一例220kV母線PT故障的分析及處理

萬國數據服務有限公司 張 銳

GIS 設備因其具備眾多優點，諸如占地面積與空間體積小、運行可靠性高、安裝方便、檢修周期長等[1]，電網或用戶變電站廣泛采用GIS。隨著“云計算、大數據、人工智能”等數字經濟的需求，大型園區型數據中心應運而生，其用電負荷較大，因此近年來越來越多數據中心配套建設了以往工業企業才會使用的220kV 變電站來提供供電電源。某新建220kV 變電站的電氣主接線為兩路來自不同上級變電站的架空輸電線進線，兩段單母線的接線方式。每段母線包含主變進線間隔3回，母線PT 1臺。變電站一次、二次設備均交接試驗合格，具備啟動投用條件。

1 事故概述

事故當天，供電公司組織本站開展外網架空線及本變電站內GIS、兩臺主變壓器等設備的啟動操作。在完成220kV 架空輸電線路的沖擊后，供電公司調度要求該變電站合上220kV 2#進線開關、母線PT 刀閘以及該母線上兩臺電力變壓器間隔的母線刀閘，供電公司側帶這些設備進行沖擊試驗。當外網架空線路送電至本變電站，送電后檢查人員在220kV GIS 設備室外聽見明顯高于1#GIS 送電空載運行的持續低沉聲音。現場人員準備等設備受電穩定后進入室內檢查。約1.5min 后，室外人員聽見室內有明顯一聲較大聲響，類似于GIS 用斷路器的分閘時聲音。后進入室內檢查：市電進線間隔指示停電，進線開關的狀態保持合位未變，測控屏、GIS本體設備未見明顯異常。

2 事故原因及保護動作分析

按照設計規范要求，220kV 線路配置雙重化保護屏，保護分別使用了長園深瑞PRS-753A、南瑞繼保PCS-931SA 的線路保護裝置。查詢變電站配套后臺SCADA 的波形記錄文件，波形數據如下：一是故障前，2#進線處三相電流為0A，UA、UB的相電壓約132kV，UC的幅值約137kV，保護零序電壓3U0約11.5kV。二是故障時，C 相電流突然增大，零序電流同步增大，約21kA；A、B 相電壓正常，C 相電壓跌落至0V，零序電壓151kV，持續時間60ms。對側繼電保護動作，線路停電。三是故障時，通道1對側、通道2對側同步電流和差流，波形顯示，A、B 相均為0A，C 相21kA，相位和幅值與本地測量的相同；差流A、B、C 三相均為0A。

按照規范要求，本站配置有故障錄波屏，配置航天銀山YS-900A 型故障錄波器。查故障錄波器，波形數據如下：一是故障前，220kV 進線A、B、C 相電流，零序IN為0A，故障時，IC、IN電流為20.4kA，持續時間60ms，與保護裝置記錄一致。二是母線受電后，UA、UB電壓在132kV 左右，UC電壓約66～146kV 范圍波動，母線3U0約100V（二次值）左右不穩定的波動，最終三相電壓為0V，線路停電。三是故障前，來自另外一個上級站的220kV 1#進線電源處記錄的三相電壓131kV，零序電壓為0V；故障時，A、B 相電壓正常，C 相電壓降至57kV，零序電壓140kV，持續時間60ms，后三相電壓恢復正常。四是故障時，220kV 1#進線電源處的三相電流均增加340A 左右，零序IN數值由0增加至1kA 左右，持續時間60ms。

圖1 送電時三相、零序電壓波形

結合現場保護裝置、故障波形記錄儀的數據，得出如下分析結論：一是輸電線路兩側均記錄到故障電流數據，且未出現差流，因此判定故障點為GIS 進線后端母線內部，發生C 相單相接地短路故障。

二是本變電站220kV 開關為何未動作。針對線路故障配置有線路保護屏，本側線路保護裝置僅投入光纖縱差保護，保護范圍為輸電線路內部故障，所以針對線路外部故障，本側線路保護不會動作。本站針對每段GIS 母線故障配置兩套母差保護屏。按照供電公司啟動方案的啟動要求，220kV 母差保護停用，母差保護涉及的CT 均短接退出了保護回路。因此，母差保護也未能動作。

三是啟動方案中要求220kV 母差保護停用的原因。國家電網關于新線路送電試驗項目中對線路繼電保護、自動裝置進行檢查和試驗部分，為防止接線錯誤而引起保護的誤動作，特別是高頻保護、阻抗保護、差動保護（母線差動、縱聯差動）及其他的方向性保護，必須在線路送電后進行帶負荷電流試驗檢查其特性，完全符合要求，方向正確后方可投入[2]。其考慮一次設備均是滿足啟動條件，試驗合格，設備故障概率極低。二次回路涉及線纜較多，出現接線錯誤的概率相對較大，故有此要求。

四是送電后故障前，故障錄波器顯示母線3U0數值明顯異常，不穩定地波動。線路保護記錄保護零序電壓3U0約11.5kV，與故障錄波器數據不符的原因，查詢線路保護技術說明書（硬件），裝置內的零序電壓數值是通過三相電壓矢量的內部計算得到。這也解釋了C 相電壓在保護動作前，其表現為電壓數值出現小幅降低，零序電壓3U0出現較小數值的原因；故障時，C 相電壓為0V，3U0按照矢量計算大概為相電壓幅值，與故障錄波所記錄的數值相符（151kV）。

五是1#進線處的電壓、電流變化的原因。相關規范中關于保證電力系統安全穩定運行的基本要求中提到[3]：隨著高一級電壓電網的建設，下級電壓電網應逐步實現分層分區，相鄰分區之間互為備用，應避免和消除嚴重影響電網安全穩定的不同電壓等級的電磁環網。目前，華東電網中以上海為例，形成500kV 雙環網構成上海電網骨干網架，220kV 電網以500kV 變電站為核心分區獨立運行。在同一個合環運行的220kV 系統分區內，其中線路任意一點故障時，相關設備依據遠近、電源點等均會受到不同程度的影響。本站1#GIS 母線段向故障點提供零序電流為1kA 左右。故障點其他電流來源本系統中其他中性點接地運行的變壓器。

六是故障時刻，1#GIS 進線處三相電流增大340A，相位一致的原因。本次事故為電力系統不對稱故障。短路點處VC為0V，但其序分量不為0。1#GIS 進線處電壓由于故障影響，其三相電壓幅值、相位也發生變化，出現零序電壓。電源供給本站的110kV 主變三相繞組施加零序電壓時，因其高壓側YN 接線方式（中性點直接接地），所以三相繞組中產生零序電流，即相電流的零序分量，通過變壓器中性點形成回路流入大地。

組織人員對GIS 本體及附屬設備仔細檢查，最終發現220kV 母線PT 本體接線箱內C 相接線端子dc-dn 繞組引線絕緣層融化，銅線裸露，dc-dn 端子排融化。A、B 相PT 二次端子箱目測正常，試驗檢查C 相PT 一次側對地絕緣失效，A、B 相PT 一次對地絕緣良好。

PT 故障直接原因：二次側端子處存在短路，導致在二次繞組及一次繞組在試驗電壓下勵磁電流急劇增大，運行一段時間后線圈發熱，導致絕緣燒損、SF6分解、絕緣失效。氣體分解物增多降低了盆子表面的絕緣特性，從而導致產品投運2min 內，盆子沿面發生爬電，最終造成導體相對地短路故障。

圖2 PT 內部絕緣放電通道

220kV 母線PT 采用的三個單相PT 組成，每個PT 配置有4個二次繞組（含3個相二次繞組，1個繞組為輔助工作繞組，用于組成開口三角形接線）。

產品型號：JDQXFH-220；額定電壓比：220/√3:0.1/√3:0.1/√3:0.1/√3:0.1kV；級次組合：0.2/0.5（3P）/0.5（3P）/3P；額定輸出：10/50/50/50VA。

平時正常運行時，單個PT 的輔助工作繞組額定為100V，整個開口三角形兩端子間電壓為三相電壓的相量和，正常時3U0為0V。本次故障場景時，開口電壓按照三個PT 繞組相量和，其二次電壓約100V，這就是故障錄波器記錄的3U0數值的緣由。

圖3 PT 一二次示意圖

因PT 二次短路，造成PT 熔損、短路的故障案例時有發生，諸如二次端子排上短路連接片固定不牢靠，輔助二次繞組在端子排處接線的誤接線等，導致本次事故的原因與以往案例均不同。本PT 二次端子dn 安裝在到導軌上，其安裝方向不正確，dc與dn 端子的金屬面發生了接觸，而正常安裝兩者之間有絕緣的隔離。據反饋dn 接線端子被施工人員拆除過借用至1#PT，拿到新備件端子后，現場施工人員重新安裝了端子。現場人員存在疏忽，未能發現端子安裝不正確，導致二次端子方向發生了變化，致使dc 與dn 端子的金屬面形成了短路點。

3 事故處理

參考國家電網的相關標準要求，GIS 設備在發生短路故障、斷路器跳閘后，要求對GIS 設備進行診斷性檢測[4]，對設備狀態進行輔助科學評估。技術人員使用SF6分解物測試儀對故障相PT 氣室檢測，硫化氫、二氧化硫均超標，H2S 數值173ppm，SO2數值162ppm；進線斷路器、母線各氣室檢測均正常，H2S、SO2數值均為0ppm。考慮到其他設備無異常，決定實施故障PT 更換的方案。

故障PT 的更換處理主要分以下步驟：一是氣體回收。SF6屬于溫室氣體，必須委托具備能力的單位進行專業的回收處理；二是拆除PT 二次線纜、密度繼電器、連接管路等；三是拆除PT，然后安裝新PT；四是氣室抽真空，充氣；五是安裝PT 附件，恢復二次接線；六是氣密性試驗和微水試驗。需SF6氣體靜置24h 后，對間隔PT、隔離開關氣室進行微水檢測。氣密性使用手持檢漏儀，用薄膜包扎拼接面至少12h 后進行檢漏，最后用記號筆做好記錄，標出壓力顯示位置；PT 常規試驗，包括絕緣、直流電阻、變比；老練試驗，其方法是斷開主變高壓套管與高壓電纜的連接，以主變側的高壓電纜為施壓點，依次對母線PT 的A、B、C 相施加127kV試驗電壓各3min。通過電老練使金屬微粒運動到低場強區，另外一定時間的老練也可以使部分微粒放電燒掉，達到內部凈化金屬微粒的作用。在現場進行電老練試驗，防止電壓快速突增，以免微粒局部放電過大引發產品內部絕緣擊穿或閃絡。其實最后對首次母線側沖擊過程中涉及的所有氣室進行氣體成分分析，確保設備安全。

圖4 端子錯誤安裝

圖5 端子實物

4 經驗探討

建設施工階段，需重視變電站內控制盤柜二次回路的接線驗收、試驗工作，包括匯控柜、保護屏、開關柜二次室。一次設備的驗收工作，無論是施工方、廠商還是業主都重視，且經驗豐富。相比而言，二次施工的檢查相對較為專業，涉及的量較大，因此需要投入更多二次專業人員來實施。此次實際現場檢查中，技術人員對保護控制屏的電流端子接線檢查，發現二次導線未被端子上螺絲緊固，輕輕拉動即拉脫離端子的案例。

110kV 及以上等級變電站按照電網公司要求，應配置故障錄波器，其對于電網異常時分析技術原因有很大價值。建設施工階段需要確認其模擬量接線，模擬量配置、錄波定值（采樣頻率、模擬量定值、開關量定值）設置等是否正確。其正確的接線與設置是快速、有效對波形數據進行判斷的基礎。

按規定PT 必須在二次側裝設的短路保護設備。經過本次事故，建議在PT 的本體接線箱中設置二次空氣開關，PT 二次出口以下的所有二次電纜短路故障均能由空氣開關可靠切除。消除保護、測控屏等至PT 本體接線箱之間的二次線纜短路問題帶來風險。

GIS 設備采用SF6氣體絕緣，設備故障后，要做好人身安全防護工作（佩戴防毒面具或正壓式空氣呼吸器），加強通風（開啟機械排風、打開對室外的門窗），避免發生次生事故。SF6氣體其密度約為空氣的5.1倍，布置在室內的GIS 設備發生氣體泄漏，沉積于室內下部空間，不易散開。通過配置監測裝置、加強通風，避免發生工作人員窒息情況。另外，純凈的SF6氣體是無色、無味、無毒，常溫下化學性能穩定的惰性氣體。

但在電弧、局部放電和高溫等因素下會分解，會產生有毒氣體，如果室內有毒氣體含量超標，吸入的量較大時，就會引起頭暈和肺水腫，甚至致人死亡。另外，盡量不讓皮膚接觸SF6分解物，其分解物遇大氣中的水分后會形成氫氟酸，對皮膚有腐蝕作用。開關內殘留的分解氣體對鼻腔、人眼有刺激。本次故障處理過程中，曾經發生施工人員聞到刺鼻性氣味，出現短時不適的身體反應。

變電站啟動送電時，除對SCADA 進行HMI界面上“四遙”（遙控、遙調、遙信、遙測）等信號實時監控外，應設置專人對故障錄波屏的各種波形數據也進行實時監測，發現異常數據時，及時匯報啟動指揮人員。同時，變電站設備發生異常或事故時，技術人員要充分利用保護裝置、故障錄波器的波形記錄功能，對故障原因進行判斷與分析，為后續應急處理提供支持。

此次故障后，相關人員除對室內設備開展檢查，檢修人員同步對架空線終端轉電纜引線桿塔絕緣子進行附加檢查，在對架空輸電線路檢查時，要防止線路感應電壓傷人。輸電架空線同桿架設的雙回路、多回路或與其他線路有平行、交叉，退出運行的線路也會產生危害人身安全的感應電壓，涉及此類作業，必須做好安全技術措施。