220 kV电压互感器GIS放电引起主变跳闸故障的分析

陈天英

(国网河北省电力有限公司电力科学研究院，河北 石家庄 050021)

电容式电压互感器是电力系统重要的电气设备，比普通电压互感器多了一套电网分压装置[1]，主要用于将一次侧电压信息传递给测量、计量、保护和控制装置，广泛应用于110 kV及以上电压等级的电网中[2]。

由于受设计水平、工艺水平、原材料和环境因素影响，电压互感器常出现二次电压波动、电磁单元油位过高、投运时有异响等故障[3]。本文对某220 kV变电站发生的一起电压互感器GIS放电引起主变跳闸故障进行详细介绍，通过试验测试和解体检查找到故障原因，提出相应的解决措施及合理化建议。

1 故障情况

1.1 故障概述

2019年4月3日，220 kV某变电站内3号主变WBH-801主变保护装置差动速断和差动保护出口跳闸，负荷由2号主变转带，未损失负荷。经查，3号主变220 kV侧C相电压互感器(GIS)内部放电，主变外观无异常，瓦斯继电器内无气体，未发信号，220 kV GIS、110 kV GIS外观无异常、主变10 kV侧引线桥、避雷器、开关柜内设备外观无异常，A、B相互感器及主变未见异常。

1.2 保护动作分析

3号主变WBH-801主变保护装置差动速断和差动保护出口跳闸，差动速断保护动作时间为12 ms，纵差保护动作时间为20 ms，3号主变三侧开关动作跳闸，保护动作灯亮。

故障前3号主变220 kV侧A、B相电压电流无明显变化,有微弱零序电压。故障后C相电压降低，产生故障电流。主变110 kV侧C相电压由于高压侧感应引起降低，A、B相无变化，差动跳213、113、513开关后，故障消失，保护正确动作。综合上述信息，初步判断故障点位于高压侧C相。

2 试验测试

由于故障录波显示故障发生在220 kV侧，对差动保护范围内的213电压互感器、避雷器、213-4接地开关、主变进线套管间隔气室及3号主变压器进行测试，如图1所示。

图1 220 kV GIS间隔

2.1 213间隔微水及分解物检测结果

测试过程中220 kV主进213电压互感器气室内(三相通过管路连通)气体有明显刺激气味。220 kV主进213电压互感器气室硫化氢及微水含量严重超标，避雷器气室、213-4隔离气室、进线套管气室数据无异常。检测结果见表1。

表1 213间隔微水及分解物检测结果 mg/L

2.2 变压器检测结果

对变压器进行了绕组直流电阻、介损及电容量、低电压短路阻抗、绕组变形(频响法)测试，并与2011年的交接及2019年5月14日例行试验结果对比，未见异常。

3 解体检查分析

a.拆除二次接线盘

打开二次接线盒，盒内未见放电痕迹，二次绕组直阻测试未见异常。

b．拆除绝缘盆

绝缘盆拆解后未发现放电痕迹，因产品为倒置结构，绝缘盆上的黑色附着物为上方放电产生的分解物掉落所致，黑色附着物如图2所示。

图2 绝缘盆上黑色附着物

c．观测屏蔽管

屏蔽管靠近均压罩侧存在烧蚀痕迹如图3所示，屏蔽管内弹簧(即一次引线)断开，如图4所示。

图3 屏蔽管烧蚀部位

图4 导电管内壁弹簧

d．残留物化验

将外筒体拆除后发现，产品内部存在大量烧蚀后残留的粉末及块状物。对取出的屏蔽管内壁粉末、盆式绝缘子表面粉末、绝缘子壁黑色物质、均压罩接口处粉末、底板粉末等进行化验分析，检验出含铝、氟、硅等分解物，不含有铁等分解物，能够排除螺栓等铁质材料及其余材料遗落至产品内的可能性。

e．观测均压罩

观测均压罩表面，与屏蔽管及一次引线连接附近有2个烧穿的熔洞。此位置与屏蔽管烧蚀位置相对应，如图5所示。均压罩的中侧部位烧蚀程度严重如图6所示。

图5 均压罩烧蚀与屏蔽管烧蚀位置相对应

图6 均压罩中侧位置烧蚀

f．观测侧、底屏蔽板

侧、底屏蔽板对应于均压罩位置有放电烧蚀痕迹，侧、底屏蔽板连接的接地线烧断，如图7所示。

图7 侧、底屏蔽板烧蚀位置与均压罩对应

g．观测筒体内壁

筒体内壁有放电烧蚀痕迹，放电位置在对应均压罩处如图8所示。

图8 筒体内壁放电痕迹均压罩击穿位置对应

h．解体一次绕组

将一次绕组对应位置划线标识，以便查验，并从器身上拆下。一次绕组下部烧蚀严重(即一次引线部位)，如图9所示。

图9 一次绕组与均压罩对应均在中间偏侧位置烧蚀

随着由一次绕组外层被逐步拆解，线圈烧蚀程度减轻，但发现线圈沿轴向烧蚀程度不一致，在15～20层明显发现靠近中间位置严重，两侧较轻，不符合外部烧蚀引起线圈损坏的现象[4]，如图10所示。

图10 层层剥离一次绕组(中间部位烧蚀严重)

由此可断定故障起始位置应该位于线圈内部，且在15～20层位置(由于线径很细，且层间、匝间与绝缘烧结在一起，未能进一步发现引线断裂、短路的具体位置),拆除至约26层后无放电及烧蚀痕迹。

经查看一次绕组绕制记录，在38.52 kΩ处存在接头。通过一次绕组整体电阻值计算，接线焊接处在外层至内层约18层处。

4 故障分析

结合产品解体过程及放电痕迹分析，可以明确故障电流的通道为高压引线屏蔽管-线圈屏蔽罩-侧屏蔽板(屏蔽板接地线烧断)-筒体。

引发故障原因是一次绕组18层处焊接不当，露出铜线头，划破邻近漆包铜线，匝间绝缘劣化，引起匝间轻微放电并产生热量。绕组层间绝缘电压约为1 kV，匝间、层间绝缘破坏，导致匝间、层间短路引起二次电压变化较小，产生微弱零序电压，不足以引起保护装置动作，与故障录波图中跳闸前的微弱零序电压相吻合。

随着热量缓慢增加，临近导线和薄膜温度升高，铜线漆膜融化(130 ℃)，多匝间绝缘劣化。缺陷继续发展，层间薄膜融化(256 ℃)，层间绝缘劣化，绝缘强度迅速下降，导致绝缘击穿，产品出现故障。

5 结论及建议

a.综上分析，断定故障电压互感器产生击穿的原因为一次绕组焊接不当，露出铜线头，划破邻近漆包铜线，导致匝间绝缘不良，电压作用下引起匝间轻微放电并产生热量。随着热量缓慢增加，临近导线和薄膜温度升高，引起多匝间绝缘劣化、层间绝缘劣化。绝缘劣化程度积累加剧，产生出金属微粒，形成从高压引线屏蔽管-线圈屏蔽罩-侧屏蔽板(屏蔽板接地线烧断)-筒体之间的放电通道。

b.今后工作中,对同型号在运的通信号电压互感器进行专项排查，开展内部局部放电、SF6体分解产物等项目跟踪检测。

c.对线圈绕制责任人绕制的其他互感器开展重点监控，对加装在线监测装置的设备，定期开展数据趋势分析，及时发现故障。

d.加强设备运行巡视工作，组织检修、试验、运维部门开展专项巡视，重点检查气体压力降低、渗漏、异响等缺陷。