220 kV電壓互感器GIS放電引起主變跳閘故障的分析

陳天英

(國網河北省電力有限公司電力科學研究院，河北 石家莊 050021)

電容式電壓互感器是電力系統重要的電氣設備，比普通電壓互感器多了一套電網分壓裝置[1]，主要用于將一次側電壓信息傳遞給測量、計量、保護和控制裝置，廣泛應用于110 kV及以上電壓等級的電網中[2]。

由于受設計水平、工藝水平、原材料和環境因素影響，電壓互感器常出現二次電壓波動、電磁單元油位過高、投運時有異響等故障[3]。本文對某220 kV變電站發生的一起電壓互感器GIS放電引起主變跳閘故障進行詳細介紹，通過試驗測試和解體檢查找到故障原因，提出相應的解決措施及合理化建議。

1 故障情況

1.1 故障概述

2019年4月3日，220 kV某變電站內3號主變WBH-801主變保護裝置差動速斷和差動保護出口跳閘，負荷由2號主變轉帶，未損失負荷。經查，3號主變220 kV側C相電壓互感器(GIS)內部放電，主變外觀無異常，瓦斯繼電器內無氣體，未發信號，220 kV GIS、110 kV GIS外觀無異常、主變10 kV側引線橋、避雷器、開關柜內設備外觀無異常，A、B相互感器及主變未見異常。

1.2 保護動作分析

3號主變WBH-801主變保護裝置差動速斷和差動保護出口跳閘，差動速斷保護動作時間為12 ms，縱差保護動作時間為20 ms，3號主變三側開關動作跳閘，保護動作燈亮。

故障前3號主變220 kV側A、B相電壓電流無明顯變化,有微弱零序電壓。故障后C相電壓降低，產生故障電流。主變110 kV側C相電壓由于高壓側感應引起降低，A、B相無變化，差動跳213、113、513開關后，故障消失，保護正確動作。綜合上述信息，初步判斷故障點位于高壓側C相。

2 試驗測試

由于故障錄波顯示故障發生在220 kV側，對差動保護范圍內的213電壓互感器、避雷器、213-4接地開關、主變進線套管間隔氣室及3號主變壓器進行測試，如圖1所示。

圖1 220 kV GIS間隔

2.1 213間隔微水及分解物檢測結果

測試過程中220 kV主進213電壓互感器氣室內(三相通過管路連通)氣體有明顯刺激氣味。220 kV主進213電壓互感器氣室硫化氫及微水含量嚴重超標，避雷器氣室、213-4隔離氣室、進線套管氣室數據無異常。檢測結果見表1。

表1 213間隔微水及分解物檢測結果 mg/L

2.2 變壓器檢測結果

對變壓器進行了繞組直流電阻、介損及電容量、低電壓短路阻抗、繞組變形(頻響法)測試，并與2011年的交接及2019年5月14日例行試驗結果對比，未見異常。

3 解體檢查分析

a.拆除二次接線盤

打開二次接線盒，盒內未見放電痕跡，二次繞組直阻測試未見異常。

b．拆除絕緣盆

絕緣盆拆解后未發現放電痕跡，因產品為倒置結構，絕緣盆上的黑色附著物為上方放電產生的分解物掉落所致，黑色附著物如圖2所示。

圖2 絕緣盆上黑色附著物

c．觀測屏蔽管

屏蔽管靠近均壓罩側存在燒蝕痕跡如圖3所示，屏蔽管內彈簧(即一次引線)斷開，如圖4所示。

圖3 屏蔽管燒蝕部位

圖4 導電管內壁彈簧

d．殘留物化驗

將外筒體拆除后發現，產品內部存在大量燒蝕后殘留的粉末及塊狀物。對取出的屏蔽管內壁粉末、盆式絕緣子表面粉末、絕緣子壁黑色物質、均壓罩接口處粉末、底板粉末等進行化驗分析，檢驗出含鋁、氟、硅等分解物，不含有鐵等分解物，能夠排除螺栓等鐵質材料及其余材料遺落至產品內的可能性。

e．觀測均壓罩

觀測均壓罩表面，與屏蔽管及一次引線連接附近有2個燒穿的熔洞。此位置與屏蔽管燒蝕位置相對應，如圖5所示。均壓罩的中側部位燒蝕程度嚴重如圖6所示。

圖5 均壓罩燒蝕與屏蔽管燒蝕位置相對應

圖6 均壓罩中側位置燒蝕

f．觀測側、底屏蔽板

側、底屏蔽板對應于均壓罩位置有放電燒蝕痕跡，側、底屏蔽板連接的接地線燒斷，如圖7所示。

圖7 側、底屏蔽板燒蝕位置與均壓罩對應

g．觀測筒體內壁

筒體內壁有放電燒蝕痕跡，放電位置在對應均壓罩處如圖8所示。

圖8 筒體內壁放電痕跡均壓罩擊穿位置對應

h．解體一次繞組

將一次繞組對應位置劃線標識，以便查驗，并從器身上拆下。一次繞組下部燒蝕嚴重(即一次引線部位)，如圖9所示。

圖9 一次繞組與均壓罩對應均在中間偏側位置燒蝕

隨著由一次繞組外層被逐步拆解，線圈燒蝕程度減輕，但發現線圈沿軸向燒蝕程度不一致，在15～20層明顯發現靠近中間位置嚴重，兩側較輕，不符合外部燒蝕引起線圈損壞的現象[4]，如圖10所示。

圖10 層層剝離一次繞組(中間部位燒蝕嚴重)

由此可斷定故障起始位置應該位于線圈內部，且在15～20層位置(由于線徑很細，且層間、匝間與絕緣燒結在一起，未能進一步發現引線斷裂、短路的具體位置),拆除至約26層后無放電及燒蝕痕跡。

經查看一次繞組繞制記錄，在38.52 kΩ處存在接頭。通過一次繞組整體電阻值計算，接線焊接處在外層至內層約18層處。

4 故障分析

結合產品解體過程及放電痕跡分析，可以明確故障電流的通道為高壓引線屏蔽管-線圈屏蔽罩-側屏蔽板(屏蔽板接地線燒斷)-筒體。

引發故障原因是一次繞組18層處焊接不當，露出銅線頭，劃破鄰近漆包銅線，匝間絕緣劣化，引起匝間輕微放電并產生熱量。繞組層間絕緣電壓約為1 kV，匝間、層間絕緣破壞，導致匝間、層間短路引起二次電壓變化較小，產生微弱零序電壓，不足以引起保護裝置動作，與故障錄波圖中跳閘前的微弱零序電壓相吻合。

隨著熱量緩慢增加，臨近導線和薄膜溫度升高，銅線漆膜融化(130 ℃)，多匝間絕緣劣化。缺陷繼續發展，層間薄膜融化(256 ℃)，層間絕緣劣化，絕緣強度迅速下降，導致絕緣擊穿，產品出現故障。

5 結論及建議

a.綜上分析，斷定故障電壓互感器產生擊穿的原因為一次繞組焊接不當，露出銅線頭，劃破鄰近漆包銅線，導致匝間絕緣不良，電壓作用下引起匝間輕微放電并產生熱量。隨著熱量緩慢增加，臨近導線和薄膜溫度升高，引起多匝間絕緣劣化、層間絕緣劣化。絕緣劣化程度積累加劇，產生出金屬微粒，形成從高壓引線屏蔽管-線圈屏蔽罩-側屏蔽板(屏蔽板接地線燒斷)-筒體之間的放電通道。

b.今后工作中,對同型號在運的通信號電壓互感器進行專項排查，開展內部局部放電、SF6體分解產物等項目跟蹤檢測。

c.對線圈繞制責任人繞制的其他互感器開展重點監控，對加裝在線監測裝置的設備，定期開展數據趨勢分析，及時發現故障。

d.加強設備運行巡視工作，組織檢修、試驗、運維部門開展專項巡視，重點檢查氣體壓力降低、滲漏、異響等缺陷。