一起110 kV电流互感器跳闸事故原因分析

刘圆方,国金明,陆晓彬,胡 林,郑荣锋,吴拓剑,袁瑞宜

(国网四川省电力公司成都供电公司,四川 成都 610093)

0 引 言

电流互感器作为电力系统中重要的一次设备,起着计量、保护等作用,其运行的可靠性直接关系到电网能否安全稳定运行[1]。电流互感器发生故障时不但可能造成自身损坏,还会引起保护动作、设备跳闸,造成电网安全事故[2]。因此,对于电流互感器的故障诊断工作是非常重要的,应当通过科学的诊断方式找到故障发生的原因并及时排除故障,使电力系统恢复正常运行,同时须采取合理措施避免事故再次发生。下面就某变电站一起110 kV电流互感器一次放电跳闸事故进行分析。

1 事故概况

事故前,220 kV某变电站110 kV部分采用双母线接线,运行出线11回。站内共两台主变压器(2号、3号)高中压侧并列运行,220 kV、110 kV分段断路器在合位,35 kV分段断路器在分位。3号主变压器高压侧中性点不接地,中压侧中性点接地,中压侧零序CT变比为400/5。103间隔油浸式电流互感器型号为LB6-110W3,2020年3月出厂,2021年1月投运,安装于断路器靠近3号主变压器侧(如图1所示),变比为2×800/5,一次侧采用并联接线方式运行,即运行变比为1600/5。

图1 103电流互感器运行接线方式

2021年2月23日15:10:50.420时,3 号主变压器 110 kV 侧103 CT发生击穿故障,110 kV母线保护动作,3 ms后跳开运行于110 kV Ⅰ母的7个间隔;68 ms 后3号主变压器2号保护比率差动动作跳开变压器另外两侧的203断路器、303断路器。保护动作时序如图2所示。

图2 保护动作时序

2 检查诊断

2.1 外观检查

现场停电检查发现103电流互感器A相P1接线端有明显放电拉弧痕迹,且放电痕迹经瓷套延续至CT底座,如图3、图4所示,在放电轨迹上对应的瓷套伞群内附着有疑似铜点。同时P2级端子及等电位端子附件也有电弧灼伤痕迹。油位观察窗出现裂纹,但油位正常,膨胀器未发现异常凸起,除外部放电痕迹外,外观完好。

图3 103电流互感器P1端接线座放电痕迹

图4 103电流互感器底座放电痕迹

2.2 试验诊断

2.2.1 化学试验

对该站103电流互感器取油样后进行色谱分析。结果显示,A相乙炔含量为2.7 μL/L(标准值为≤2 μL/L),总烃含量为184.6 μL/L(标准值为≤100 μL/L)。B、C两相均未检测出乙炔,总烃含量分别仅为5.2 μL/L,6.4 μL/L。三比值结果为0、2、0,属低温过热故障。色谱检测数据如表1所示。检测结果判断依据为DL/T 722—2014 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[3]。

表1 103 电流互感器油色谱数据

2.2.2 电气试验

对103电流互感器A相进行电气试验诊断,实测其介质损耗为0.286%,电容量为762.9 pF,绝缘电阻测试以及变流比和二次直流电阻测试数据如表2、表3所示。各项电气试验数据均合格。

表2 电气试验诊断结果

表3 A相变流比及直流电阻测试

2.2.3 故障录波

故障发生后,110 kV母线保护和3号主变压器保护同时启动,如图2所示。3 ms后,110 kV母线保护首先动作跳开110 kV Ⅰ 母相关断路器。从图5可以看出T2时间点(即110 kV母线保护动作使103断路器跳开后)B、C相电流变为0,但是A相故障电流并未开断。在T2时间点68 ms后,3号主变压器差动保护动作跳开主变压器另外两侧断路器后故障电流消失。

图5 3号主变压器中压侧故障录波

3 事故原因分析

依据电气试验结果及外观检查,初步排除互感器内部放电故障。根据图5故障录波分析,判断初始故障点应位于103电流互感器和断路器之间,在母线保护的动作区内、主变压器保护的动作区外(见图1),故在母线保护动作后,故障电流无法切除。由图5中103断路器跳闸后故障波形的最后两个周期分析,T2时间点后:中压侧A相二次故障电流峰值约为32 A,依据变比计算一次电流为10 240 A;3号主变压器中压侧中性点二次电流峰值约为130 A,依据变比计算一次电流为10 400 A。这与A相故障电流基本匹配,且2号主变压器录波无异常,判断中压侧系统无其他可分流的故障点,确定103断路器CT处故障为唯一故障点。结合图2外观检查判断,初始故障为P1端对地放电。

从故障点来看,由于故障位于主变压器保护死区范围,主变压器保护装置不应动作。经外观检查发现了P2处有少量放电痕迹,因此判断当故障发生后,P2与P1接线板间发生了间歇性弧光短路,如图6所示,导致流过CT的电流被分流,使得主变压器保护感受到差流而动作。

图6 103电流互感器P2端放电痕迹

后续再次检查现场,发现事故互感器相邻2 m左右的半高层隔离开关传动连杆处有放电痕迹,如图7所示。同时,观察到在事故互感器接线座上残余有少量铜丝状物体,如图8所示;事故互感器下方地面各处散落有金属铜丝,如图9所示;现场存在大量鸟类,如图10所示。

图7 传动连杆处放电痕迹

图8 103电流互感器A相P1接线座上残余铜丝

图9 地面各处散落铜丝

图10 设备上方半高层存在大量鸟类

判断整个事故过程如下:外界原因(如鸟类、大风等)导致金属铜丝状物体搭至103电流互感器A相与相邻的半高层隔离开关垂直传动拉杆间,引起P1端对拉杆放电(见图7)而启动110 kV母线保护。在此过程中,弧光闪烁至P2端,导致P1、P2间形成外部短暂通路(见图6)而启动了3号主变压器保护。短暂放弧过程后,铜丝部分烧损融化喷溅至P1端接线座附近以及瓷套表面各处。同时,铜丝烧融后长度变短,在重力作用下向下飘落,掉至A相电流互感器箱沿,导致P1端对箱沿上部放电(见图4),直至3号主变压器差动保护动作切断故障电源。

在整个放电过程中,P1、P2接线座产生较高温度,可以观察到螺栓及接线板部分融化痕迹(见图3、图6);由于金属导热性较好,热量传导至CT内部导致内部低温过热,产生分解物。这符合油化试验分析结果。

4 处理及防范措施

为了防止类似事故再次发生,提高设备故障预防能力,保证电力系统安全稳定运行,提出如下防范措施及建议:

1)加强对常规户外设备巡视,特别注意场地上方设备附件及导电体是否有松动情况。

2)对特殊环境下的户外变电站,增加驱鸟装置,增加巡视次数,注意设备上方(尤其半高层设备)是否存在异物及鸟窝等。

3)当电流互感器安装于断路器靠主变压器侧时,若断路器与电流互感器间发生故障,由于该故障点在主变压器保护动作范围外,因此母线保护动作跳开断路器却无法阻止主变压器继续提供故障电流,存在无法切断故障电源、扩大事故范围的可能。对于严重鸟害或环境污染等运行环境下的变电站,建议将电流互感器安装在断路器靠母线侧,以减少保护动作死区[4]。