保护装置的采样电压来自各相电容器的放电线圈，根据现场设备检查情况推测分析，在C相放电线圈出现内部故障导致外壳开裂后，C相电压已经无法采样，此时各相电压分别为：Ua=57.7∠0°V，Ub=57.7∠-120°V，Uc=0 V。
进一步根据对称分量法计算各序电压，式中α为算子ej120°：
正序电压U1有效值为38.5 V，负序电压U2有效值为19.3 V＞8 V，满足判据中的(2)。因此，12：11：40.501时出现PT断线告警信号的原因是C相放电线圈运行中出现故障后，保护装置无法采到C相电压，产生了较大的负序电压。
2.2.2 零序过电压告警
该站10 kV母线PT采用4PT消谐接法，中性点零序PT(0.1 kV/3))的剩余绕组接入主变低后备保护的零序电压采样回路，当该零序电压超过定值9.8 V后延时5 s发报警信号。
2号电容器组C相放电线圈绕组短路外壳开裂并不会造成母线出现零序电压，只有当电弧灼烧形成单相接地后才会使系统出现零序电压。当C相放电线圈接地后，系统中性点电压上升为相电压，零序PT剩余绕组电压变成100/3 V，超过了定值9.8 V。因此，12：22：59.807时2号主变低后备保护报零序过电压告警的原因是2号电容器组C相放电线圈在电弧灼烧下发生了单相接地;而在12：23：17.196时，该告警信号复归的原因是故障发展成为了三相短路，零序电压消失。
2.3 故障录波分析
该站没有配置故障录波装置，事故发生时上级220 kV变电站的PQ1110线路故障录波启动并记录，由于该出线仅带该站的2号主变和10 kVⅡ段母线运行，能够基本反应2号电容器组的故障情况。PQ1110线的故障录波如图2所示。
图2 上级变电站PQ1110线的故障录波
表2给出了故障中某时刻三相短路电流相量，三相短路电流的相位之间基本相差120°，零序电流3I0基本为零，可以判断发生的故障为三相短路。故障录波信息显示，短路电流为4.53 A，根据PQ1110线的CT变比(1 200/5)和该站110 kV主变压器的变比(110 kV/10.5 kV)，换算至主变10 kV侧的短路电流一次值为11.39 kA。因此，录波图的故障电流大小和短路类型与2号电容器组保护装置记录的信息互相吻合，证明最终的确是三相短路故障导致过流Ⅰ段保护动作跳闸。
表2 短路电流向量值 A
2.4 2号电容器组检查
10 kV 2号电容器组总容量3 600 kVar，每相12台电容器，型号为对各相电容器进行电容量测试，结果如表3所示。
表3 电容器组电容量测试 μF
测试结果显示各相电容器电容量无异常，电容器组内部没有发生短路故障。
2.5 放电线圈检查
表4 直流电阻测量 Ω
从测试结果可以看出，C相放电线圈一次绕组的直流电阻远远大于正常的A，B两相，可以判断实际C相放电线圈一次绕组已经呈断开状态。
3 电容器组保护动作分析
3.1 电容器组保护配置
2号电容器组为三相单星型不接地接线，保护装置为南瑞继保RCS-9631Ⅱ，保护配置如表5所示。
故障时记录的三相短路电流为97.19 A，动作时间188 ms，因此过流Ⅰ段保护正确动作。
表5 2号电容器组保护配置
3.2 不平衡电压保护
不平衡保护能够反应电容器组的内部故障，单星型不接地接线方式的电容器组一般采用的是不平衡电压保护。
如图3所示，将放电线圈的一次侧与电容器并联，二次侧的三相剩余绕组首尾串联接成开口三角（L601-N600）构成不平衡电压保护。在正常运行时三相电压平衡，开口处电压为零，当电容器发生内部故障时三相电压不再平衡，开口三角将出现零序电压3U0，保护装置采集到这个不平衡电压后经过整定延时动作跳闸。
图3 不平衡电压保护回路接线
在12：11：30.501，C相放电线圈内部故障灼烧引起外壳开裂，一次绕组断开，此时C相剩余绕组dc-dx电压为0 V，而A相和B相的剩余绕组仍为正常电压100/3 V，因此不平衡电压回路的3U0=100/3 V。
根据表5的电容器组保护配置情况，100/3 V的不平衡电压已经超过定值7 V，不平衡电压保护应该动作跳闸，这样也就不会使故障进一步发展成后续的三相短路。
结合现场，根据C相放电线圈二次剩余绕组端子dc处的连接电缆脱落、二次电缆头烧焦的情况推测，当C相放电线圈内部发生短路灼烧后，dc处连接电缆烧毁脱落，导致L601-N600回路断开，保护装置无法采集到该电压从而导致不平衡保护拒动。
4 事故过程推演
根据上述分析和现场设备检查情况，推演整个事故过程如下。
12：11：30.501，C相放电线圈内部故障、外壳开裂，一次绕组开路，剩余绕组dc端子二次电缆脱落，10 s后2号电容器组保护报PT断线。
12：22：54.801，随着电弧灼烧，C相放电线圈形成单相接地，5 s后2号主变低后备保护报零序过压。
12：23：17.172 ～ 12：23：17.196，C 相 放 电 线圈接地后，导致非故障相A，B相电压升高，通过电容器组的构架、接地排等发展成三相短路故障，出现约11 kA的短路电流。
12：23：17.360，2号电容器组过流Ⅰ段动作，电容器组开关跳开隔离故障。
5 结束语
电容器组保护动作后，通过检查一次设备状况，分析二次装置信息，判断保护动作行为是否正确，该案例中不平衡电压回路二次电缆在事故中烧毁脱落，导致不平衡电压保护无法动作，直到发展成三相短路后由过流保护动作出口。为了防范此类事故的发生，应加强对电容器组放电线圈的红外测温巡检，及时发现和消除相应缺陷。
