某330kV變電站35kVⅢ段母線電壓異常分析

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(gè)110kV間隔為光伏進(jìn)線、3個(gè)330kV間隔中1個(gè)為光伏進(jìn)線其他兩條線路與塔拉750kV變電站相連。4臺(tái)主變低壓側(cè)分別帶35kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母線，4套MCR無(wú)功補(bǔ)償裝置分別與Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母線通過(guò)電纜經(jīng)開(kāi)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(yùn)行方式

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

2019年12月13日16時(shí)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(yùn)行，12月13日16時(shí)40分40秒35kVⅢ段母線電壓異常三相電壓出現(xiàn)波動(dòng)，B相電壓首先開(kāi)始降低，12日16時(shí)41分20秒A相電壓降為0，B相、C相升高為線電壓，保護(hù)未動(dòng)作。

2檢查處理情況

2020年01月07日運(yùn)維人員發(fā)現(xiàn)35kVⅢ母電壓后臺(tái)顯示異常，A相電壓為0，B相C相電壓升高至67kV，測(cè)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(fù)荷電流無(wú)異常。此時(shí)35kVⅢ段母線僅帶#3SVC#2電容器組運(yùn)行，并且#3SVC#1電容器近一個(gè)月均未運(yùn)行。隨即對(duì)#3主變低壓側(cè)系統(tǒng)采用“分路法”開(kāi)展故障定位查找。

第一步：對(duì)35kVⅢ母所屬設(shè)備進(jìn)行停電操作，斷開(kāi)#3528斷路器待母線空載運(yùn)行時(shí)，仍然存在A相單相接地的故障信號(hào)，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(duì)35kVⅢ母運(yùn)行設(shè)備分段開(kāi)展絕緣試驗(yàn)。

①檢測(cè)開(kāi)關(guān)柜進(jìn)線電纜和開(kāi)關(guān)柜母線的絕緣狀況。

路徑為#3503戶(hù)外斷路器至電纜再到35kV母線進(jìn)線柜及母線，現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)接線方式，如下圖1所示。

從#3503敞開(kāi)式斷路器進(jìn)線電纜處分別對(duì)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(rèn)回路無(wú)誤后測(cè)得絕緣電阻仍然為0MΩ。一次專(zhuān)業(yè)人員懷疑#3主變35kV進(jìn)線柜內(nèi)部可能存在異常，打開(kāi)該柜門(mén)發(fā)現(xiàn)三工位刀閘傳動(dòng)連桿脫落，導(dǎo)致三工位刀閘不在35031隔離開(kāi)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(guò)專(zhuān)業(yè)人員處理恢復(fù)后，再次測(cè)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(kāi)關(guān)柜進(jìn)線電纜和空母線絕緣電阻測(cè)試合格后，合上35389隔離開(kāi)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(méi)有阻抗，測(cè)量絕緣電阻時(shí)必須斷開(kāi)接地的N端子（高壓尾），在N端子斷開(kāi)接地點(diǎn)的情況下，電壓互感器的絕緣水平由N端子決定?，F(xiàn)場(chǎng)在斷開(kāi)電壓互感器所有二次空開(kāi)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(jìn)線柜，將PT刀閘及#3528斷路器合上，進(jìn)行電壓互感器性能檢查試驗(yàn)。

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

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

絕緣電阻測(cè)試三相電壓互感器均無(wú)異常，直流電組測(cè)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(shuō)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(guò)程當(dāng)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(guò)試驗(yàn)檢查確定35kVⅢ段母線電壓異常與三工位開(kāi)關(guān)拉桿脫落無(wú)直接關(guān)系，僅是由A相PT故障引起，拉桿脫落是由于在長(zhǎng)期運(yùn)行當(dāng)中開(kāi)口銷(xiāo)脫落導(dǎo)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(wú)功補(bǔ)償系統(tǒng)容量大，隨負(fù)荷的變化電容器投切頻繁，長(zhǎng)期遭受操作過(guò)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(hào)電壓互感器以往發(fā)生過(guò)炸裂事故，懷疑設(shè)計(jì)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(wèn)題。

4暴露的問(wèn)題

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

2）變壓器保護(hù)策略不完善，低壓側(cè)電壓異常無(wú)法引起保護(hù)動(dòng)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(shí)無(wú)法及時(shí)切除故障，往往會(huì)發(fā)生變壓器進(jìn)區(qū)短路。

3）驗(yàn)收及運(yùn)維工作忽略了傳動(dòng)機(jī)構(gòu)開(kāi)口銷(xiāo)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(wú)功補(bǔ)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(hào)。

2）光伏匯集站35kV電容器的選型因執(zhí)行更嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn)，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(hù)策略，杜絕發(fā)生變壓器進(jìn)區(qū)短路事故。

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