电压互感器电缆绝缘受损造成二次电压异常分析

宋宏源

（国网山西省电力公司检修分公司，山西太原，030032）

0 引言

电压互感器作为重要的一次设备在电力系统中发挥着重要作用。同时，电压互感器是一种公用设备，无论是互感器本身出现问题，或者是其二次回路出现问题，都将给二次系统带来严重影响。保障电压互感器及其二次回路的稳定运行至关重要。

1 特高压电容式电压互感器结构

1000kV电容式电压互感器结构为单相单柱式结构，它由电容分压器和电磁单元两部分组成，采用非叠装式结构，即电容分压器与电磁单元是分开安装的结构型式，如图1-图2所示。

图1 1000kV电容式电压互感器结构

图2 电容式电压互感器结构

1.1 电容分压器主要由电容器芯体、金属膨胀器及瓷套等组成

（1）电容器芯体是电容分压器的核心，为相串联的多个电容元件的组装体。电容器组由5节套管式电容分压器叠装而成，每节电容分压器单元装有数十只串联而成的膜纸复合介质组成的电容元件，并充以绝缘油密封。电容器起到隔离工频高压电的作用。

（2）膨胀器是电容分压器必不可少的部件。当温度变化的时候，电容器内部绝缘油的体积发生变化，为保证电容分压器内压恒定，用膨胀器来补偿油体积的变化。

1.2 电磁单元中有四个部件，它们是中间变压器、补偿电抗器、阻尼器及补偿电抗器两端的限压器

（1）中间变压器实际上是相当于20kV～35kV电压等级的电磁式电压互感器。（2）补偿电抗器的作用是降低负荷对准确级的影响。（3）补偿电抗器的电感调节方式分为两种：调抽头式及调铁芯气隙式。调抽头的电感调节是分级式调节，优点是结构牢固；调铁芯气隙式的电感连续可调，但铁芯固定不够牢固。

电压互感器二次回路严禁短路，因为其本身阻抗很小，若二次短路，电流增大，影响保护误动，极易损坏设备。

2 电压互感器二次电压异常案例分析

2.1 事件情况

2018年1月1日14时58分07秒，某站监控后台告警：#1主变第一套主变保护SGT-756、第二套主变保护PCS-978G高压侧PT异常动作，第一套主变保护SGT-756过激磁告警动作，#1主变高压侧零序电压异常动作；监控系统显示：#1主变1000kV遥测电压A相536.68kV、B相719.84kV、C相585.66kV，其它遥测电压未见异常。

2.2 现场检查情况

异常发生后，现场人员立即启动应急响应预案，加强电压监视，开展检查。现场检查保护装置：第一套主变保护SGT-756过激磁发信灯亮，Ua电压53.32V， Ub电压72.42V，Uc电压58.26V；第二套主变保护PCS-978G报警灯亮，Ua电压74.36V，Ub电压29.31V，Uc电压66.36V，零序电压69.43V，负序电压4.18V；#1主变故录装置显示：#1主变高压侧Ua电压53.53V，Ub电压72.558V，Uc电压58.35V，3U0电压6.851V，正序电压61.071V，负序电压1.382V，零序电压10.66V；#1主变高压侧测控显示Ua电压53.648V，Ub电压72.33V，Uc电压58.64V。运维人员立即对二次回路进行检查，端子箱及保护等二次装置接线未见松动。

重点检查一次设备运行情况，每隔5分钟对#1主变1000kV电压互感器进行红外测温监视，现场检查#1主变1000kV电压互感器未发现异常声响和气味，油位及测温均正常。

运维人员将异常信息并将检查情况及时汇报调度。现场运维人员依调令退出#1主变双套电压后备保护后，随即对1000kV侧电压互感器二次回路电压进行测量检查，保护小室PT转接柜内电压与保护等装置显示一致，现场端子箱电压检查结果如表1所示。

表1 电压二次回路检查电压值

根据测量结果，基本排除端子箱至保护小室二次装置回路存在问题，初步判断#1主变1000kV侧B相电压互感器二次电压输出异常原因为电压互感器本体或者电压互感器到PT端子箱之间电缆受损造成电压异常。

检查过程中，运维人员对#1主变1000kV电压互感器红外测温监视发现，电磁单元油箱A相-10℃，B相-1.6℃，C相-8.7℃（环境温度-9℃），温差大约为8K，为了避免造成设备损坏，运维人员提紧急票申请将#1主变由运行转为冷备用，隔离#1主变1000kV侧电压互感器。

抢修人员到达现场后检查发现：#1主变高压侧三相CVT试验数据与出厂及交接试验数据基本一致未见异常，且异常时设备温升8K也不超过设备厂家允许温升55K，综上认为CVT设备可以继续运行；对#1主变1000kV侧CVT到端子箱之间电缆绝缘测试，发现B相电缆N600’（第二绕组）、B603（第三绕组）两芯对地绝缘为3.4MΩ，两芯间存在金属接触。根据检测结果确认#1主变1000kV侧电压异常原因为B相电压互感器至PT端子箱间电缆绝缘损坏造成。随后对电缆进行开挖检查，发现电缆有受损，缆芯绝缘损坏；其余电缆及二次设备检查无异常。

2.3 现场处置情况

根据检测结果，制定处置方案。将故障电缆进行开挖检查，发现电缆从CVT二次接线盒向下6.12米处存在破口（见图3），破口处电缆铠甲破损（见图4），破口处在水平管内。从破口处拨开电缆进行检查，发现电缆芯之间有冷凝水（见图5），#2、#7电缆芯破皮（见图6），缆芯破皮原因为电缆铠装受损时缆芯受到挤压，绝缘损坏，需要更换电缆，才能从根本上消除隐患。

图3 CVT二次接线盒穿管开挖

图4 电缆铠甲破损

图5 拨开的电缆有冷凝水

图6 破损的电缆电缆型号

为ZB-KVVP2-22-1kV-10×6，10芯 6mm2，型号非常规，现场确定对受损电缆进行更换方案，同类型电缆ZB-KVVP2-22-1kV-10×6绝缘测试合格后替代破损电缆。#1主变恢复送电，后台#1主变高压侧电压显示正常，现场检查#1主变双套主保护装置、测控装置、计量装置电压采样均无异常，对#1主变高压侧CVT测温无异常。

2.4 事件原因及暴露问题

2.4.1 事件原因

经过调查，此次质量事件主要原因是施工单位在对#1主变1000kV侧B相CVT电缆施工时，施工单位未按照施工工艺以及规范要求施工，致使B相电缆从CVT二次接线盒向下6.12米处存在破口（直埋管深度不符合要求），破口处电缆铠甲破损，从破口处拨开电缆进行检查，发现电缆芯之间有冷凝水，#2、#7电缆芯破皮（电缆铠装受损时缆芯受到挤压），绝缘损坏。近期由于昼夜温差大，冷凝水进入破口处造成电缆芯绝缘降低，电压异常。

2.4.2 暴露的问题

（1）因交接试验结果正常，运行单位在跟踪验收过程中未能及时发现异常。

（2）基建现场工程管控不严格。通过对故障电缆的检查，发现其电缆管道的埋深不满足设计院要求的：“电缆保护管埋深大于700mm”，实际检测1#主变1000kV侧B相CVT电缆开挖处小于700mm，电缆入沟处大于700mm（见图7）；同时未能及时发现电缆的破损。

2.5 防治对策

（1）对全站电缆型号进行核查，将非常规电缆列入年度计划采购。（2）认真开展#1主变1000kV侧CVT电压异常事件的分析总结，完善应急处置预案，进一步提升变电站现场人员的应急处置能力。（3）在改扩建过程中，加强电缆的到货验收，认真做好交接试验；重视安装工艺，在验收中实行全过程管控，严把质量关。

图7 电力设计院电缆敷设标准工艺

参考文献

[1]张全元.变电运行现场技术问答（第三版）[M].北京.中国电力出版社,2010.

[2]国网山西省电力公司编.特高压交流变电运维检修技能培训教材[M].北京:中国水利水电出版社,12014.12.