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主变变低绝缘管型母线故障分析

  广东电网有限责任公司惠州供电局的研究人员祝伟强、付芸▯▯,在2019年第5期《电气技术》杂志上撰文▯,介绍了一起由于主变变低全绝缘管型母线缺陷导致主变停运的案例▯。通过分析保护动作情况,检查一次,设备现场,解体分析管母结构并统计同:类型设备故障情况,得出母线端头进水受潮是导致▯:母线绝缘击穿的主要原因▯,并且表现为家族性缺陷▯▯。

  为了保证不再出现类似缺陷,减少设备故障造成的损失,提出了两种全绝缘管型母线改造方案及针对管母的运维要求。

  随着国?民经济水平的提高▯,城市建设和电力工业的快速发展,居民用电量直线上升,变电站主变容量不断加大,变压器低压侧额定电流也随之增加▯▯,常规的矩形母线已不适用于工作在电流特别大的回路▯,而且矩形母线在技术和结构上也越来越难以满足母线发热和短路电动力的要求。而全绝缘管型母线,其载流量大、集肤效应低、功率损失小以及机械强度高等优点,近年来在电力系统中有着越来越广泛的应用。

  惠州局目前在运主变变低采用绝缘管型母线台。但是▯▯▯,全绝缘管型母线在我国的应用还处于初始阶段▯,质量监管未成体系▯▯。其绝缘部分是一种由多重绝缘材料和屏蔽材料相互交替形成的绝缘结构,电位由里及外逐层降低,直到表面电位为零。

  本文以某220kV变电站发生的一起由于主变变低管母缺陷导致主变停电事件为例,讨论故障发生”的根本原因,并提出几点可行的防范措施▯,以提高主变变低全绝缘管型母线kV无人值班变电站1号主变变低10kV管型母线处放电,主Ⅰ▯▯▯、主Ⅱ保护比率差动保护动作跳开1号主变变高2201、变中1101、变低501三:侧开关,10kV分段512开关备自投动▯▯:作,合上512开关,10kV负荷全部由2号主变供电▯▯。故障时该站没有进行任何操作,无发生其他设备跳闸,事件无造成变电站失压,未造成重要用户及其他负荷损失。

  故障录波情况如图1所示。从低压侧电压波形图可知▯,相对时刻19ms时B相电压突然降低接近于零,4085ms时刻C相电压降低接近于零,4130ms时刻A相电压降低▯▯▯”接近于零。分析可得,该故障类型为区内BN-BCN-ABC故障▯▯。单相接地故障发展为两相接地故障后,主变三侧电流增大,起动主Ⅰ▯▯、主Ⅱ比率差动保护▯。主Ⅰ、主Ⅱ保护正确动作▯▯▯。

  通过故障保护动作信息及现场设备故障情况进行分析,初步判断为B相绝缘母线对金属构支架发生放电接地故障,A▯、C相相间电压抬高,B相接地故障引发弧光导致B、C相相间故障,弧光进一步导:致A、B、C相三相故障▯▯。

  据统计,惠州供电局自2007年使用绝缘母线以来,运行中发生过母线起,均为大连第一互感器厂家▯▯▯,通过试验发现绝缘降低的共▯▯”计4起▯▯▯,在其他局也有过多起管母绝缘击穿导致主变跳闸的案例▯▯▯。这说明全绝缘管型母线受潮绝缘击穿不是偶然发生的▯▯▯,是该设备结构的固有缺?陷▯。

  自发现全绝缘管型母线绝缘击穿的缺陷起,各供电局对其进行了多次改造,比如在热塑绝缘层和外屏蔽层增加一层防水胶带▯▯,对接地引出线进行改造等,这些改造主要围绕增加屏蔽层和热缩护套间的气密性,减少潮气入”侵开展,在短期内已经看到一定的效果▯。但是治标不治本,从长远来看▯,随着材料老化还是有绝缘击穿的可能▯▯▯。于是提出两种方案▯▯▯,结合停电计划对绝缘管母进行更彻底地改造。

  1)第一种改造方案▯▯▯。将10kV全绝缘铜管母线改为通过支撑绝缘子对地绝缘普通管母▯▯▯。具体方案为户外段降低管母构架并加装支持绝缘子,去掉管母的绝缘层及屏蔽层▯▯▯,重新加套两层热缩套,使用夹具固定在支持绝缘子上,高压室段通过加装穿墙套管和铜排连接10kV母线kV全绝缘铜管母线替换为矩形铜排,并加装热缩绝缘护套▯▯▯。这种改造方式虽然比较简单,但前文已提到,矩形铜排的载流量以及集肤效应不如管型母线,故优先选用第一种改造方案▯,对于载流量不大的变压器可采用“此方案进行改造。

  根据运维策略要求,对缺陷设备进行提级管控▯▯,需要加强对10kV管母的巡视检查▯▯。运行专业每半月对全绝缘管母开展一次红外测温▯▯▯,加强雨后的巡视测温▯,特别关注接地引出点位置的温度▯,若发现该处温度高于管母本体温度5℃以上,立即安排”停电检”查。

  试验专业继续采取结合停电机会对管母进行预试的措施,包括绝缘电阻试验、介损试验、电容量及工频耐压试验,要求在裸露终端头不潮湿的条件下试验结果应满足▯▯▯:绝缘电阻大于2000M;测量电压7.3kV下,介质损耗因数不大于1%且无明显增长;按出厂试验电压值的0.8倍进行交流耐压试验▯▯▯,1min不击穿▯,发现异常马上进行紧急立项改造▯▯。

  3)建议切实落实新建、扩建工程主变变低母线的选型要求,严把制造工艺和交接试验质量关。

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