发电机机端20 kV电压互感器故障处理及原因分析

焦东围，韩尊占，杨 烽，熊 舟

（中国长江电力股份有限公司，湖北 宜昌 443000）

1 引言

随着社会的高速发展，人类用电需求不断增大，电力设备安全可靠性要求不断提升，电压互感器在电力系统中起着关键的作用，是电力系统中保护、计量用重要设备。电压互感器在长时间的运行中会出现各种原因导致的互感器故障，故障后的现场检修时间长、工作量大，严重影响电力系统供电的可靠性，为了能够缩短检修时间或避免设备故障，熟悉了解电压互感器设备故障原因对设备检查和分析起到关键作用。

2 电压互感器故障原因

2.1 过电压对电压互感器的影响

（1）由于电力系统谐振,电压互感器上承受的过电压和过电流虽然幅值较小,但是时间较长,大量电能作用在电压互感器上并转化为热能,使其长期发热。当热量积累到一定程度时,会击穿电压互感器绝缘。

（2）由于大气雷电和开关合闸、分闸操作等因素的影响,变电站内的电气设备不可避免的受到雷电过电压、操作过电压的作用和冲击，电磁式电压互感器的铁心处在一个强磁场环境下,励磁特性和铁损特性在短时间内达到饱和,二次侧电流、电压发生畸变，可造成电压互感器故障。

2.2 铁心故障对电压互感器的影响

（1）铁心叠片片间绝缘损坏

铁心片间绝缘不良或使用环境条件恶劣损坏促使铁心发热，片间绝缘情况不断恶化，最终造成绕组绝缘击穿或PT开裂。

（2）铁心与接地连片接触不良

铁心与接地连片接触不良或接地连片螺栓松动，会造成设备运行时发热，严重情况下放电造成设备损坏。

2.3 设备生产工艺对电压互感器的影响

（1）绕组断线

一次绕组高压引线焊接工艺不过关，机械强度不够或引出线不合格，造成绕组引线断线。

（2）绕组匝间短路

绝缘内部存在气隙、绕组漆包线有尖角、毛刺或漆孔数量较多、匝间漆孔位置相对较近，运行过程中局部放电，绝缘损坏造成匝间短路。

2.4 环境对电压互感器的影响

（1）温湿度及污秽对互感器的影响

设备长期运行在温湿度或污秽等级较高的环境下，造成设备绝缘性能下降，严重时造成设备损坏。

（2）振动对互感器的影响

设备振动，易造成紧固件松动或机械强度较弱部位断裂，导致设备损坏。

3 电压互感器故障案例

3.1 事件概况

（1）故障发生当日00:09 监控系统报：“机组：A套发电机保护定子接地保护动作”、“机组：B套发电机保护定子接地保护动作”、“机组：A套发电机保护停机总出口动作”、“机组：B套发电机保护停机总出口动作”、“机组：电气事故停机”、“机组出口断路器三相跳闸”等信号，检查机组电气事故停机MARK_1动作，机组解列停机，紧急停机流程启动。

（2）现场检查，机组发电机保护装置有“A、B套定子接地保护动作、电气事故出口停机”信号，机组全停。

（3）现场检查机组B 电压互感器4PT表面有裂纹、有内部物质溢出。

（4）PT备件预试，更换故障PT。

表1 故障电压互感器技术参数

3.2 保护及录波情况

（1）保护装置动作情况

现场查看保护装置，A、B两套零序电压定子接地保护均动作。A、B两套发电机保护装置测量接地电阻值均在1.83 kΩ左右，注入式定子接地保护均发告警信号且现场告警无法复归（注入式定子接地保护告警定值为5 kΩ，延时5 s。跳闸定值为0.5 kΩ，延时0.5 s）。

（2）录波情况

查看录波，故障时机端三相电流相序和幅值未明显异常。机端开口三角有零序电压且不断增大，零序电压达到10 V，经0.5 s发电机A、B套保护动作出口（基波零序电压定子接地保护定值为10 V，延时0.5 s）。中性点有零序电压且与机端开口三角基本一致。机端A相电压60 V左右，机端B相电压降至51 V左右，C相电压降至53 V左右。录波波形见图1。

图1 XX号机组B故障录波波形

3.3 故障电压互感器现场检查情况

现场检查发现机组励磁变压器内B相4PT表面有裂纹并流出黑色胶状物质，现场测量故障PT一次绕组对地绝缘为0，一次绕组对二次绕组绝缘合格（大于550 MΩ），二次绕组对地绝缘合格（大于550 MΩ）。

图2 故障PT现场图

4 故障原因分析

4.1 保护及录波分析

两套发电机保护装置采样及动作行为一致，机端PT自产零序、机端开口三角零序、中性点零序电压均基本一致，故障期间机端电压无异常波动，无倒闸操作。

结论：判定为一次侧存在接地故障，排除谐振或操作过电压为事故因素。

4.2 互感器解体分析

对PT部分解剖后发现一次绕组的外层部分（约10层）绝缘状态良好，中层及部分底层一次绕组烧蚀明显。铁心明显过热，外包绝缘层碳化，PT一次绕组对铁心有明显的放电痕迹。PT解剖如图3所示。

图3 故障PT底座及铁心解剖图

结论：一次绕组匝间短路，导致绝缘击穿，绕组对铁心放电。

4.3 总结分析

发电机出口PT采用的是固体环氧绝缘，是由环氧树脂、填料、颜料及固化剂按一定比例混合后真空浇筑固化成型，如果绝缘内部存在气隙等就会造成局部场强过高发生局部放电；另外绕组在绕制过程中如形成尖角、毛刺，也会使局部电场增强而发生局部放电，局放不会马上导致绝缘击穿，但有累积效应，会逐步降低PT绕组绝缘材料性能，最终导致匝间绝缘的击穿。

结论：产品在线圈绕制及浇筑过程中存在局部缺陷以及绕组漆包线质量本身存在局部缺陷导致PT局放，造成匝间短路，因累积效应，最终绝缘击穿，发电机保护动作。

5 防范措施

（1）同类型PT红外测温及局放测量

为排查其他同类型电压互感器运行温度是否正常，维护人员组织对发电机机端20 kV电压互感器开展测温工作（表2）。

表2 测温统计表单位：℃

综合分析测温数据，同一机组三相电压互感器运行温度基本一致，无明显差异；发电机机端20 kV电压互感器运行中本体温度正常，未发现温度异常点，本体温度均比环境温度略高，温度最高值比环温高约4.2 ℃。

对设备运行期间打开柜门检测风险较大的励磁变处PT，采用红外成像仪测温，温度最高值比环温高约8 ℃，未发现温度异常点。

为排查其他同类型电压互感器局部放电量是否正常，同时对发电机机端20 kV电压互感器开展局放测量工作，测量发现无明显异常局部放电信号。

（2）检修期间对同类型PT本体进行全面检查，确认是否存在异常现象。

（3）清理PT备品备件，对消耗的备件及时采购补充，对帐龄较长的PT备件进行更新，确保库存备件状态良好可用。

（4）调研业内电磁式PT绝缘材料及制造工艺，研究采用全绝缘PT替代分级绝缘PT的可行性。

（5）研究PT局部放电在线监测的可行性。

（6）研究PT红外在线测温的可行性。

6 结语

电压互感器是电力系统中保护、计量用重要的电力设备，互感器故障严重影响电力设备的安全可靠运行。本文阐述了导致电压互感器故障的多种原因及类型，同时结合电压互感器故障实际案例深入分析事件原因、处理过程，以及针对此类故障现象提出防范措施，有效提高了电压互感器故障处理效率及电力设备的安全可靠性。