典型事故案例分析201103.doc

目 录一、供电部分11 变电站避雷针断裂原因分析及对策12 某330kv变电站电流互感器设备故障分析53 某500kv变电站5203线5032开关异常跳闸情况分析处理114 某变电站500kv sas550型sf6电流互感器故障分析135 某500kv变电站电流互感器示值异常分析156 电容式电压互感器装置缺陷引起的故障分析197 500kv沙广乙线n51塔b相复合绝缘子断串事故分析与处理228 220kv某变电站231断路器弹簧断裂原因分析26二、电厂部分309 凝泵导管泵壳断裂原因分析3010 某发电公司600mw机组热耗率高的诊断分析3211 锅炉低温过热器管频繁失效原因分析3312 菲利普mms6000系统产品电源异常情况分析3613 某锅炉分隔屏爆管分析3714 某水电厂pss调整异常问题分析4015 某电厂1号炉后屏过热器爆管分析报告4216 一起变压器总烃及乙炔超标的分析及快速处理4717 一起末级过热器进口集箱过渡管焊口开裂失效情况分析5018 9e燃机液压油系统的二起泄漏事件分析5219 某厂燃机因mark vi故障跳闸的分析5357典型事故案例分析 2011年第3期一、供电部分变电站避雷针断裂原因分析及对策1. 概述某750kv变电站750kv区域有3座独立避雷针，1号独立避雷针高56m，分8段法兰连接，材质为q235b，最下部有缝焊管直径为750mm12mm；330kv区域有6座架构避雷针，高18.5m，安装在架构上，架构高20.5m，分3段法兰连接，使用材料为江苏沙钢生产的q235b，法兰规格580mm28mm，最下部有缝焊管直径为380mm6mm。12月3日凌晨，该变电站330kv区域35构架16交a轴41a架构避雷针发生断裂，避雷针断裂部位距构架1m，在下数第1个法兰上焊口钢管侧焊趾（焊缝和母材交界处）部位，断裂部位见图1。12月15日凌晨，750kv区域1号独立避雷针发生断裂，避雷针断裂部位距地面17m，在第2个法兰下焊口钢管侧焊趾部位，断裂现场见图2。16交a轴41a架构避雷针从第1个法兰上焊口发生断裂1独立避雷针 图1 架构避雷针断裂现场 图2 独立避雷针断裂现场经现场外观质量抽查，发现13交a轴构架避雷针，与构架柱帽相贯支管筋板两侧钢管母材及热影响区开裂，见图3；13交a轴构架避雷针下数第1个法兰上，焊口钢管侧焊趾部位开裂约400mm长，避雷针拆下检查，发现下数第1个法兰上焊口钢管侧焊趾实际开裂430mm长，裂纹从外壁向内壁已贯穿，见图4，对称侧钢管侧焊趾有300mm长未裂通的裂纹，渗透探伤裂纹向两侧延长，裂纹从咬边处萌生；11交a轴构架避雷针下数第1个法兰角焊缝，现场外观检查未发现开裂性缺陷。2. 检查与检验对已断避雷针的断口进行了宏观、扫描电镜检查，法兰断裂部位钢管及未断裂部位不同壁厚的钢管进行化学成份分析、拉伸、弯曲、不同温度下的冲击试验，断口部位焊接接头、母材金相组织分析。13交a轴构架避雷针下数第1个法兰上焊口钢管侧焊趾部位开裂13交a轴构架避雷针与构架柱帽相贯支管筋板两侧钢管母材及热影响区开裂开裂部位 图3 未断裂架构避雷针筋板开裂 图4未断裂架构避雷针上法兰开裂（1）宏观检查对变电站330kv区域35构架16交a轴41a避雷针和750kv区域1号独立避雷针断口进行宏观检查，16交a轴41a避雷针断口见图5。断口上250mm的区域断口陈旧齐平，已氧化锈蚀并有泥土，对侧断口边缘有近1mm深裂纹区；两侧断口分别有220mm和170mm的区域呈450角，杯锥状，表面呈黑灰色。 图5 330kv区域架构避雷针断口宏观形貌 图6 750kv区域1独立避雷针断口宏观形貌750kv区域1号独立避雷针在第2个法兰下焊口钢管侧焊趾部位发生断裂，宏观检查断口发现，初始开裂区长约560mm，断口齐平，有明显疲劳辉纹；对称侧270mm的区域出现明显疲劳辉纹，断口齐平；左右两侧断口分别有500mm和230mm的区域呈45角，杯锥状，表面黑灰色。（2）化学成分分析选取一块材质为q235b厚度9mm的原始钢板、首先断裂的330kv区域16交a轴避雷针钢管和法兰、330kv区域13交a轴避雷针下数第1段钢管（简称13-a-1，规格3806）、750kv区域1号独立避雷针下数第1段下部（简称独1-1下，规格75012）、发生断裂的第2段上部（简称独1-2上，规格50010）、第5段下部（简称独1-5下，规格4008）进行化学成分分析。（3）力学性能试验对首先断裂的330kv区域架构避雷针16-a-1断口附近钢管、13-a-1、750kv区域1号独立避雷针独1-1下、发生断裂的独1-2上、独1-5和一块材质为q235b厚度9mm的原始钢板取样进行力学性能试验，包括屈服强度、抗拉强度、断后伸长率、冷弯、不同温度下的冲击等试验，依据gb/t 700-2006标准，330kv区域16-a-1和13-a-1取10555mm、750kv区域独1-1下取101055mm、其它取107.555mm试样进行冲击试验。（4）金相检查对330kv区域16-a-1初始断裂区焊接头、钢管母材纵向和终断区焊接头、45角断裂区焊接头、16-a-1初始断口和45角断口横向、未用原始钢板母材横向和纵向、750kv区域1号独立避雷针断口横向、 1号独立避雷针下数第1段下部、第5段下部和330kv区域13-a-1取样，采用4%的硝酸酒精侵蚀，union versamet-2金相显微镜进行金相组织观察分析。3. 检验结果分析（1）对330kv区域16交a轴避雷针的断口、750kv区域1号避雷针的断口和已发生开裂的330kv区域13交a轴避雷针进行宏观检查，发现均有2个开裂源区，且对称分布，表明避雷针受到弯曲应力的作用。两侧为黑灰色断口区域，处于平面应力状态，当受外力作用时，裂纹尖端部分由于应力集中而产生屈服区。当应力增大时，裂纹尖端产生更大的塑性变形，然后裂纹开始扩展直到断裂。在这种情况下，得到的是剪切滑移性断口斜断口。（2）化学分析结果均与gb/t 709-2006碳素结构钢中q235b相符。（3）力学性能试验分析结果，所有取样常温力学性能试验均与gb/t 709-2006碳素结构钢中q235b相符，表明材料常温力学性能能够保证。330kv区域13交a轴和16交a轴避雷针下数第1段钢管0和20的冲击试验结果非常低，数据分散，冲击韧性不能保证，表明材料在020之间韧性急剧下降。（4）金相组织分析结果表明，钢管母材、法兰角接接头金相组织均正常。（5）综合分析避雷针采用法兰螺栓连接结构，法兰角接接头部位受力比较复杂，330kv区域避雷针本身高达19.5m（架构20.5m），750kv区域避雷针高达56m，自重产生应力；避雷针整体分段通过法兰螺栓连接，每一段由钢板卷焊插入法兰角接而成，法兰与钢管壁厚相差很大，由于结构原因，法兰角焊缝焊接时产生很大的焊接应力；避雷针组装时，法兰连接会产生装配应力。避雷针除了承受静载荷的作用，由于该变电站的地域特点，还承受风载荷的作用。由于风载荷是随时间变化的动态载荷，对避雷针结构的影响是巨大的。钢材的塑性和韧性随温度的降低而下降。变电站处于北纬3638，地处西北寒冷地区。低温条件下，裂纹的扩展速度加快，断裂形式由塑性断裂转变为脆性断裂。4. 结论避雷针钢管与法兰通过插入式角接，角接结构使截面发生突变，减弱了承载能力；法兰与钢管壁厚相差很大，焊接时产生很大的焊接应力；330kv区域避雷针本身高达19.5m（架构20.5m），750kv区域避1号独立避雷针高达56m，在交变风载荷作用下，避雷针在法兰角焊缝部位产生弯曲应力、剪切应力等的作用，在法兰角焊缝部位钢管侧热影响区咬边等缺陷部位首先开裂；角接接头焊接热影响区，尤其过热区组织粗大，经过2007年冬季的低温，低温使钢材的塑韧性下降，脆性增加，加速裂纹的扩展。因此，在结构因素、所承受的交变风载荷和低温共同作用下，避雷针在最薄弱部位（法兰钢管侧热影响区）发生断裂。5. 处理措施鉴于该变电站独立避雷针、架构避雷针现场断裂情况，经过避雷针断裂原因分析，根据12月19日某现场召开的专题会议要求，对750kv变电站独立避雷针和架构避雷针进行了全面改造。（1）拆除750kv变电站所有独立避雷针和架构避雷针重新加工。（2）避雷针材料由原来的q235b直缝钢管改为q345c直缝钢管，避雷针管段之间均采用q345b法兰连接。（3）避雷针管段法兰连接部位均加补强筋板，每个法兰部位所加加强筋板数量不等，根据法兰直径大小确定加强筋板数量。（4）由于避雷针柱帽相贯支管无法拆除，因此对所有避雷针及地线柱支座进行补强，每个避雷针底座相贯线加补强筋板4块。（5）该地区其它两个750kv变电站的独立和架构避雷针参照该750kv变电站处理方案进行整改。6. 建议为了确保750kv变电站避雷针结构安全适用，保证避雷针结构具有足够的强度、刚度、稳定性，结合变电站所处的地域、环境特点，在750kv变电站避雷针结构设计、选材上提出如下建议：（1）结构设计时，考虑风载荷的作用，在计算强度和稳定性时，动力荷载设计值乘以相应动力系数，进行疲劳计算。（2）结构设计时，考虑角接接头对结构承载能力的减弱，增加相应安全系数。（3）钢结构选材时，钢材应具有0冲击韧性的合格保证。（4）避雷针主管与法兰角焊缝设计和制造检验为外观二级焊缝检查要求，建议为二级焊缝，进行100%外观检查，100%无损检测，增加设备监造，进行现场质量监控。（5）对已改造更换在役的避雷针进行定期检查，加强避雷针主要受力部位的检查。（宁夏院供稿）tu返回ut某330kv变电站电流互感器设备故障分析1. 设备故障经过及保护动作信息分析2010年11月17日19时20分，某330kv变电站发生设备故障，徐铝i线保护动作，开关跳闸；330kv i母母线差动保护动作，i母所带开关全部跳闸；川徐i线保护动作，开关跳闸，重合成功。（1）故障前运行方式330kv i母、ii母运行，3311、3310、3312、3321、3320、3322、3331、3330、3332、3371、3370、3372、3381、3382断路器在运行状态，3361、3362断路器在检修状态，徐莲i线、徐莲ii线、徐月i线、徐月ii线、川徐i线、川徐ii线、徐铝i线、1号主变、2号主变处运行状态、徐铝ii线处检修状态。（2）事件简要经过及保护装置记录1）事件经过2010年11月17日19时20分11秒，徐铝i线线路保护电流差动a相、距离i段保护动作，3371、3370断路器a相跳闸，3371断路器a相经0.6秒重合，徐铝i线线路保护电流差动a相、距离加速、零序加速保护动作，3371断路器三相跳闸，3370b、c相断路器跳闸（徐铝ii线由于倒换间隔处于检修状态），铝厂变全停(约47万负荷)。19时20分13秒，330kv i母母差保护（rcs-915e、bp-2b）a相差动动作，跳开3311、3321、3331、3381断路器；川徐i线rcs-931线路保护电流差动a相动作，3382断路器a相跳闸，经0.6秒重合成功，wxh-803保护未动作。19时48分，徐铝i线通过3370开关向线路试送电，试送不成功。20时05分,隔离3371开关设备后，3370开关试送成功，徐铝i线恢复送电。22时42分，徐家庄变3311开关由热备转运行，向330kv i母充电，330kv i母恢复运行。2）川徐i线rcs-931线路保护a相差动保护动作的原因故障整个过程持续2秒，期间共发生3次a相单相接地故障，徐家庄变3371 a相ct故障对于川徐i线为区外故障，川徐i线线路纵差保护应不动作。在前两次故障冲击时川徐i线纵差保护可靠不动作，但当第三次故障冲击时，由于故障电流对川徐i线ct造成多次冲击，致使ct传变特性发生变化（如剩磁、饱和等影响），从而使两侧保护装置采样不一致，造成保护装置差动回路产生差流，最终导致川徐i线纵差保护动作。由于川徐i线wxh-803线路保护具有抗ct饱和特性，故wxh-803线路纵差保护未动作。（3）现场检查情况分析1）检查3371电流互感器现场检查发现3371电流互感器a相接地有明显放电痕迹，第二天经试验确定3371a相ct一次绝缘击穿，二次绕组5k15k2绕组对其它绕组及地绝缘电阻为0m。对3371电流互感器b、c两相进行绝缘检查，发现b相二次绕组3k13k2绝缘电阻为0m，c相ct二次绕组1k11k2、4k14k2、5k15k2、6k16k2绕组缘电阻偏低，低于100m。2）检查3371断路器与33711隔离开关引线33711a相隔离开关与3371a相断路器之间的引流线掉落，发现3371a相断路器（靠隔离开关侧）的引流线夹折断，见图1。 图1 现场断裂线夹此次故障原因初步分析为3371a相ct一次绝缘击穿，故障跳开3371、3370断路器a相，经延时重合后，徐铝i线线路保护加速跳开3371断路器三相、3370断路器b、c相，由于ct故障相当于出口短路，一次短路电流近30ka，大电流的冲击致使3371a相断路器母线侧的引流线线夹折断，引流线掉落与33711隔离开关钢制基座接触（见图2），造成330kv i母母线a相接地，330kv i母母差保护动作跳开i母所有开关。3）对3371断路器b、c相二次绝缘检查分析2010年11月21日，在某330kv变电站再次进行绝缘复查，对b、c两相电流互感器二次绕组绝缘进行测试，测试情况与前几次测试结果完全一致。随后，对带有封签的b相二次接线板进行检查，直接对二次绕组内部进行绝缘测试，测试各二次绕组绝缘电阻均大于10 0000m，排除ct二次绕组内部绝缘不良的问题。进一步检查该ct内二次绕组并接的防开路保护装置（防开路保护装置直接并接在二次绕组首尾端，防开路保护装置底部接二次绕组尾端，运行中二次绕组尾端接地，该接地对设备的正常运行不产生任何影响）（见图3），发现防开路保护装置底端部分与二次端子盒外壳相“接触”，测试绝缘电阻为0m。将防开路保护装置的下端导电片与端子盒外壳保持足够距离，处理后测试二次绕组绝缘电阻为10 0000m。 图2 3371a相ct对地放电点 33711a相隔离开关与3371a相断路器之间的引流线防开路保护装置连片放大部分见下图 二次端子盒内部接线 二次绕组防开路保护装置（图片上端导电片接二次绕组（已将防开路保护装置打开） 首端、下端导电片接二次绕组尾端且与外壳底部有10mm左右的距离） 图3 二次绕组防开路保护装置 拆卸下来的单个二次绕组防开路保护装置 与端子盒外壳“虚”接地 （左侧一端接二次绕组尾端，右侧一端接二次绕组首端）2. 故障ct返厂解体分析（1）故障ct结构sas363型电流互感器为倒立式结构，一次导电杆为直线型，上部外壳为铝铸件，下部采用硅橡胶伞裙浇注玻璃纤维增强复合绝缘套管，铁芯及二次绕组由经过特殊试验的环氧树脂浇铸件支撑，二次绕组引出线通过引线套管引至互感器底座的接线盒内，电流互感器内部注有sf6气体，在0.35mpa时达到的绝缘性能与油浸绝缘互感器的绝缘性能相同。（2）故障ct解体过程1)首先对ct外观及二次绕组引出线的检查均未发现问题，未出现放电痕迹。2)将ct上部铸铝件打开后，发现二次绕组铁心罩壳表面有明显放电痕迹，近p2 侧一只绝缘支撑件完全断裂，环氧树脂全部炸成了碎片，但内部的金属件仍固定在罩壳上，同一底座上的另一绝缘支撑件也有明显放电灼烧发黑的痕迹。（见图4、图5） 图4 绝缘支撑件完全断裂 图5 铁芯罩及绝缘支撑放电痕迹绕组铁芯罩有两处已被击穿（击穿点见图6），另表面覆盖有一层浅灰色粉末（放电衍生物如图）。 图6绕组铁芯罩击穿点3)产品头部铸铝外壳内表面有明显放电痕迹，其位置与断裂绝缘支撑件位置对应（如图7）。图8为炸裂的环氧树脂支撑柱碎片。 图7铸铝外壳表面放电痕迹 图8 炸裂的支撑柱碎片4)打开铁心罩壳上盖后，内部绕组未见异常，印证了前面对二次绕组绝缘并未击穿的判断。（3）原因分析根据解体现象分析，初步判定此次故障是由绝缘支撑件内部放电后爆裂引起。查阅该事故ct的出厂报告，尤其是4个绝缘支撑的出厂试验报告，均未发现异常。造成此次事故的可能原因如下：1）查阅进货检验记录，发现绝缘支撑件某批次合格率存在差异。2）产品在运输过程中受到过大作用力后，造成绝缘支撑件内部微小损伤，该损伤在运行过程中局部放电，并在长期运行电压和操作过电压作用下进一步扩大，并最终造成绝缘支撑件放电爆裂。3）在安装过程中的碰撞也可能导致微小损伤。4）现场设备不具备局部放电及x射线探伤试验的条件，因此对该设备出现的微小裂纹无法及时发现。3. 暴露的问题及防范措施（1）暴露问题1）故障ct在设备生产工艺、绝缘强度等方面存在问题。2）损坏金具可能存在材质、生产工艺和选型等问题。（2）防范措施1）将损坏金具送权威机构进行材质分析及探伤检测，做进一步的研究分析。2）对某变电站同型号ct（共39只）进行统计、梳理，缩短试验周期，加强气体的成分变化监督及设备巡视、测温。3）要求保护生产厂家对此次故障原因做一步的分析，提出改进措施；对该类保护（rcs-931）进行全面核查梳理，并采取反措。4）鉴于该电流互感器解体情况，上海mwb互感器有限公司将从以下几方面进行改进，进一步保证产品质量。a、加强绝缘支撑件进货检验和产品内部质量控制。b、在产品上安装测量精度更高的震动指示器，监测整个运输过程，确保按照运输技术规范进行操作。c、加强运输过程控制，要求供应商提供运输过程中车辆关卡记录，相关人员将进行核对。d、安排人员对国网项目装车情况进行检查，运输押运，监控整个运输过程。 （宁夏院供稿）tu返回ut某500kv变电站5203线5032开关异常跳闸情况分析处理1. 跳闸情况某500kv变电站5203线5032开关连续发生了两次三相跳闸。第一次跳闸时5032开关保护装置（abb公司reb551）跳闸红灯亮，装置动作报告显示跳a、跳b、跳c出口，无总跳闸出口信号，检查5203线两套线路保护正常，装置及后台无告警和动作信号，5203线5033开关保护装置正常，装置及后台无告警和动作信号。检查监控后台，5032开关保护无动作信号，soe报文显示5032开关三相跳闸。第二次跳闸时5032开关保护装置（abb公司reb551）跳闸红灯亮，装置动作报告显示总跳闸出口，跳a、b、c出口，a相、b相、c相跳闸启动失灵和重合闸开入启动，三相跳闸启动失灵和闭锁重合闸开入启动，5203线两套线路保护正常，装置及后台无告警和动作信号，5203线5033开关reb551保护装置正常，装置及后台无告警和动作信号，监控后台显示5032开关保护无动作信号，soe报文显示5032开关三相跳闸。2. 检查与分析过程在两次开关跳闸后，我公司立刻派相关技术人员赶到现场进行检查分析。经检查比对，我们发现两次跳闸情况类似。（1）第一次跳闸从开关量数据来看，只有trip-tripl1（跳a）、trip-tripl2（跳b）、trip-tripl3（跳c）、ar-cbready（开关压力）和ar-wait（重合闸等待）五个录波量动作过，其中ar-cbready（开关压力）和ar-wait（重合闸等待）录波量动作是由于开关跳闸后引起，而引起5032开关保护动作跳闸原因（如保护动作或开关量输入动作）没有任何记录，且5032开关保护没有“总跳闸出口（g-trip）”信号。进一步调取并研究了5032开关保护的跳闸逻辑，结合5032开关保护装置的录波报告，分析认为是开关量输入动作引起本次5032开关保护动作。开关量输入动作逻辑分别是：1）“保护分相跳闸”开关量输入启动开关保护失灵和重合闸；2）“保护三相跳闸”开关量输入启动开关保护失灵和闭锁重合闸；3）“外部跳闸”开关量输入启动失灵开关保护失灵和闭锁重合闸。现场分别模拟了以上逻辑。其中，1）和2）逻辑动作后，开关保护对具体开关量输入有录波记录，同时会发出“总跳闸出口（g-trip）”信号，与实际动作报告不一致。在模拟3）逻辑的“外部跳闸”开关量输入时，开关保护对具体的开关量输入没有录波记录（受装置48个录波量限制，此量没有设置），同时此信号接入跳闸逻辑的外部跳闸输入（extrip），保护不会发出“总跳闸出口（g-trip）”信号，开关保护动作和录波情况与实际动作报告相吻合，原样再现了当时的跳闸过程。根据以上综合情况，现场分析认为引起本次跳闸的原因就是3）逻辑中的“外部跳闸”开关量输入。现场查看图纸并仔细核对实际接线，“外部跳闸”开关量输入原设计是用于短引线保护动作后的输入，短引线保护在变电站搬迁改造工程中已经拆除，只有装置背板至端子排的连接线，经检查与装置其它备用开关量输入的接线情况一样，内部接线正确，没有任何至盘外的电缆接线，一般说来盘内干扰的可能性很小，因此外部强电干扰引起开关量输入光耦误动作的可能性不大。现场分析认为引起本次跳闸的原因可能是：reb551装置“外部跳闸”开关量输入启动开关保护失灵和闭锁重合闸插件板（装置的第2块i/o板）的光耦故障引起。（2）第二次跳闸从开关量数据来看，有g-trip（总跳闸）、trip-tripl1（跳a）、trip-tripl2（跳b）、trip-tripl3（跳c）、a st bfr&ar（a相跳闸启动失灵和重合闸）、b st bfr&ar（b相跳闸启动失灵和重合闸）、c st bfr&ar（c相跳闸启动失灵和重合闸）和st bfr&bl ar（三相跳闸启动失灵和闭锁重合闸）录波量动作过程。根据逻辑判断，其中a st bfr&ar、b st bfr&ar、c st bfr&ar和st bfr&bl ar这四个开入量会直接引起5032开关保护动作跳闸。随后，在完成现场二次安措后进行了如下检查：检查引起跳闸的四个开入量的二次回路，检查结果回路接线正确，绝缘合格；调取装置的内部信息，装置没有发现任何内部告警和故障信号。由于本开关保护reb551装置为abb公司早期产品，版本较老，装置的录波信息不全，装置录波报告只能调取事件量，无法查看具体波形情况。结合两次跳闸情况分析，分析认为开关保护投运时间较长（于1998年投运），装置元器件老化，装置工作不稳定，开关保护跳闸逻辑为早期版本，跳闸逻辑不经过装置启动等闭锁，第一次故障的原因在2号开入板上，第二次故障的原因在1号开入板上，两次故障时间仅仅相隔一个星期。故认为装置已进入故障频发阶段，应及早进行改造。3. 处理方案第一次跳闸后，现场清理了5032开关保护装置所有插件板的灰尘；5032开关保护装置的第2块i/o插件板更换了同型号的备件；同时为防止极小可能性的盘内干扰，现场还将“外部跳闸”开关量输入从装置背板至端子排的连接线，在装置背板的根部拆除并做绝缘处理。第二次跳闸现场检查后，经汇报省调和网调继保处，同意将5203线5032、5033开关保护更换为rcs-921保护。4. 建议本次异常动作的5032开关保护是98年投产的，已运行12年，而且是abb公司较老的1.2版本。同期投产的设备在省内其它500kv变电所也存在，全省98年投运的abb线路保护13套，开关保护33套，主变保护6套，共计52套，根据微机继电保护装置运行管理规程规定，微机保护运行12年可进行更换，建议对省内类似设备考虑尽快更换。（江苏院供稿）tu返回ut某变电站500kv sas550型sf6电流互感器故障分析1. 基本情况概述2010年1月30日，某供电公司500kv 变电站运行人员在巡视过程中发现嵩郑i回站内5023ct的c相存在声音异常情况，随即安排停电对其进行检查：一次、二次绝缘性能试验未见异常，微水试验合格。1月31日，经网调同意，再次投运，但仍有较大异响，随即再次停运，联系厂家到场。2月2日，郑州供电公司与mwb厂家技术人员共同对5023ct的c相进行气体成分分析检查，发现内部存在sf6气体分解产物，厂家确认5023ct的c相内部存在放电故障，须返厂处理。2. 故障互感器简介故障电流互感器是sas550型sf6电流互感器，由上海mwb公司生产（出厂编号为c90040），于1999年8月出厂，投运时间是在2000年左右，距今已工作10年。2010年3月14日，该故障设备运抵mwb公司后，公司先将sf6气体排出，等待客户前来共同解体检查。3. 返厂解体检查3月16日，华中电网公司生技部、华中电科院及郑州供电公司相关人员抵达上海mwb互感器公司，与厂家一起进行故障互感器的解体检查。图1、图2、图3是故障设备解体时的照片： 图1 故障设备解体照片 图 2 故障设备解体照片图 3 故障设备解体照片解体检查，发现二次引线管与屏蔽筒连接处有明显放电现象。图4是mwb公司生产线上的未完工ct故障位置处四块铜片的照片。通过对比发现，引线管顶部四片电气连接铜片与二次引线管外壳的焊接弯曲处存在断裂迹象。图4 ct故障位置处四块铜片的照片4. 小结经现场对产品编号为c90040的sas550型电流互感器解体，发现二次引线管与屏蔽筒连接处有明显放电现象，引线管顶部四片电气连接铜片断裂，分析其原因，很可能是装配过程中需对电气连接铜片进行折弯处理，出现折弯力过大或多次折弯，使铜片和引线管焊接根部受损；另外运行过程中由于各种机械力的作用导致弯曲程度加大，并最终形成断裂间隙，使得此处电阻变大。在感应高压下，致使屏蔽筒电位悬浮，从而产生放电故障并产生烧蚀。5. 建议处理方案（1）铜片仅起电气连接作用，无须承受机械力。可以考虑用软铜带或多股铜线代替铜片。（2）须对同批次生产的剩余电流互感器返厂解体检查，作为对其余批次产品处理方式的参考。（3）供电公司应对同批次剩余两台产品加强巡视监测，厂家将全力配合客户进行后续处理。（4）厂家对该连接铜片的材质和机械性能进行评估检测，并将报告提供给客户。（华中院供稿）tu返回ut某500kv变电站电流互感器示值异常分析1. 故障发生过程简述2010年03月11日17点10分左右，嵖岈变电站运行值班人员汇报嵖5012开关c相一次电流在后台电脑显示为零（a、b相电流显示正常）。当时天气是大风，大约56级，运行人员巡视设备发现个别设备摆动较大，保护人员与运行值班人员到51小室查看5012保护屏和5012测控柜二次电流显示：a、b均有电流，c相电流显示为零。母差保护屏c相制动电流与a、b相制动电流比较，略为低些。当时运行情况：500kv第一串是嵖2号主变高压侧的嵖5012、嵖5013开关在合位。2. 检查处理经过故障发生后，保护人员用电流卡钳表（该仪器精度级别0.5级）对嵖5012保护屏、测控柜、500kv i母保护柜i、500kv i母保护柜ii及嵖5012断路器端子箱进行电流回路测量发现：嵖5012断路器端子箱内嵖5012ct过来9组电流，均是a=0.05a、b=0.06a(包括有2路电流备用在短接状态）、c=0a，初步怀疑嵖5012ct和ct本体到嵖5012断路器端子箱的电流控制电缆有问题。运行人员在后台机查看嵖5013正常，在嵖5013保护屏和测控柜查看发现：嵖5013a0.05a，b=0.06a电流显示正常，c=0.11a，c相电流约为嵖5012、嵖5013的和电流。ct的另外几组数据也是这样。根据检查的情况分析，是嵖5012一次回路上有不通地方，或刀闸、开关接触电阻大引起的（i、ii母电压是等电位，因此接触不良的地方不发生明显放电现象）。供电公司领导及相关技术人员到现场，对嵖5012开关、ct、刀闸进行了现场查看，并做了红外测温显示正常。3月11日21点27分，嵖5012开关c相电流恢复，保护人员对嵖5012电流回路检查，三相电流平衡；运行人员对嵖5012串上的所有元件进行红外测温，未发现大的温度变化。到23点26分又出现无电流现象，5013的ct电流显示为和电流。3月12日开关、ct、刀闸的厂家技术人员会同驻马店供电公司技术人员到现场进行了查看（5012未停电），并对嵖5012c相无电流情况进行初步分析。（1）回路分析500kv i母与ii母并联接于主变，其500kv i母经嵖50111刀闸、嵖5012断路器，嵖5012ct，嵖50122刀闸为一路，c相电流为0；500kv ii母经嵖50132刀闸、嵖5013断路器，嵖5013ct，嵖50131刀闸为一路，且c相电流约为和电流；说明嵖5012一次（或二次）回路上有不通地方，存在故障或接触电阻大；嵖5013一次（或二次）回路正常。由于电流部分时段有，说明这种故障是接触不良的性质。（2）设备分析断路器：嵖5012开关2008年6月16日投运以来运行正常，2009年3月进行过预试未发现问题，试验数据合格，现场外观检查无异常。电流互感器：嵖5012ct 2008年6月16日投运以来运行正常，2009年3月进行过预试未发现问题，试验数据合格，现场外观检查无异常。隔离开关：嵖50122，嵖50131刀闸2008年2月生产、2008年6月16日投运，运行正常，2009年3月预试时由于母线未停电，进行了一般检查，未进行试验。变电站的运行人员在日常巡视时，对5012一串上的所有元件进行红外测温和记录，均未发现温度异常。另外，由于2010年03月11日下午驻马店市区有5级以上风力，嵖岈变电站设备在大风吹动下发生摆动。嵖50122和嵖50131的静触头与嵖2号主变的c相连接引线，同其它相别的不同，其斜向非垂直的布局，使该连接引线在大风摆动情况下，可能会对嵖50122和嵖50131刀闸静触头产生力量冲击，造成刀闸动静触头接触不良，从而使故障相发生电流时有时无的现象。但从现场目测来看，该刀闸静触头的导向槽边缘与导电杆的红线基本对齐，说明刀闸的插入行程基本满足70mm的要求。以上三类设备的生产厂家均已到现场进行了外观检查，未发现明显的故障点。经供电公司领导和技术人员讨论分析，5012侧（c相）部分元件接触电阻比5013侧（c相）接触电阻大，端电压一样，并联回路电阻大则引起5012侧（c相）无电流现象，为确保电流互感器、断路器无故障运行，建议将5012间隔停运，对电流互感器、断路器、刀闸进行详细的试验和检查。公司将现场检查情况向华中电网公司和省公司生产技术部分别进行了汇报，并申报停电计划（申请把500kv i母到50122刀闸这半串停下来进行检查处理），由于电网方式的限制，停电计划暂未批准执行。在5012 ct电流异常期间，供电公司结合隐患排查治理，生产技术部技术人员每日跟踪缺陷变化情况，当运行人员汇报5012 ct出现电流时，生产技术部技术人员便赶赴现场，观察设备运行状态；同时还做好了5013开关跳闸的事故预想和应采取的措施，设备有温度异常时，运行人员立即向网调汇报，将5012开关断开。在3月11日到3月25日期间，运行人员每日对5012 ct的电流进行重点监视，记录电流出现和消失的时间，每日对这一串进行红外成像测温检查，在观察期间电流时断时续，电流出现一般是在有大风5级到6级或气温突然升高时。3月26日，华中网调批准了停电计划，将5012开关停运转检修。供电公司试验人员对断路器和ct进行了回路电阻试验，数据如下：ct：c相为27.6（交接试验报告上是20），b相为26.1（交接试验报告上是20）。断路器：75.8（预试报告上是75.6）。从试验数据上分析，断路器和ct的回路电阻与以前的试验数据变化不大，数据显示断路器和ct回路电阻正常。由于500kv i母和主变未停电，50111和50122两组隔离刀闸无法进行回路电阻测试，只能进行外观检查，检查发现50111刀闸的c相动触头有放电、烧伤痕迹。根据现场查看，检修人员判断是此刀闸接触不良，触头烧伤，随即对动触头用砂纸进行了打磨处理，处理后汇报网调，将5012开关投入运行，投入运行前将50111刀闸进行了三次分合，然后将5012开关投入运行，恢复正常方式后c相仍然无电流，说明故障未消除，网调下令断开5012开关。3月27日隔离刀闸厂家技术人员来到现场，华中网公司技术中心相关人员和公司领导、技术人员一起进行了现场检查，发现50111 c相刀闸动触指烧损60%-80%，内绝缘胶套烧毁，动、静引弧触指有烧伤痕迹，如图1所示。图1 嵖50111 c相刀闸烧伤的动触头由此判断50111 c相刀闸烧伤引起接触不良，回路电阻增大，造成c相无电流，在大风作用下，接触稍微紧密一些又出现有电流，相关人员把检查情况分别向网调和省调进行了汇报，并申请500kv i母停电和2号主变停电，对50111和50122两组刀闸进行检查处理。由于电网方式的限制，网调批准了2号主变停电的申请，对50122刀闸进行了检查和试验，外观检查正常，试验回路电阻是：c相137.3（交接试验报告上是99）、b相110.4（交接试验报告上是93）。50122刀闸外观检查正常。为进一步观察和确认嵖50111刀闸插入情况，合上嵖50111刀闸，由于嵖50111刀闸静触头位于母线上，测量插入深度，确认了刀闸插入深度不够；同时对站内其它间隔同型号的刀闸进行了排查，由于位置较高，不便于观察，技术人员站在升降车上平行检查刀闸的插入，目测了刀闸，发现嵖50511刀闸c相动触头插入深度也不够，三相电流有不平衡现象，a相122a、b相124a、c相105a。3. 缺陷原因分析综合以上检查，初步分析嵖5012电流互感器c相无电流的原因是：嵖50111刀闸c相动触头插入不到位，动、静触头在合上状态下接触不良，回路电阻增大，升温严重，导致c相动触指烧毁，c相回路无电流。供电公司已已和厂家联系，尽快将此型号的动、静触头发运到现场，母线停电时进行更换。4. 处理建议嵖岈变电站50111刀闸插入深度不够，存在安全运行隐患，嵖5013开关带2号主变运行，可靠性降低，因此建议在电网运行方式允许时，500kv i母尽快安排停电，将50111刀闸的动、静触头进行更换、修理和调整，以消除设备隐患。（华中院供稿）tu返回ut电容式电压互感器装置缺陷引起的故障分析1. 故障检查列表2009年8月保护人员发现110kv南深线a相线路cvt在运行状态下，（1a，1n）、（2a，2n）、（da，dn）三个二次绕组均无电压输出。停电后高压班对该cvt进行了检查，设备参数、检查步骤及试验方法见表1。表1 cvt参数、检查步骤及试验方法设备名称：电容式电压互感器型号：tyd110/3-0.02h出厂日期：2003年11月生产厂家：重庆高压电器厂出厂电容量：20.87nf出厂编号：016检查步骤及方法试验数据分析判断1.使用6000-e型介损测试仪，自激法接线测量c1、c2的介损和电容量。仪器显示：er-cw（仪器没有检测到试验电压）试验数据未测出。因低压输入接在二次端子da、dn上，所以怀疑二次绕组或一次绕组存在短路或接地。2使用绝缘兆欧表1000v档测量各二次绕组、一次绕组尾端x之间，及对地的绝缘值。（1a，1n）：500m（2a，2n）：650m（da，dn）：540m x：10k接地点存在于电容c1、c2之间的某个等电位点上，也不排除在一次绕组内部，但不会在一次绕组靠电抗器侧。3使用6000-e型介损测试仪，反接法分别测量电容器c1、c2的介损和电容量。c1：29.86nf tg：0.39c2：64.94nf tg：0.31计算电容量：20.5nf电容c1、c2之间与一次绕组的t形接线处，如（图1）a点上存在接地现象，须更换cvt。后经高压班对故障cvt进行分体检查，发现短路点a处有一只氧化锌避雷器正好接在中压引出线与机壳之间，将其拆除后a点的接地现象消失，单独对氧化锌避雷器进行绝缘测试，测量值为10k，说明已击穿损坏。因同类事件在该局已发生两次，导致电容式电压互感器使用寿命明显缩短（平均运行时间7年），增加了电网的不安全因数。2. 故障原因分析（1）氧化锌阀片的确认cvt解体后，可看见电磁单元如图1的箭头所指，元件1为中压端a点的氧化锌避雷器bl1；图2的箭头所指（元件2）为补偿电抗器的氧化锌避雷器bl2；由于该设备铭牌的接线图未画出这两个元件。所以需证明元件1、2是氧化锌避雷器：1）元件1和元件2虽然尺寸大小不同，但从外部结构、形状及使用绝缘材质是完全相同的。2） 元件1和元件2内部圆柱形阀片，所用材质完全相同且很像氧化锌晶体。3）元件1绝缘已经击穿，但元件2绝缘完好，进行1ma直流参考电压u1ma及0.75u1ma下的泄漏电流试验，数据见表2。表2 直流试验数据列表测试元件u1ma0.75u1ma1.02 u1ma试验结论原件25.8kv4.3kv5.9kv具有氧化锌避雷器的非线性伏安特性电流值996a8a仪器显示过流4） 推论：元件1和元件2同样都是用绝缘管加装氧化锌阀片组成的氧化锌避雷器，其所在位置分别为图1的bl1、bl2。 图1 电磁单元 图2 电磁单元（2）安装氧化锌避雷器的目的cvt的补偿电抗器和低压电容在设备内部构成了一个完整的谐振回路。当线路一次侧突然合闸或二次侧短路又突然消除时，过度过程产生的过电压会使中间变压器的铁芯出现饱和，中间变压器励磁电感lm呈非线性下降，回路的固有频率上升，可能产生铁磁谐振，造成中间电压回路中产生大电流及过电压，危机一次绕组、电抗器及二次绕组的绝缘，甚至造成过电压保护误动作。由此可知，中压端安装氧化锌避雷器其目的有二：一是限制中间变压器一次绕组和电抗器在二次短路和开断时产生的过电压，以防止大电流烧损线圈。二是借助氧化锌避雷器消除铁磁谐振。但从cvt的设计思路来看，解决铁磁谐振的主要原件不是氧化锌避雷器，而应该是阻尼器。（3）阻尼器的消谐原理该厂家采用的是速饱和阻尼器。由速饱和电抗器l与电阻r串联而成，接在cvt的二次剩余电压绕组da、dn上。当cvt二次侧短路而又断开时，由于瞬时励磁，使中间变压器电压升高，但由于速饱和电抗器的铁芯比中间变压器的铁芯饱和得更快，大部分电流从支路通过，阻尼电阻r消耗了大量的能量使励滋电流增加不多，从而抑制了铁磁谐振。速饱和阻尼器的缺点是设计参数精度要求较高。（4）中压端氧化锌避雷器被击穿原因锯开bl1的绝缘筒发现，筒内是由17块圆柱形阀片叠装而成，阀片的侧表面附着一层0.8mm厚的黑色污垢，且有贯穿性电弧击穿的痕迹。用刀可刮下成粉末状的物质。单块阀片两侧电阻均小于50，绝缘筒内部因高温变黑（如图3），且有变压器油滴出。与bl2相比较存在的不同见表3。表3 bl1与bl2内部区别列表bl1阀片无环氧树脂封装（如图4）绝缘筒内有绝缘油渗入高温引起的绝缘油炭化附着于阀片整个侧表面阀片电阻均小于50，刮掉表面炭化层电阻立即升高整体绝缘10kbl2阀片有环氧树脂封装（如图5）绝缘筒内未发现绝缘油如图5阀片整个外表面无炭化、发黑现象如图5电阻无穷大整体绝缘5g，具有氧化锌避雷器伏安特性曲线图3 绝缘筒内部因高温变黑由表3可得出结论，由于bl1未进行有效的密封，导致绝缘油渗入绝缘筒内，与阀片接触。当氧化锌避雷器过电压放电时，阀片产生的高温将绝缘油炭化并附着于阀片的侧表面，造成阀体外表面绝缘降低，是氧化锌避雷器最终形成沿面径向击穿的原因。（5）综合分析从厂家对bl2采取环氧树脂密封措施来看，说明厂家确实考虑了绝缘油渗入绝缘筒对氧化锌阀片造成的影响。而对bl1未密封的原因是bl1与电磁单元并联，当发生铁磁谐振时会承受较高的过电压（12.7*3kv），在消耗谐振能量的同时阀片温度升高，若采用环氧树脂密封，一方面极可能发生热破坏现象，使避雷器瞬时的发热大于其散热能力，从而形成“热崩溃”。另一方面，环氧树脂耐热能力较差（短时耐温120）。在阀片高温时环氧树脂不仅会变形、开裂引起渗油，还会在高温下发生化学反应，污染绝缘油，降低其绝缘能力。bl2只与电抗器l并联承受电压低，释放能量小，当发生铁磁谐振时，主要由bli首先放电从而保护了bl2。3. 结论中压端限压元件氧化锌避雷器在电磁单元油箱内，起到限制过电压、消除铁磁谐振的作用。从原理上来看是可行的，但由于工艺质量上无法满足散热与密封这一相互矛盾问题，导致安装在中压端的氧化锌避雷器出现绝缘击穿故障，反而缩短了cvt的整体寿命。增大了电容器c1因承受的一次电压而发生cvt爆炸的机率，给一次设备和电网带来了安全隐患。由于该问题存在普遍性，所以高压互感器技术手册中要求至2006年及以后的cvt中压端不设限压元件而必须安装阻尼器。这样就很好地处理了铁磁谐振过电压对电磁单元的影响可由电磁单元自身的绝缘能力来满足，即提高电磁单元的绝缘能力，以及铁磁谐振由阻尼器消除，其效果十分明显。目前这一技术已比较成熟且广泛适用于各电压等级下的cvt。所以，2003年生产的cvt存在的这类装置性缺陷，不主张修复使用。并提出以下四点反措要求：（1）订货时，要求厂家提供0.8和1.0倍额定一次电压下二次空载的铁磁谐振试验，以保证阻尼器的可靠性。（2）为满足电网快速保护要求，厂家需提供瞬变响应试验数据。（3）厂家提供电磁单元的详细接线图，以保证中压端无限压元件。（4）在cvt带电测试及在线监测未普