一起110 kV電流互感器跳閘事故原因分析

劉圓方,國金明,陸曉彬,胡 林,鄭榮鋒,吳拓劍,袁瑞宜

(國網(wǎng)四川省電力公司成都供電公司,四川 成都 610093)

0 引 言

電流互感器作為電力系統(tǒng)中重要的一次設(shè)備,起著計量、保護(hù)等作用,其運(yùn)行的可靠性直接關(guān)系到電網(wǎng)能否安全穩(wěn)定運(yùn)行[1]。電流互感器發(fā)生故障時不但可能造成自身損壞,還會引起保護(hù)動作、設(shè)備跳閘,造成電網(wǎng)安全事故[2]。因此,對于電流互感器的故障診斷工作是非常重要的,應(yīng)當(dāng)通過科學(xué)的診斷方式找到故障發(fā)生的原因并及時排除故障,使電力系統(tǒng)恢復(fù)正常運(yùn)行,同時須采取合理措施避免事故再次發(fā)生。下面就某變電站一起110 kV電流互感器一次放電跳閘事故進(jìn)行分析。

1 事故概況

事故前,220 kV某變電站110 kV部分采用雙母線接線,運(yùn)行出線11回。站內(nèi)共兩臺主變壓器(2號、3號)高中壓側(cè)并列運(yùn)行,220 kV、110 kV分段斷路器在合位,35 kV分段斷路器在分位。3號主變壓器高壓側(cè)中性點(diǎn)不接地,中壓側(cè)中性點(diǎn)接地,中壓側(cè)零序CT變比為400/5。103間隔油浸式電流互感器型號為LB6-110W3,2020年3月出廠,2021年1月投運(yùn),安裝于斷路器靠近3號主變壓器側(cè)(如圖1所示),變比為2×800/5,一次側(cè)采用并聯(lián)接線方式運(yùn)行,即運(yùn)行變比為1600/5。

圖1 103電流互感器運(yùn)行接線方式

2021年2月23日15:10:50.420時,3 號主變壓器 110 kV 側(cè)103 CT發(fā)生擊穿故障,110 kV母線保護(hù)動作,3 ms后跳開運(yùn)行于110 kV Ⅰ母的7個間隔;68 ms 后3號主變壓器2號保護(hù)比率差動動作跳開變壓器另外兩側(cè)的203斷路器、303斷路器。保護(hù)動作時序如圖2所示。

圖2 保護(hù)動作時序

2 檢查診斷

2.1 外觀檢查

現(xiàn)場停電檢查發(fā)現(xiàn)103電流互感器A相P1接線端有明顯放電拉弧痕跡,且放電痕跡經(jīng)瓷套延續(xù)至CT底座,如圖3、圖4所示,在放電軌跡上對應(yīng)的瓷套傘群內(nèi)附著有疑似銅點(diǎn)。同時P2級端子及等電位端子附件也有電弧灼傷痕跡。油位觀察窗出現(xiàn)裂紋,但油位正常,膨脹器未發(fā)現(xiàn)異常凸起,除外部放電痕跡外,外觀完好。

圖3 103電流互感器P1端接線座放電痕跡

圖4 103電流互感器底座放電痕跡

2.2 試驗診斷

2.2.1 化學(xué)試驗

對該站103電流互感器取油樣后進(jìn)行色譜分析。結(jié)果顯示,A相乙炔含量為2.7 μL/L(標(biāo)準(zhǔn)值為≤2 μL/L),總烴含量為184.6 μL/L(標(biāo)準(zhǔn)值為≤100 μL/L)。B、C兩相均未檢測出乙炔,總烴含量分別僅為5.2 μL/L,6.4 μL/L。三比值結(jié)果為0、2、0,屬低溫過熱故障。色譜檢測數(shù)據(jù)如表1所示。檢測結(jié)果判斷依據(jù)為DL/T 722—2014 《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》[3]。

表1 103 電流互感器油色譜數(shù)據(jù)

2.2.2 電氣試驗

對103電流互感器A相進(jìn)行電氣試驗診斷,實測其介質(zhì)損耗為0.286%,電容量為762.9 pF,絕緣電阻測試以及變流比和二次直流電阻測試數(shù)據(jù)如表2、表3所示。各項電氣試驗數(shù)據(jù)均合格。

表2 電氣試驗診斷結(jié)果

表3 A相變流比及直流電阻測試

2.2.3 故障錄波

故障發(fā)生后,110 kV母線保護(hù)和3號主變壓器保護(hù)同時啟動,如圖2所示。3 ms后,110 kV母線保護(hù)首先動作跳開110 kV Ⅰ 母相關(guān)斷路器。從圖5可以看出T2時間點(diǎn)(即110 kV母線保護(hù)動作使103斷路器跳開后)B、C相電流變?yōu)?,但是A相故障電流并未開斷。在T2時間點(diǎn)68 ms后,3號主變壓器差動保護(hù)動作跳開主變壓器另外兩側(cè)斷路器后故障電流消失。

圖5 3號主變壓器中壓側(cè)故障錄波

3 事故原因分析

依據(jù)電氣試驗結(jié)果及外觀檢查,初步排除互感器內(nèi)部放電故障。根據(jù)圖5故障錄波分析,判斷初始故障點(diǎn)應(yīng)位于103電流互感器和斷路器之間,在母線保護(hù)的動作區(qū)內(nèi)、主變壓器保護(hù)的動作區(qū)外(見圖1),故在母線保護(hù)動作后,故障電流無法切除。由圖5中103斷路器跳閘后故障波形的最后兩個周期分析,T2時間點(diǎn)后:中壓側(cè)A相二次故障電流峰值約為32 A,依據(jù)變比計算一次電流為10 240 A;3號主變壓器中壓側(cè)中性點(diǎn)二次電流峰值約為130 A,依據(jù)變比計算一次電流為10 400 A。這與A相故障電流基本匹配,且2號主變壓器錄波無異常,判斷中壓側(cè)系統(tǒng)無其他可分流的故障點(diǎn),確定103斷路器CT處故障為唯一故障點(diǎn)。結(jié)合圖2外觀檢查判斷,初始故障為P1端對地放電。

從故障點(diǎn)來看,由于故障位于主變壓器保護(hù)死區(qū)范圍,主變壓器保護(hù)裝置不應(yīng)動作。經(jīng)外觀檢查發(fā)現(xiàn)了P2處有少量放電痕跡,因此判斷當(dāng)故障發(fā)生后,P2與P1接線板間發(fā)生了間歇性弧光短路,如圖6所示,導(dǎo)致流過CT的電流被分流,使得主變壓器保護(hù)感受到差流而動作。

圖6 103電流互感器P2端放電痕跡

后續(xù)再次檢查現(xiàn)場,發(fā)現(xiàn)事故互感器相鄰2 m左右的半高層隔離開關(guān)傳動連桿處有放電痕跡,如圖7所示。同時,觀察到在事故互感器接線座上殘余有少量銅絲狀物體,如圖8所示;事故互感器下方地面各處散落有金屬銅絲,如圖9所示;現(xiàn)場存在大量鳥類,如圖10所示。

圖7 傳動連桿處放電痕跡

圖8 103電流互感器A相P1接線座上殘余銅絲

圖9 地面各處散落銅絲

圖10 設(shè)備上方半高層存在大量鳥類

判斷整個事故過程如下:外界原因(如鳥類、大風(fēng)等)導(dǎo)致金屬銅絲狀物體搭至103電流互感器A相與相鄰的半高層隔離開關(guān)垂直傳動拉桿間,引起P1端對拉桿放電(見圖7)而啟動110 kV母線保護(hù)。在此過程中,弧光閃爍至P2端,導(dǎo)致P1、P2間形成外部短暫通路(見圖6)而啟動了3號主變壓器保護(hù)。短暫放弧過程后,銅絲部分燒損融化噴濺至P1端接線座附近以及瓷套表面各處。同時,銅絲燒融后長度變短,在重力作用下向下飄落,掉至A相電流互感器箱沿,導(dǎo)致P1端對箱沿上部放電(見圖4),直至3號主變壓器差動保護(hù)動作切斷故障電源。

在整個放電過程中,P1、P2接線座產(chǎn)生較高溫度,可以觀察到螺栓及接線板部分融化痕跡(見圖3、圖6);由于金屬導(dǎo)熱性較好,熱量傳導(dǎo)至CT內(nèi)部導(dǎo)致內(nèi)部低溫過熱,產(chǎn)生分解物。這符合油化試驗分析結(jié)果。

4 處理及防范措施

為了防止類似事故再次發(fā)生,提高設(shè)備故障預(yù)防能力,保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行,提出如下防范措施及建議:

1)加強(qiáng)對常規(guī)戶外設(shè)備巡視,特別注意場地上方設(shè)備附件及導(dǎo)電體是否有松動情況。

2)對特殊環(huán)境下的戶外變電站,增加驅(qū)鳥裝置,增加巡視次數(shù),注意設(shè)備上方(尤其半高層設(shè)備)是否存在異物及鳥窩等。

3)當(dāng)電流互感器安裝于斷路器靠主變壓器側(cè)時,若斷路器與電流互感器間發(fā)生故障,由于該故障點(diǎn)在主變壓器保護(hù)動作范圍外,因此母線保護(hù)動作跳開斷路器卻無法阻止主變壓器繼續(xù)提供故障電流,存在無法切斷故障電源、擴(kuò)大事故范圍的可能。對于嚴(yán)重鳥害或環(huán)境污染等運(yùn)行環(huán)境下的變電站,建議將電流互感器安裝在斷路器靠母線側(cè),以減少保護(hù)動作死區(qū)[4]。