500kV断路器B相电流互感器故障分析.docx
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500kV断路器B相电流互感器故障分析
500kV断路器B相电流互感器故障分析
1故障情况概述
XX年0X月XX日XX时33分56秒，XX500kV变电站500kV线5041断路器B相电流互感器出现接地故障，双套线路保护及500kVI母双套母差保护动作，5011、5031、5041、5042、5051、5062、5111DK断路器三相跳闸。
XX变运行人员立即对现场进行检查，发现5041断路器B相电流互感器本体接线盒盖掀开，初步判定5041断路器B相电流互感器存在故障，立即进行隔离；检查XX变线路保护装置、500kVI母母差保护装置及其二次回路均正常。
09时27分，XX变500kVI母恢复运行，11时03分，500kV线路恢复运行。
2月4日，厂家（XX高压开关有限责任公司）制造了相同参数的电流互感器，并运至XX变，江西公司更换了故障电流互感器；2月5日全站恢复正常运行。
本次跳闸未造成负荷损失。
2现场检查及试验情况
2.1故障前运行方式
正常运行方式
当时该地区天气晴朗，系统运行正常，XX变无任何操作。
2.2现场检查情况
现场检查发现：
5041断路器B相电流互感器接线盒内二次接线端子1S、3S、4S及7S端子，有明显放电痕迹，电流互感器密度继电器内颜色异常，表盘呈焦黄色，见图1、图2。
图1电流互感器二次接线盒放电痕迹
图2电流互感器密度继电器外观放电检查
查阅变电站电气一次设备红外测温报告，2011年08月25日5041断路器电流互感器A相40.3℃，B相40.3℃，C相41.2℃，当时环境温度为32℃；2011年05月16日5041断路器电流互感器A相37.3℃，B相35.9℃，C相36.3℃，当时环境温度为24℃，两次红外测温均未发现异常。
按照《输变电设备状态检修试验规程》的要求，2011年03月08日，超高压分公司对5041断路器电流互感器进行了首检，检测了绝缘电阻和SF6气体湿度，测试结果均未发现异常。
2.35041断路器B相电流互感器铭牌参数及二次绕组分配情况
表15041断路器B相电流互感器铭牌参数
型号
LVQBT-500W2
绝缘水平
550/740/1675kV
额定电流比
2*1600/1A
3s短时热电流
63kA
出厂日期
2009年6月
投运日期
2010年4月
出厂编号
09029
设备厂家
XX高压开关有限责任公司
表25041断路器B相电流互感器绕组分配情况表
绕组分配
准确度
变比
回路标号
走向
1S11S2
TPY
3200/1
411
许继803保护
2S12S2
TPY
3200/1
421
南瑞931保护、故障录波屏
3S13S3
0.2s
3200/1
431
断路器测控屏
4S14S2
5P20
3200/1
441
5041断路器保护屏、故障录波屏
5S15S3
0.2s
3200/1
451
电度表屏
6S16S2
5P20
3200/1
461
Ⅰ母915E母差
7S17S2
5P20
3200/1
471
Ⅰ母BP-2B母差
2.45041断路器B相电流互感器现场试验情况
现场对5041断路器A、B、C三相电流互感器进行微水及SF6分解物测量，B相测量数据异常，表明互感器内部发生过电弧放电，数据如表3。
表35041断路器B相电流互感器现场微水及SF6分解物测量数据
测试项目
A相
B相
C相
标准
SF6气体湿度
（μL/L）
193.6
140.4
160.5
≦250
SF6气体分解物（μL/L）
H2S
0
60
0
≦2
S02
0
100
0
≦2
HF
0
1
0
≦0
结合现场检查及试验可以断定：
5041断路器B相电流互感器已损坏，需返厂解体检查，以进一步确定故障原因。
2.5继电保护装置动作情况分析
（1）保护动作时序
表4保护动作时序表
绝对时间
相对时间
动作情况
8：
33：
56：
970
0ms
保护启动
8：
33：
56：
975
5ms
南瑞线路保护动作
8：
33：
56：
978
8ms
许继线路保护动作，I母BP-2B母差动作
8：
33：
57：
002
32ms
I母RCS-915母差动作
8：
33：
57：
018
48ms
5042断路器B相跳闸
8：
33：
57：
039
69ms
5041断路器B相跳闸
8：
33：
57：
077
107ms
5041断路器A、C相跳闸，5011、5031、5051、5062、5111DK断路器A、B、C相跳闸
绝对时间
相对时间
动作情况
8：
33：
57：
971
1001ms
XX变5042断路器A、C相跳开
3返厂解体检查及故障分析结论
3.1解体检查情况
（1）解体前测试了故障电流互感器一次高压部分对地绝缘电阻，测试结果显示一次高压部分对地绝缘电阻为零；
（2）一次导电杆上附着有大量白色粉状放电分解物，如图3，但未见有放电烧蚀痕迹。
图3一次导电杆白色粉状放电分解物附着情况
（3）盆式绝缘子、二次线圈屏蔽罩等相关部件未发现位移和碰撞痕迹，相关螺栓连接完好。
（4）盆式绝缘子内表面烧蚀严重，有大量黑色碳化物，清理碳化物后，发现有一条宽约6cm、深约3cm的贯穿性放电沟槽，见图4、图5；
图4清理碳化物前的盆式绝缘子
图5清理碳化物后的盆式绝缘子
烧蚀的盆式绝缘子系XX电气有限公司的产品。
（5）互感器躯壳P2侧及二次线圈屏蔽筒下端有放电烧灼痕迹，屏蔽筒烧蚀面积直径约为5cm，对应部位躯壳有大面积烧蚀，躯壳内有大量白色粉状放电分解物，如图6、图7。
图6二次线圈屏蔽筒放电痕迹及躯壳内分别有白色放电粉末情况
图7P2侧躯壳放电痕迹
（6）二次引线管上端（与二次绕组屏蔽筒底部以及盆式绝缘子上沿靠近的部位）有明显烧蚀痕迹，且附着有大量黑色碳化物，如图8。
图8二次引线管上端烧蚀情况
（7）对二次线圈屏蔽罩进行解体时，发现从二次屏蔽引出的地线烧损，地线接线螺杆有烧蚀，二次线圈引线烧断4根，线圈表面附着有白色粉状放电分解物，如图9。
测量7个二次线圈直流电阻，测试数据均正常，表明二次线圈内部未受损。
图9二次绕组引线烧蚀情况
（8）SF6密度继电器损坏，内部有金属碎屑，表盘呈焦黄色，指针卡滞在0.54MPa。
3.2保护动作行为分析
（1）从CT解体情况看故障点在图10所示的P2位置，故障点在永石Ⅱ线线路保护的范围内，线路保护动作行为正确。
图10故障部位示意图
（2）查阅永石Ⅱ线故障录波图及保护动作记录（如图11），发现故障时不同二次绕组反映的故障电流不相同，而且结合电流互感器解体后发现，二次绕组屏蔽筒底部以及盆式绝缘子上沿靠近的部位的二次绕组引线有烧蚀痕迹，其中4根还被烧断。
可以判定，故障放电时产生的高频分量对二次电流回路均造成了不同程度的影响，直接影响到了从二次绕组进入母差保护装置的电流，从而产生差流，造成母差保护动作。
图11XX变永石Ⅱ线故障录波图
3.3互感器损坏过程分析
结合上述解体检查情况，技术人员一致认为互感器内部有两次放电击穿，分析互感器放电的发展过程为：
（1）5041断路器B相电流互感器盆式绝缘子内表面出现爬电，产生白色放电分解物，但最初由于盆式绝缘子烧损通道未贯通，盆式绝缘子还能支撑运行电压，而爬电产生的热量，使SF6气体受热膨胀，带动放电分解物向二次屏蔽罩内部扩散，通过二次屏蔽罩P2侧缝隙扩散至躯壳内，导致躯壳P2侧SF6气体绝缘性能下降，使电流互感器P2侧躯壳和二次绕组屏蔽筒间主绝缘击穿（第一次放电）。
电流互感器P2侧躯壳和二次绕组屏蔽筒间主绝缘击穿后形成的短路电流，瞬间将二次绕组屏蔽罩接地引线烧断，导致二次绕组屏蔽罩处于瞬时高压，对接地的二次引线管拉弧放电，形成短路电流，经电流互感器基座由互感器接地引下线流入地网，另外由于二次绕组引线与存在瞬时高压的二次绕组屏蔽罩距离过近（基本紧贴二次引线管内壁），部分二次引线靠近二次引线管上沿的绝缘被击穿，使得引线产生瞬时高电位，连接这些引线的端子对二次端子接线盘接地法兰拉弧放电，产生的巨大的热量以及电动力，将二次端子接线盒掀开，同时，产生的短路电流使得1S、3S、4S及7S绕组二次接线端子烧蚀，以及二次引线管内部分引线烧断。
上述放电过程造成5041断路器B相电流互感器接地故障，引起XX变500kVI母母差动作及线路双侧断路器动作。
（2）XX变500kVI母母差动作及线路双侧断路器动作后，电流互感器躯壳内SF6气体绝缘性部分恢复，对侧变线路断路器重合闸送电使盆式绝缘子贯穿性击穿（第二次放电），绝缘降为零。
3.4故障原因分析及结论
1.解体时，盆式绝缘子、二次线圈屏蔽罩等相关部件未发现位移和碰撞痕迹，相关螺栓连接完好；同时电流互感器在出厂和安装投运前均通过了耐压试验，说明放电现象不是由于安装、运输不当等原因引起。
2.故障发生时，天气晴朗，系统运行方式正常，变电站无任何操作，说明电流互感器是在正常运行电压下，内部产生放电，并逐渐形成贯穿性放电通道，可排除过电压的原因。
3.运行中例行试验数据和巡检无异常，故障后电流互感器微水含量仍然无异常，说明设备不存在泄露的现象，气体绝缘无异常。
4.从盆式绝缘子内部存在贯穿性放电通道及3.3电流互感器损坏的分析，可以判断，5041断路器B相电流互感器内部放电的主要原因是盆式绝缘子质量不良。
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