针对一起电流互感器内部故障保护动作分析

学术论文 2017-11-07 10:04:35
    引言
    某新建500kV开关站,其一次系统为一个半开关接线方式。2002年4月投产运行,同年4月22日,一电流互感器内部发生故障,与之相关的同一母线上的两套母线差动保护动作;与之相关的两套线路保护中的一套主保护动作,该站仅运行的三个开关三相跳闸。故障过程中,保护动作行为,故障录波记录等反映出诸多难以解释的现象,后经对故障电流互感器进行解剖分析,方得正确结论。
    1 故障时系统的运行方式和各保护电流回路的接入
    500kV线路L1经5033开关送500kV 2#母线,再经5043开关送L2线路,因系统500kV母线电压高,1#电抗器经5063开关挂500kV 2#母线运行。
    故障发生后,该站运行值班人员,根据综自系统事故报文和保护装置动作信号,结合故障录波图进行分析后,初步判断为C相近区故障,故障点应在500kV2#母线上,或L1线路出线近端。并组织运行人员对现场设备进行巡视检查,未发现故障点。随后与L1线路对侧变电站联系,了解对侧保护动作情况和录波资料。对侧情况如下:L1线路L90光纤差动保护动作:C相跳闸,约0.8秒后,C相重合闸于永久性故障,L90保护和ALPS保护均加速三相跳闸,故障测距为45.8KM(全长44.7KM)故障电流7000A。此时,继电保护专业人员也赶到现场,综合各方资料分析,认为故障点应在母线保护与L1线路保护范围的共公部位,即电流互感器内部,又根据L1线路保护仅一套动作,另一套未动作,判断故障点在L1线路两套保护所引用电流互感器的两二次绕组之间,为证明分析结论的正确性,当即组织高压试验人员,对5033开关电流互感器进行绝缘检查,结果发现C相绝缘电阻值偏小,绝缘检查结果进一步证明电流互感器内部主绝缘击穿。运行人员即与调度联系。改变运行方式,将5033开关电流互感器退出运行。L1,L2线路和500kV 2#母线恢复送电。
    3 初步分析中的几个疑点
    从保护动作情况和电流互感器主绝缘的试验结果分析,确定为电流互感器内部故障,已无疑问。然而却有以下几个疑难问题无法解释:
    其一:L1线路对测故障录波检测的故障电流为7000A,而L1线路本侧录波器检测的故障电流仅为1.65×1600=2640A,两侧该子故障电流相距甚远。因D1点(CT的绕组)故障两侧电流应相等。
    其二:L1线路本侧与L90光纤差动保护共用一个二次绕组的ALPS距离保护I段,在相当于出口故障时,为何不动作。
    其三:第一次故障切除后,本側500kV 2#母线差动保护动作,已将5033、5043、5063开关三相跳闸,开关也未重合闸。若故障点在初步分析中的D1点,则L1线路对侧重合闸时,本侧L90保护与ALPS保护应无故障电流流过。为何能后加速动作。
    4 电流互感器解剖情况介绍
    为查清故障的原因,正确分析保护的动作行为,我们配合电流互感器生产厂家对故障电流互感器进行解体检查。情况如下:该故障电流互感器为倒置式结构,解体发现,电流互感器上部有一通过绝缘杆固定二次绕组箱的四个螺栓之一,在长途运输途中断落,在设备吊装时,该断裂的螺栓随机落在套管上部法兰盘边缘,形成局部电场不均匀放电,继而使周围绝缘介质绝缘降低,导致互感器主绕组对地放电,放电原理图如图1所示。
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    故障时,该电流互感器一次绕组为串联接线方式,变化为1600/1,解体发现故障点处于图二中的D2点。
    5 几点建议
    从此次电流互感器内部故障和近年来电网故障的统计分析可见高压电网的故障,可谓千奇百怪,各种意想不到的故障均会发生。而我们任何一套保护装置在原理应用上不可能面面俱到。各生产厂家的保护装置在原理上均有所长。因此,提出以下几点建议:
    (1)设计部门在进行高压线路保护设计选型时,两套主保护应选用不同原理的保护装置(包含不同厂家),以便其在运行中原理互补,保障系统的安全稳定运行。
    (2)设计部门在进行电流互感器设计选型时,能否与相关专业部门联系,选用固定变比的电流互感器。也可以选用一次固定不变,变比由二次侧抽头切换的电流互感器。以避免上述故障对系统的影响。
    (3)通过上述故障的分析,对从事继电保护工作的同志提出了更高的要求,一些故障,单靠保护原理分析很难说清,必须结合相关设备的工作情况综合分析。这就要求我们不但要了解相关设备的工作原理,还要了解其工艺结构,以使我们在今后的事故分析中少走弯路。因此,要加强对继电保护人员相关专业知识的培训。
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