220kV电缆故障分析

发表时间：2019-06-03T15:43:30.680Z 来源：《电力设备》2018年第36期 作者： 胡贤优 刘耀乾

[导读] 摘要：在电力系统运行中，因受到多种因素的影响，可能发生故障，影响电力供应的安全性和稳定性。

（神华国华广投（柳州）发电有限责任公司 广西鹿寨 545600）

摘要：在电力系统运行中，因受到多种因素的影响，可能发生故障，影响电力供应的安全性和稳定性。本文结合工程实例，对故障事件经过和处理方法及故障事件的发生原因进行了详细的分析。

关键词：220kV电缆；变压器；套管击穿；处理方法；整改防范 1．故障概况

以某电厂为例，于2017年12月3日6时33分55秒至7日11时0分0秒，2号主变出口变压器侧，发生电缆终端套管击穿事件。该故障设备的技术统计如下：①型号：PAT160D型瓷套管户外电缆终端。②技术参数：交流耐压460kV，局放量5pC@190kV，配套电缆规格

1×1200mm2。③生产厂家：吉唯达（上海）电气有限公司。④投产时间：2016年11月。⑤试验记录：在2016年11月1日进行交接检，其中交流耐压1.4Un，60min通过；直流耐压10kV，1min通过，无缺陷记录。 2．故障事件经过和处理方法 2.1 事件经过

2017年12月3日，1号机组正常运行，2号机组启动保养过程中，汽轮机转速为3000r/min，机端电压为20kV，主变高压侧电压为

236kV。06时10分，2号机组起励建压，机端电压维持20kV。6时33分51秒459毫秒，2号发变组保护A/B屏主变差动保护、发电机误上电保护、发电机复压记忆过流保护相继动作，发变组全停，联跳220kV母联开关。6时36分，就地检查发现2号主变C相出口变压器侧，电缆终端套管顶部漏油；发变组保护A/B屏主变差动保护BC相动作，最大动作电流为8.7A。6时50分，就地检查2号发电机、主变、高厂变、封闭母线、主变高压侧A/B相电缆及GIS 2号主变间隔等，未发现异常。 2.2 保护动作分析

12月3日凌晨6时10分，2号机组起励建压；6时33分51秒，2号主变C相出口变压器侧电缆终端套管击穿造成接地短路。此时2号发变组保护A/B屏主变差动保护、发电机误上电保护、发电机复压记忆过流保护动作，发变组全停，联跳220kV母联开关。

第一，主变差动保护动作。发电机机端B、C相电流最大8.7A，主变高压侧电流为0（主变出口断路器未合），Iq=2.02A，Kz=0.5，Ig=4.04A，In=4.04A，制动电流Iz大于拐点Ig，可以算出斜率Kz为1.43，在动作区内，保护正确动作。

第二，发电机误上电保护动作。本次故障是发电机已起励建压，灭磁开关合位，在第二阶段。在阻抗复平面上，阻抗判据动作特性为阻抗圆，ZF为5.02Ω，ZB为0.5Ω，保护装置内部计算阻抗为RBC=-0.7295Ω，XBC=-3.5886Ω，阻抗在动作区内，保护正确动作。

第三，发电机复压记忆过流保护动作。发电机为自并励方式时，装置过流元件有电流记忆功能。当任一相电流＞过电流定值，记忆t0时限（4.5秒），同时低电压或负序电压满足条件，无PT断线的情况下经t1时限（3.9秒）跳母联，经t2时限（4.5秒）全停。本次故障B、C相电流大于过电流定值6.26A，逻辑条件均满足，保护正确动作。

图1：电缆终端顶部端盖损坏 图2：应力锥内部电缆主绝缘击穿 2.3 故障处理

12月3日，故障发生后组织开展故障分析会，维持设备现状，并联系生产厂家和技术人员。待厂家和技术人员到场后，开展第二次故障分析会，确定故障处置方案。

4日，对2号主变C相出口变压器侧电缆终端套管进行检查，拆除顶部罩帽后，发现上端密封盖板开裂（见图1），初步判断为电缆终端内部短路故障。抽出内部残留绝缘油并吊除瓷绝缘套管后，在应力锥内部距离锥顶约100mm的位置发现故障击穿点（见图2）。

5日，安装技术人员、维修材料和设备到场，截除C相故障段电缆，对剩余电缆进行提升，对电缆尾段进行加热。然后对2号发变组的保护装置进行校验、故障模拟，分析故障波形图、模拟校验结果，显示事件发生过程中保护装置均正确动作。

6日，安装人员重新制作C相电缆终端，且整个作业过程有监理人员监督。下午进行注油、密封端盖，静置观察8小时。

7日，对2号主变C相电缆、终端开展交流耐压试验，对电缆外护套开展直流耐压试验，结果均显示合格（测试数据见下表1）。然后恢复主变本体、出口电缆终端的引线，发变组绝缘测试显示结果合格。整个抢修工作完成，2号机组恢复备用。

表1：耐压前后的绝缘测试结果（单位：GΩ）

2.4 扩大检查

12月4日，对2号主变A相、B相电缆回路扩大检查，看运行状况是否良好。次日经交流耐压试验、直流耐压试验后，结果显示合格。6

日检查A相电缆终端顶部的端盖，检查B相电缆终端取油样，并更换顶部端盖的密封圈。本次故障发生后，为了评估对主变造成的影响，开展以下工作：①检查变压油色谱在线检测数据，结果显示和故障前一致，排除损害；②对2号主变本体的绝缘油进行取样检验，结果显示各项指标处于合格范围内，且与故障前的数据基本一致，排除损害；③对2号主变开展直流电阻、绝缘电阻、低电压阻抗、频率响应试验，结果显示和交接试验数据相近，排除损害。 3.故障事件的原因分析

从直接原因来看，是电缆终端应力锥内部绝缘击穿放电。从间接原因来看，是主变C相变压器侧电缆终端安装质量差，导致应力锥内径、电缆外径表面上出现杂质或划痕，降低了局部绝缘强度，最终发生击穿单相接地短路。其中，发生故障的电缆段和终端油样，由生产厂家带回检测，认为故障最大可能原因是施工过程中对环境、清洁工作控制不到位，在应力锥和电缆间关键界面上引入杂质或者在安装过程中对电缆表面局部区域打磨不符合规范。 4.结语

文中以主变出口变压器侧电缆终端套管击穿事件为例，介绍了事件发生经过、处理方法，分析了原因和整改防范措施。对此，一方面要加强终端安装质量管理，在关键点留下影像资料；另一方面采用红外测温法，定期检查终端元件和运行参数，做好维护保养工作。 参考文献：

[1] 马晓东.220kV电力电缆线路的维护及故障检测技术分析[J].建筑工程技术与设计，2018，（16）：271. [2] 冯志愿.浅析220kV电力电缆线路的施工与维护[J].建筑工程技术与设计，2018，（14）：3774.