王春雷

1故障概述

1.1變電站概況

該330kV變電站110kV設(shè)備及330kV設(shè)備均為GIS，其中12個110kV間隔為光伏進線、3個330kV間隔中1個為光伏進線其他兩條線路與塔拉750kV變電站相連。4臺主變低壓側(cè)分別帶35kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母線，4套MCR無功補償裝置分別與Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母線通過電纜經(jīng)開關(guān)柜相連接。此次故障發(fā)生在#3主變所帶的35kV低壓側(cè)。

1.2故障前后運行方式

故障前#1、#2、#3、#4主變、330kV設(shè)備及110kV設(shè)備正常運行，35kVⅠ段、Ⅱ段、Ⅳ段母線正常運行，三套MCR支路磁控電抗器由于故障已長期停用，#3SVC裝置所屬#1電容器組未投入運行。

2019年12月13日16時30分35kV#3SVC#2電容器完成檢修工作35kVⅢ段母線由空載轉(zhuǎn)為帶35kV#3SVC#2電容器運行，12月13日16時40分40秒35kVⅢ段母線電壓異常三相電壓出現(xiàn)波動，B相電壓首先開始降低，12日16時41分20秒A相電壓降為0，B相、C相升高為線電壓，保護未動作。

2檢查處理情況

2020年01月07日運維人員發(fā)現(xiàn)35kVⅢ母電壓后臺顯示異常，A相電壓為0，B相C相電壓升高至67kV，測量35kVⅢ母電壓互感器二次側(cè)電壓A相為0V、B相109V、C相110V，三相負荷電流無異常。此時35kVⅢ段母線僅帶#3SVC#2電容器組運行，并且#3SVC#1電容器近一個月均未運行。隨即對#3主變低壓側(cè)系統(tǒng)采用“分路法”開展故障定位查找。

第一步：對35kVⅢ母所屬設(shè)備進行停電操作，斷開#3528斷路器待母線空載運行時，仍然存在A相單相接地的故障信號，排除了故障在#3SVC#2電容器支路上的可能。

第二步：待#3主變35kV側(cè)所屬設(shè)備全部轉(zhuǎn)檢修后，對35kVⅢ母運行設(shè)備分段開展絕緣試驗。

①檢測開關(guān)柜進線電纜和開關(guān)柜母線的絕緣狀況。

路徑為#3503戶外斷路器至電纜再到35kV母線進線柜及母線，現(xiàn)場檢測接線方式，如下圖1所示。

從#3503敞開式斷路器進線電纜處分別對A、B、C三相加直流2500V電壓，絕緣電阻均為0MΩ，隨即檢查一次設(shè)備分合閘情況，確認回路無誤后測得絕緣電阻仍然為0MΩ。一次專業(yè)人員懷疑#3主變35kV進線柜內(nèi)部可能存在異常，打開該柜門發(fā)現(xiàn)三工位刀閘傳動連桿脫落，導致三工位刀閘不在35031隔離開關(guān)位置仍連接在350317接地刀位置上，造成了與分合閘指示器不一致的狀況。

經(jīng)過專業(yè)人員處理恢復后，再次測量該段絕緣電阻A、B、C三相均大于50GΩ，該段設(shè)備絕緣良好。

②：在開關(guān)柜進線電纜和空母線絕緣電阻測試合格后，合上35389隔離開關(guān)將電壓互感器連接在母線上，檢查電壓互感器柜的絕緣能力。

考慮到電磁式電壓互感器在直流下沒有阻抗，測量絕緣電阻時必須斷開接地的N端子（高壓尾），在N端子斷開接地點的情況下，電壓互感器的絕緣水平由N端子決定?，F(xiàn)場在斷開電壓互感器所有二次空開及N端子的情況下，A、B、C三相加直流1000V絕緣電阻均大于1000MΩ。

③：切除電纜及電纜進線柜，將PT刀閘及#3528斷路器合上，進行電壓互感器性能檢查試驗。

為了防止主變保護誤動作，避開了主變低壓側(cè)CT，選擇從#3SCV#2電容器35286隔離開關(guān)處加壓，接線如下圖2所示。

在確保PT二次空開全部斷開的情況下，測量三相電壓互感器絕緣電阻、直流電組及勵磁特性，測試數(shù)據(jù)如下表1、表2所示。

絕緣電阻測試三相電壓互感器均無異常，直流電組測試發(fā)現(xiàn)A相電壓互感器一次繞組直阻僅剩60Ω，較B、C相相差-99.7%，說明A相電壓互感器一次繞組存在匝間短路情況，在將A相PT拆除檢查過程當中發(fā)現(xiàn)A相PT與B相PT之間的隱蔽縫隙處在A相本體上存在裂縫。

3原因分析

3.1母線電壓異常的原因

通過試驗檢查確定35kVⅢ段母線電壓異常與三工位開關(guān)拉桿脫落無直接關(guān)系，僅是由A相PT故障引起，拉桿脫落是由于在長期運行當中開口銷脫落導致。

35kVⅢ段母線電壓異常，是由于A相電壓互感器內(nèi)部發(fā)生故障，一次繞組匝間短路使得繞組阻抗大幅度減小，形成了一種非直接接地的單相接地故障。在星型接線的情況下由于A相的單相接地，B、C相電壓由相電壓變?yōu)榱司€電壓。

3.2 A相電壓互感器故障的原因

1）光伏匯集站無功補償系統(tǒng)容量大，隨負荷的變化電容器投切頻繁，長期遭受操作過電壓沖擊。

2）該站35kV電容器組質(zhì)量差，單只電容器炸裂故障頻發(fā)，電壓互感器多次經(jīng)受不良工況的沖擊。

3）該站該型號電壓互感器以往發(fā)生過炸裂事故，懷疑設(shè)計和制造工藝有缺陷，在經(jīng)受多次不良工況后很容易出現(xiàn)問題。

4暴露的問題

1）電磁式電壓互感器在投切頻繁的大容量無功補償系統(tǒng)中易發(fā)生故障。

2）變壓器保護策略不完善，低壓側(cè)電壓異常無法引起保護動作。在變壓器低壓側(cè)發(fā)生非直接接地的單相短路故障，而未出線較大故障電流時無法及時切除故障，往往會發(fā)生變壓器進區(qū)短路。

3）驗收及運維工作忽略了傳動機構(gòu)開口銷的檢查。

5反措及建議

1）在容量大、設(shè)備龐雜、投切頻繁的無功補償系統(tǒng)中不宜采用電磁式電壓互感器，應(yīng)使用電容式電壓互感器采集信號。

2）光伏匯集站35kV電容器的選型因執(zhí)行更嚴格的標準，以便降低故障率避免其他設(shè)備因故障受到?jīng)_擊。

3）修改變壓器保護策略，杜絕發(fā)生變壓器進區(qū)短路事故。

4）加強對PT柜的監(jiān)測巡視工作，尤其是PT所在母線所屬設(shè)備在倒閘操作后。