基于軟導(dǎo)線相間距離檢驗(yàn)的主變壓器跳閘原因分析

趙 聰李松原李 楠張 弛李 琳

(1.國網(wǎng)天津市電力公司電力科學(xué)研究院,天津 300384;2.天津市電力物聯(lián)網(wǎng)企業(yè)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,天津 300384)

隨著電力系統(tǒng)規(guī)模的不斷擴(kuò)大,主變壓器容量不斷增大,近20年電力系統(tǒng)短路電流水平不斷提升[1-5]。老舊變電站內(nèi)設(shè)備架構(gòu)、連接導(dǎo)線等設(shè)施的設(shè)計尺寸、距離已無法滿足運(yùn)行要求,在電力系統(tǒng)遭受大風(fēng)、舞動或短路沖擊時易發(fā)生短路故障,嚴(yán)重影響電網(wǎng)的安全運(yùn)行[68]。

針對一起220 k V 主變壓器跳閘故障開展原因分析,根據(jù)故障錄波數(shù)據(jù)記錄的主變壓器高中低三側(cè)電壓、電流的幅值、相位以及保護(hù)動作情況分析,同時結(jié)合現(xiàn)場檢查判斷故障點(diǎn)為主變壓器35 k V 軟導(dǎo)線[913]。通過對短路軟導(dǎo)線開展相間距離校驗(yàn)計算,對比設(shè)計值和實(shí)測值發(fā)現(xiàn)軟導(dǎo)線弧垂及相間距離均不滿足運(yùn)行要求,是造成本次故障的根本原因[14-15],為避免同類故障再次發(fā)生提出了相應(yīng)的反事故措施[16-19]。

1 故障前基本情況

此次故障變電站安裝有2臺220 k V 主變壓器。2臺主變壓器220 k V、110 k V 及35 k V 三側(cè)母線均采用雙母線接線方式,主變壓器220 k V 及110 k V 側(cè)中性點(diǎn)采用間隙接地,35 k V 側(cè)中性點(diǎn)采用消弧線圈接地。其中故障變壓器為2號主變壓器,型號為SFSZ-180000/220,額定容量180 MVA,冷卻方式為自然油循環(huán)風(fēng)冷(ONAF),2007年1月出廠,2007年5月投運(yùn)。故障前,變電站220 k V、110 k V 母線的2245、145分段開關(guān)處于合閘狀態(tài),35 k V 母線345分段開關(guān)處于分閘狀態(tài),2 號主變壓器由35 k V 302 受總開關(guān)帶35 k V-5母線運(yùn)行。

2 故障檢查與分析

2.1 故障錄波分析

通過查看故障錄波及保護(hù)動作信息,可知2020年4月8日13時05分39秒,35 k V-5母線電壓異常,W 相電壓升高,U、V 相電壓降低,幅值及相位相同。2號主變壓器高中低三側(cè)U、V 相均出現(xiàn)故障電流。其中,流經(jīng)2202受總開關(guān)故障電流為0.88 k A,流經(jīng)102受總開關(guān)故障電流為1.1 k A,流經(jīng)302受總開關(guān)故障電流為11 k A。623 ms時,319線路過流II段動作,690 ms時,35 k V-5母線三相電壓、電流恢復(fù)正常,因此判斷為319線路發(fā)生U、V 相間短路,故障點(diǎn)在主變壓器保護(hù)范圍之外。

1 485 ms時,35 k V-5母線電壓再次異常,W相電壓升高,U、V 相電壓降低,幅值及相位相同。同時,2號主變壓器2202、102受總開關(guān)U、V 相再次出現(xiàn)故障電流。其中,流經(jīng)2202受總開關(guān)電流為0.86 k A,流經(jīng)102受總開關(guān)電流為1.37 k A,但是流經(jīng)302 受總開關(guān)電流顯示正常。1 518 ms時,2號主變壓器差動保護(hù)動作,主變壓器三側(cè)開關(guān)跳閘,35 k V-5母線失電。因此判斷2號主變壓器35 k V 低壓側(cè)發(fā)生U、V 相間短路,故障點(diǎn)在主變壓器保護(hù)范圍之內(nèi)。

2.2 現(xiàn)場檢查情況

現(xiàn)場檢查2號主變壓器、本體無異常,瓦斯及集氣盒內(nèi)無氣體,輕重瓦斯均無動作。

檢查2202、102、302受總開關(guān)間隔內(nèi),斷路器本體、隔離開關(guān)、CT、連接鋁排、穿墻套管等設(shè)備均無放電痕跡,35 k V 開關(guān)樓內(nèi)無異味。

檢查2號主變壓器35 k V 出線套管至35 k V母線橋均無放電痕跡,母線橋?qū)щ娕艧峥s包裹無破損燒蝕痕跡,支撐瓷瓶無放電痕跡。

檢查2號主變壓器35 k V 母線橋與35 k V 開關(guān)樓穿墻套管間引線(雙分裂軟導(dǎo)線),在距開關(guān)樓第3檔U、V 相導(dǎo)線表面有明顯放電痕跡,W 相導(dǎo)線無放電痕跡,如圖1 所示。判斷此處為第2次相間短路故障點(diǎn)。

圖1 軟導(dǎo)線相間短路故障點(diǎn)

2.3 故障過程分析

根據(jù)故障錄波和保護(hù)動作信息可知,本次故障總計發(fā)生2次短路。

第1次,13時05分39秒,319出線發(fā)生U、V相間短路,過流保護(hù)二段動作,跳開319開關(guān),電壓、電流恢復(fù)正常。因故障點(diǎn)在主變壓器差動保護(hù)范圍之外,主變壓器保護(hù)不動作。

第2 次,13 時05 分40 秒,2 號 主 變 壓 器35 k V 側(cè)發(fā)生U、V 相間短路,因故障點(diǎn)在主變壓器差動保護(hù)范圍之內(nèi),差動電流滿足動作要求,主變壓器差動保護(hù)動作,三側(cè)開關(guān)跳閘。

由于2次故障均為U、V 相間短路,并且2次相間短路時間間隔約為895 ms。因此推斷2次相間短路存在聯(lián)系。即在第一次319線路發(fā)生相間短路時,35 k V軟導(dǎo)線在故障電流電動力作用下發(fā)生搖擺,侵犯安全距離,從而引發(fā)第二次相間短路。

3 軟導(dǎo)線相間距離校驗(yàn)

為進(jìn)一步明確第2次相間短路原因,根據(jù)《電力工程設(shè)計手冊:火力發(fā)電廠電氣一次設(shè)計》開展軟導(dǎo)線相間距離校驗(yàn)。

3.1 相間距離校驗(yàn)原理

考慮本次故障軟導(dǎo)線采用門型架結(jié)構(gòu),相間距離校驗(yàn)原理如圖2所示。D2為最小安全距離,A2為不同相帶電部分之間的最小電氣距離,f1為絕緣子串弧垂,f2為導(dǎo)線弧垂,a1為絕緣子串風(fēng)偏角,a2為導(dǎo)線風(fēng)偏角。

圖2 門型架軟導(dǎo)線相間距離校驗(yàn)原理

f1及f2的計算公式為:

式中:f為絕緣子和導(dǎo)線的總弧垂;l為跨距水平投影長度;l1為跨距內(nèi)導(dǎo)線水平投影長度;Qi為各種狀態(tài)時絕緣子串單位長度質(zhì)量;qi為各種狀態(tài)時的導(dǎo)線單位長度質(zhì)量。

a1及a2的計算公式為:

式中:Q4為絕緣子串承受的風(fēng)壓;q4為導(dǎo)線單位長度所承受的風(fēng)壓;Q1為絕緣子串的質(zhì)量;q1為導(dǎo)線單位長度的質(zhì)量。

校驗(yàn)實(shí)際相間距離是否能夠完全滿足軟導(dǎo)線在各種不同狀態(tài)下的最小安全距離D2要求。

(1)在大氣過電壓、風(fēng)偏條件下,D′2為:

(2)在內(nèi)部過電壓、風(fēng)偏條件下,D″2為:

(3)在最大工作電壓、短路搖擺、風(fēng)偏條件下,D?2為:

式中:D′2、D″2、D?2分別為大氣過電壓、內(nèi)部過電壓、最大工作電壓所要求的的最小相間距離;A′2、A″2、A?2分別為各種狀態(tài)下不同相帶電部分之間的最小電氣距離;f′1、f″1、f?1對應(yīng)各種狀態(tài)時絕緣子串弧垂;f′2、f″2、f?2對應(yīng)各種狀態(tài)時導(dǎo)線弧垂;a′1、a″1、a?1對應(yīng)各種狀態(tài)時絕緣子串的風(fēng)偏搖擺角;a′2、a″2、a?2對 應(yīng) 各 種 狀 態(tài) 時 絕 緣 子 串 的 風(fēng) 偏 搖 擺角;d為導(dǎo)線分裂間距;r為導(dǎo)線半徑。

3.2 相間距離校驗(yàn)結(jié)果

針對校驗(yàn)所需的各項(xiàng)參數(shù),文中分別選取設(shè)計值和現(xiàn)場測試值。具體參數(shù)信息詳見表1。其中軟導(dǎo)線弧垂實(shí)測值1.3 m,遠(yuǎn)大于設(shè)計值0.7 m。

表1 軟導(dǎo)線相間距離校驗(yàn)參數(shù)

將校驗(yàn)所需的各項(xiàng)參數(shù)代入上述計算公式,在3種不同情況開展校驗(yàn)計算。分別為:設(shè)計值下發(fā)生三相短路、設(shè)計值下發(fā)生兩相短路、實(shí)測值下發(fā)生兩相短路。計算結(jié)果詳見表2。

表2 軟導(dǎo)線相間距離校驗(yàn)結(jié)果 m

對比情況2和情況3可知,當(dāng)軟導(dǎo)線弧垂?jié)M足設(shè)計值0.7 m 時,針對本次兩相短路故障進(jìn)行相間距離校驗(yàn),結(jié)論為合格,即線路發(fā)生兩相短路時不應(yīng)造成軟導(dǎo)線短路;當(dāng)軟導(dǎo)線弧垂不滿足設(shè)計值,達(dá)到1.3 m 時,針對本次兩相短路故障進(jìn)行相間距離校驗(yàn),結(jié)論為不合格,即線路發(fā)生兩相短路時容易造成軟導(dǎo)線短路。

對比情況1和情況2可知,根據(jù)現(xiàn)有設(shè)計值,針對系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障進(jìn)行相間距離校驗(yàn),結(jié)論為不合格,即線路發(fā)生三相短路時容易造成軟導(dǎo)線短路。

4 故障原因分析及治理措施

4.1 原因分析

根據(jù)軟導(dǎo)線相間距離校驗(yàn)結(jié)果可知,在軟導(dǎo)線實(shí)測弧垂為1.3 m 的情況下,現(xiàn)有相間距離1.3m 已不滿足設(shè)計規(guī)程要求,即外部線路發(fā)生兩相短路故障時,存在軟導(dǎo)線發(fā)生短路可能。同時根據(jù)現(xiàn)場檢查,排除異物等其他原因。因此判斷本次故障原因?yàn)?由于35 k V 軟導(dǎo)線弧垂及相間距離均不滿足設(shè)計要求,外部線路發(fā)生兩相短路時,軟導(dǎo)線在電動力作用下發(fā)生搖擺,侵犯安全距離,造成相間短路。由于故障點(diǎn)在主變壓器保護(hù)范圍內(nèi),因而導(dǎo)致2 號主變壓器保護(hù)動作,三側(cè)開關(guān)跳閘。

4.2 治理措施

鑒于本次故障原因?yàn)檐泴?dǎo)線弧垂及相間距離不滿足要求,因此文中提出針對性治理措施如下。

(1)運(yùn)行年限超過20年老舊變電站應(yīng)開展全面排查,針對軟導(dǎo)線弧垂、相間距離、檔距等關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行現(xiàn)場實(shí)測,并根據(jù)測試結(jié)果開展相間距離校驗(yàn);

(2)針對弧垂、相間距離不滿足要求的軟導(dǎo)線,具備條件的應(yīng)委托設(shè)計單位重新設(shè)計建設(shè)方案,對軟導(dǎo)線及架構(gòu)進(jìn)行全面改造。

(3)不具備改造條件的,可采取加裝耐張絕緣子或絕緣外護(hù)套等措施,以提高軟導(dǎo)線絕緣水平。

(4)對于其他在運(yùn)變電站軟導(dǎo)線,應(yīng)定期采用不停電方法開展弧垂測試,若弧垂不滿足設(shè)計要求,應(yīng)及時停電并重新安裝,避免故障發(fā)生。

5 結(jié)論

針對故障變電站35 k V 軟導(dǎo)線進(jìn)行停電檢修,調(diào)整軟導(dǎo)線弧垂并加裝絕緣外護(hù)套以提高軟導(dǎo)線絕緣水平,截止目前該變電站未發(fā)生同類原因造成主變壓器跳閘事故。后期計劃結(jié)合變電站整體改造,根據(jù)主變壓器設(shè)計容量,重新設(shè)計并校驗(yàn)35k V 軟導(dǎo)線弧垂、相間距離,以滿足設(shè)計規(guī)程要求,保設(shè)備安全穩(wěn)定運(yùn)行。