一起500kV六氟化硫绝缘电流互感器故障分析

1、一起500kV六氟化硫绝缘电流互感器故障分析湖北超高压输变电公司 齐文平 摘要：本文对一台500kVSF6绝缘电流互感器一次非常典型的故障进行了分析，阐述其故障原因，分析了在该特殊故障情况下保护动作行为和存在的问题。提出了保护设计和SF6电流互感器在制造、应用中应采取的改进措施。关键词：SF6绝缘 电流互感器 故障 保护动作 改进措施Abstract: A typical fault on a set of SF6-insulated current transformer in 500Kv power system and the behavior of system protection

2、devices during the fault process are described. The existing problems of power system protection design in the special circumstances are analyzed. The improvement measures in application and manufacturing of SF6-insulated current transformer are also proposed. Key words SF6insulation current transfo

3、rmer protection action improvement measure图1 故障前系统接线图。CB1、CB2为断开状态；1母为空母线；引言 SF6绝缘电流互感器具有体积小、重量轻、运行维护方便等优点，得到越来越广泛的使用。但由于在国内应用的时间不长，需要及时总结和积累经验，现将一次非常典型的SF6绝缘电流互感器故障情况进行分析，发现存在的问题，并采取改进措施。一、 故障过程故障前，某500kV系统简要运行结线如图1所示：出线1和出线2以及两组母线在运行，CB1和CB2在断开位置。线路1两侧分别装有L90及ALPS保护、LFP902保护及LEP921断路器保护装置，1母和2母分别装

4、有BP-2型微机母差保护及BUS2000中阻抗母差保护。故障CT为图1所示的CT3的C相(以下讨论的CT均指CT3的C相)。由于本站装有先进的微机监控系统和录波分析系统，故障的数据、记录完整。从录波图上分析得知，在形成直接对地短路前，约有5-6分钟的时间C相电压出现毛刺，同时系统出现间隙性零序电压毛刺，说明系统对地在存间隙性放电，之后出现了直接对地短路，在形成直接对地短路40ms后，本侧的BP-2型第二套母差保护动作断开CB3及CB4三相，但此时CB7并没断开，故障CT的二次录波电流反而增大，然后再过30ms后，出线1的L90型光纤电流差动保护动作，CB7的C相断开，故障点的电流消失，故障电流

5、持续了70ms；间断980ms后CB7的C 相重合，故障电流重新出现；本侧的两套母差保护在再次故障电流出现后14ms第二次动作，但此时与2母相联的所有断路器在母差 保护第一次动作时已全部跳开，本次保护动作实际上没有跳开关，再次故障电流持续55ms后由出线1的L90保护第二次动作及ALPS动作断开CB7三相，故障最终切除。在这次故障过程中，L90分相差动电流保护动作2次；ALPS保护动作跳三相1次；2母的二套母差保护各动作两次，只是BP-2微机母差保护比BUS2000中阻抗母差保护动作速度略快；其它保护均未动作；故障测距指示为本侧母线附近故障。当时经初步分析为CB3处的C相CT对地故障，但CT的

6、外观是没有任何故障迹象。保护动作现象也令人费解，为什么LFP902保护屏的高频闭锁向方、距离、零序等保护不动作？ALPS保护为什么在开始故障时不动作，只在重合闸后起动三跳？下面就CT本身故障情况和保护的动作行为分别进行分析。二、CT故障情况分析图2 CT解体后发现的故障部位照片CT的型号为SAS550，SF6绝缘电流互感器，为新安装设备，故障后检测一次绕组绝缘电阻在0.4-3.4M之间摆动，一次绕组绝缘严重损坏，二次绕组绝缘良好。后来把该故障电流互感器进行了全面的解体，故障部位如图2(照片)所示，SF6互感器的主要结构如图3所示。该互感器共有6个二次绕组，所有的二次绕组封装在一个空心圆柱形铝壳

7、内形成一个整体，铝壳用来改善电场的均匀分布，且通过二次引线的保护管7直接接地；一次导线由两根铜导电杆组成，且与铝壳1绝缘，通过其端部的串并联装置(在铝壳1的外面)可使两根一次导电杆实行串并联；两根一次绕组的导线封装在一个圆柱形的铝管2内，铝管2同样是起均匀电场的作用，铝管2与铝 壳1金属联结；绝缘支承杆5(共4根)一端接二次绕组的外壳 (即接地)，一端接铝支承座上(即接运行电压)，所以绝缘支承杆5承受全部的运行电压；故障部位如图2所示，一个铝支承座周围有放电痕迹，与这个支承座对面的二次线引保护钢管有一大块的电弧烧伤痕迹，在此对地形成直接短路，铝支承座与绝缘支杆的连接螺栓头断裂跌落在附近的顶板1

8、1上。CT的一次及二次绕组完好无损。故障的直接原因是铝支承座与绝缘支杆的连接螺栓断裂引起。根据放电路径，可以推断如下的放电机理：一个绝缘支承杆与铝支承座的螺栓断裂后，它们之间发生松动，但绝缘支杆的另一端与二次绕组3的外壳紧紧相连，在运行中的电磁力的作用一下，二次绕组的铁芯必然发生振动，带动绝缘支杆发生振动，假设绝缘支杆在振动的过程中离开了铝支承座，并与之形成很小的间隙，而另端却与地紧联，整个绝缘支杆就有变成地电位趋势，在绝缘支杆与铝支承座的很小的间隙中承受全部的运行电压，因此在这个间隙中必然会形成放电。实际上绝缘支杆(可以看作是一个小电容器和高阻值电阻相并联的等值电路)只是局图3 1-铝外壳；

9、2-一次导线圆柱形均压管；3-二次绕组；图3 4-绝缘垫 ；5-二次绕组支承绝缘杆；6-硅橡胶外绝缘裙边；7-二次绕保护钢管，直接接地；8-一次线接线端子；9-一次绕组；10-铝支承座；11-铝顶板；12-玻璃钢绝缘筒；13-二次绕组引线；部短时间地离开铝支承座，绝缘支杆上的电荷要发生局部的转移和重新分配，因此就会在绝缘支杆与铝支承座的接触面的周围形成小的局部放电， 并使局部过热，更加剧该局部的游离、放电、并沿面发展，最后闪烙到对面的接地钢管上，导致对地直接击穿。跌落的螺栓头没有烧伤痕迹，这可以排除由螺栓的尖端引起的电场畸变造成的尖端放电的可能，因为对地故障电流达9600多安培，如果由螺栓头首

10、先放电的话，螺栓头肯定烧伤严重。三、保护的动作行为分析在本侧CT3的C相故障时，从故障时系统的接线图1可以看出，只有系统1和系统2能够向故障点提供短路电流。出线1在对侧的C相录波二次电流为3.74A，变比为2000/1,故一次电流为7480A；系统2向故障点提供的短路电流可通过本侧出线 2的录波电流得到，出线2的C相二次录波电流为1.37A，变比为1600/1，一次电流为2192A。故障点的入地电流应为系统1和系统2提供的短路电流之和，忽略二者很小的相位差及电容电流，故障点的电流入地有效值为9672A，而通过CT3的二次录波电流为1.65A,该CT的一次绕组为串联接线，其变比为1600/1，按

11、此推算，流经CT的电流只有2640A，两者相差7032A。为什么会有这么大的差别呢？且看下面的分析就一目了然。从图3可以看出，该CT的一次绕组是两根导线通过CT页：5的头部铝壳1进行串联的，设出线2经过母线2流向CT3的电流为1，出线1流向CT3的电流为2，参考方向如图3中箭头所示，1和2分别通过一根一次绕组的导线从不同的方向穿过二次绕组后再经过铝壳1流入大地，系统1和系统2之间有一条联络线，因此系统1的电压和系统2的电压的相位差很小，加上两条出线的阻抗角近似相等，故可近似地认为1与2在图示参考方向的情况下是同相位的(相当于实际相位是近似反相位)。对CT3的二次绕组来说，等效一次电流(以母线流

12、向线路为参考方向)为两者的相量之和，即：=1-2=2192-7480=-5288A“-”表示合成的一次电流是由线路流向母线。串联时CT变比为1600/1。在此故障情况下，一次在电流只一次交链二次绕组，即一次绕组只有一匝，变比实际上变为3200/1，而此时的二次录波电流为1.65A,折算到一次侧的电流为1.65*3200=5280A，与从线路1和线路2两侧计算出来的电流仅差8A，这就解释了故障时CT内部电流的流向和二次侧录波电流只有1.65A的原因。这也说明了当母差保护动作断开CB3后，即系统2向故障点提供的短路电流切断后，CT3的二次录波电流反而增大的原因。对出线1的本侧而言，由于合成电流的方

13、向是由线路流向母线，所以对高频方向、距离、零序等保护来说都为反方向故障，所以LFP902及ALPS保护装置的瞬动保护均不动作，而后备延时保护的延时未到，故障已被L90保护切除，故未能出口；对于出线1的L90保护装置而言，由于本侧故障CT实际变比的改变及线路2提供的反相电流的作用，使保护装置感受到两侧差流的存在，在第一次故障时，CT3二次电流为有效值为1.65A，实际方向是由线路指向母线，对侧(CB7处)CT感受到的一次电流为3.74*2000=7480A，换算成相同变比的二次电有效值为7480/1600=4.675A，方向是由母线指向线路。在CB7的C相重合于故障时， CT3的二次录波电流为2

14、.34A，电流的方向是由线路流向母线，对侧(CB7处)CT感受到故障电流与第一次故障时相同。此时虽然线路1两侧流过同样的一个穿越性电流，但由于一侧CT的变比的实际性改变，使保护装置感受到有差流的存在。根据L90保护整定的动作条件，可以验算出以上两种情况下L90保护均可动作。L90保护的特点就是其制动特性在复平面上是一个椭圆，能把制动区域降到最小，能将系统的可控误差降到接近于零，从而提高了保护的灵敏度。而对于大多相电流差动保护制动特性在复平面上是一个圆，在这种故障情况下可能不会动作。如有的相电流差动保护的动作方程为：|L+R|-0.7*|L-R|0.15IN， IN为CT二次额定电流，此处等于1

15、A。将重合于故障时的线路1两侧的电流代入上式：|-2.34+4.675|-0.7*|-2.34-4.675|=-2.570.15IN说明制动电流大于动作电流，保护装置将不动作。因此，相电流差动的制动区应尽量缩小，以保证在保护范围的边界故障时能可靠动作。在差动保护的原理设计(程序设计)应注意这个问题。在对侧CB7的 C相重合于故障时，本侧的ALPS保护在CB3断开情况下感受到了故障电流，符合手动合闸于故障的三跳逻辑，故加速三跳出口；而线路对侧的ALPS保护则以重合于故障的后加速逻辑加速三相出口跳闸。四、 得注意的问题及改进措施1、 为了现场方便改变CT的变比，目前广泛采用在CT的头部铝壳外部装设

16、一次绕组串并联装置，从而可以在CT外部改变CT的一次绕组串并联结线，达到方便改变变比的目的。在CT一次绕组并联接线时，当 CT的母线侧接线端子与头部铝壳相联，在发生这种铝壳对地短路时，CT的变比不会因为故障而改变，此时对于相差电流保护由于在两侧感受到的是同一个穿越性电流，判为区外故障而不会动作，本侧线路的其它舜动保护由于感受到是反方向均不会动作，对于32接线的500kV系统来说，此时母差保护会动作，虽然扩大了停电范围，但故障并不能因此而瞬时切除，要靠对侧线路的后备保护来延时切除，增加了对这种严重故障时间，对系统的安全稳定是一个严重威胁，对500kV重要的枢纽变电站或发电厂的升压站是不允许的；如

17、果将CT靠线路侧接线端了与头部的铝壳相联，在发生这种互感器头部对地短路时，相当于线路出口短路，线路保护能瞬时动作，而母差保护不会动作，既缩小了停电范围，又快速切除了故障，因此CT的端子在一次绕组作并联联接时，应在线路侧将接线端子与其头部的外壳相联，而不能在母线侧端子与其头部外壳相联。这个问题在现场存在比较多，应引起我们高度重视。2、 在前述的故障情况下，线路对侧的重合闸会发重合命令，使系统和设备受到二次冲击，如果是充油CT，更易引起爆炸起火，伤及其它设备，这种情况在一些使用充油CT的500kV变电站已发生多起。建议在母差和线路保护均动作的情况下，不但闭锁本侧的重合闸，还要通过远传装置闭锁对侧的

18、重合闸，这只要在回路上稍作改进就可以做到，而不要增加任何投资。可惜目前我国投运的500kV变电站都没有考虑这个问题。这种故障性质比较严重，损失也是很大的，新建变电站和已投运的变电站都应解决这个问题。3、为了防止CT内部故障时不存在保护死区，不同的继电保护装置对接入的CT二次绕组的排列顺序有要求，这能防止油浸CT内部故障时存在保护死区，但对SF6绝缘电流互感器意义不大，这是因为SF6绝缘电流互感器的所有的二次绕组全部封装在一起形成一个整体，且一次绕组就是二根较短的直铜棒，一次绕组中部短路就会将所有的二次绕组损坏，这与油浸CT有很大差别。4、在CT头部短路时有可能改变CT的变比。保护整定时应考虑这种情况。5、 SF6绝缘电流互感器的故障主要表现在固定件的松动和SF6气体的泄漏，这主要是由其结构决定的，一次导线直接穿过空心圆柱形二次绕组，直接距离很短，一次导线与