110kV 某變電站#2 主變內(nèi)部故障原因分析

王 凱

（青海西寧供電公司，青海西寧）

在電力系統(tǒng)中，變電站是起著關(guān)鍵作用的設(shè)備之一。然而，即使是最可靠的變電站也可能會遭遇故障。為了更好地了解故障原因，必須進(jìn)行詳細(xì)分析。

1 主變故障經(jīng)過

某變35kV 某物線及#2 主變故障主要分為三個(gè)階段，2020 年02 月13 日16 時(shí)西供地調(diào)監(jiān)控后臺告警，某變35kVII 母B 相電壓幅值越事故下線，A、C 相電壓幅值越事故上線。2020 年02 月13 日17 時(shí)，35kV 莫物線#58 斷路器發(fā)生AB 兩相短路故障，35kV某物線保護(hù)裝置啟動。17 時(shí)07 分#2 主變工頻變化量差動動作，#2 主變比率差動動作，后主變?nèi)齻?cè)斷路器依次跳閘，#2 主變本體重瓦斯動作。隨后，35kV 分段#50 斷路器合閘，35kVII 母帶電。17 時(shí)07 分48 秒線路再次發(fā)生故障，過流II 段動作，7 時(shí)07 分48 秒#58斷路器分閘，故障電流20.33 A。通知輸電專業(yè)人員檢查線路，13 日18 時(shí)30 分，發(fā)現(xiàn)35kV 某物線（線路總長5.07 km，共39 級桿塔）#18 號桿塔（距某變2.34 km）上懸掛彩鋼板，B 相小號側(cè)橫擔(dān)、B 相小號側(cè)導(dǎo)線及B 相懸掛彩鋼板均有放電痕跡。17 時(shí)07 分42 秒，35kV 分段#50 斷路器合閘，35kVII 母帶電。17 時(shí)07分48 秒線路再次發(fā)生故障，過流II 段動作，7 時(shí)07分48 秒#58 斷路器分閘，故障電流20.33 A。通知輸電專業(yè)人員檢查線路，13 日18 時(shí)30 分，發(fā)現(xiàn)35kV某物線（線路總長5.07 km，共39 級桿塔）#18 號桿塔（距某變2.34 km）上懸掛彩鋼板，B 相小號側(cè)橫擔(dān)、B相小號側(cè)導(dǎo)線及B 相懸掛彩鋼板均有放電痕跡。

2 現(xiàn)場檢查

2.1 #18 號桿塔檢查情況

懸掛彩鋼板長2.07 m，寬0.97 m，對角線長度2.29 m，35kV 線路桿塔相間距離一般為3.25 m，懸掛在B 相上的彩鋼板無法對A、C 相放電，同時(shí)檢查#18桿塔A、C 相無放電痕跡，僅B 相小號側(cè)橫擔(dān)、B 相小號側(cè)導(dǎo)線有放電痕跡，彩鋼板與橫擔(dān)、B 相導(dǎo)線接觸處均有放電痕跡。

2.2 站內(nèi)現(xiàn)場檢查

檢查站內(nèi)35kV 某物線斷路器間隔，間隔內(nèi)設(shè)備無放電痕跡均正常，避雷器計(jì)數(shù)器未動作。檢查#2 主變本體，35kV 側(cè)A 相套管接線樁頭有輕微滲漏油現(xiàn)象，本體壓力釋放閥未動作，瓦斯繼電器內(nèi)頂部無明顯氣體，油溫?zé)o明顯升高情況。檢查#2 主變?nèi)齻?cè)避雷器無異常，計(jì)數(shù)器未動作。對站內(nèi)其他所有相關(guān)一次設(shè)備、懸瓶、引流線、構(gòu)架等外觀進(jìn)行全面檢查，無放電痕跡，未發(fā)現(xiàn)異常。對某110kV 變電站#2 變壓器進(jìn)行了絕緣油試驗(yàn)分析、直流電阻測試、本體介質(zhì)損耗因數(shù)及電容量測試、絕緣電阻測試、變比測試、繞組變形測試、低電壓短路阻抗測試[1]。

2.2.1 絕緣油試驗(yàn)

2020 年02 月13 日20 時(shí)對#2 主變本體絕緣油進(jìn)行油耐壓及油色譜分析試驗(yàn)。將故障后各特征氣體含量與故障前特征氣體含量進(jìn)行比較，利用三比值及特征氣體法進(jìn)行分析，如表1 所示。

表1 特征氣體含量比較分析

判斷故障類型為電弧放電，可能存在線圈匝間、層間放電，相間閃絡(luò)，分接引線間油隙閃絡(luò)，引線對箱殼或其他接地體放電[2]。根據(jù)特征氣體增量統(tǒng)計(jì)，產(chǎn)生了大量的氫氣（H2）和乙炔（C2H2）以及相對數(shù)量的乙烯（C2H4）和甲烷（CH4），高階不飽和烴明顯多于低階飽和烴，說明產(chǎn)生了高能量放電，同時(shí)發(fā)現(xiàn)一氧化碳（CO）增量明顯，考慮主變內(nèi)部涉及固體絕緣，油紙可能被炭化，綜合考慮判斷故障類型應(yīng)為油和油紙中高能量電弧放電。

2.2.2 繞組絕緣電阻及介質(zhì)損耗試驗(yàn)

繞組絕緣電阻、電容量及鐵芯絕緣與歷史數(shù)據(jù)比較無明顯變化，介質(zhì)損耗因數(shù)滿足110kV 不大于0.8%，35kV 及以下不大于1.5%的要求，試驗(yàn)數(shù)據(jù)均合格。

2.2.3 繞組直流電阻試驗(yàn)

繞組直流電阻滿足各相繞組電阻相間差別不大于三相平均值的2%，線間差別不大于三相平均值的1%的要求，與上次數(shù)據(jù)比較，滿足同相初值差不超過±2%的要求[3]，數(shù)據(jù)均合格。

2.2.4 變比試驗(yàn)

對#2 主變進(jìn)行變比試驗(yàn)，該主變A 相高/中壓變比與額定變比誤差在2.42%至2.70%之間，均大于1%，C 相高/中壓變比與額定變比誤差在1.24%至1.46%之間，均大于1%；A、B、C 三相高/低壓變比與額定變比誤差均大于1%，且A 相誤差明顯大于B、C相，初步判斷A 相繞組存在明顯異常。

2.2.5 頻響法繞組變形試驗(yàn)

2.2.5.1 主變高壓側(cè)進(jìn)行頻響法繞組變形試驗(yàn)

對#2 主變高壓側(cè)進(jìn)行頻響法繞組變形試驗(yàn)，試驗(yàn)圖譜如圖1 所示，使用軟件生成相關(guān)系數(shù)表，如表2所示。

表2 高壓側(cè)相關(guān)系數(shù)

圖1 高壓側(cè)頻響法繞組變形圖譜

根據(jù)《國家電網(wǎng)公司變電檢測管理規(guī)定-繞組頻率響應(yīng)分析細(xì)則》繞組變形程度判斷表，0 A 與0 B 在1 至10 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.562 7，為嚴(yán)重變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.728 8，為明顯變形。0 A 與0 C 在1 至10 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.624 8，為明顯變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.716 1，為明顯變形[4]。

2.2.5.2 主變中壓側(cè)頻響法繞組變形試驗(yàn)

中壓側(cè)頻響法繞組變形測試圖譜如圖2 所示，使用軟件生成相關(guān)系數(shù)表，如表3 所示。

表3 中壓側(cè)相關(guān)系數(shù)

圖2 中壓側(cè)頻響法繞組變形圖譜

0 Am 與0 Bm 在1 至10 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.454 2，為嚴(yán)重變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.937 7，為明顯變形。0 Am 與0 Cm 在1 至10 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.475 3，為嚴(yán)重變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.915 9，為明顯變形。

2.2.5.3 主變低壓側(cè)頻響法繞組變形試驗(yàn)

低壓側(cè)頻響法繞組變形測試圖譜如圖3 所示，使用軟件生成相關(guān)系數(shù)表，如表4 所示。

表4 低壓側(cè)相關(guān)系數(shù)

圖3 低壓側(cè)頻響法繞組變形圖譜

a 相繞組與b 相繞組在1 至10 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.269 8，為嚴(yán)重變形，在10 至100 KHz頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.900 2，為明顯變形。a 相繞組與c 相繞組在1 至10 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.287 2，為嚴(yán)重變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內(nèi)相關(guān)系數(shù)為0.925 8，為明顯變形。

通過分析頻響法繞組變形試驗(yàn)數(shù)據(jù)，變壓器高、中、低壓A 相繞組在低頻段（1～100 kHz）幅頻響應(yīng)特性曲線與B、C 兩相存在明顯偏離，根據(jù)《國家電網(wǎng)公司變電檢測管理規(guī)定-繞組頻率響應(yīng)分析細(xì)則》分析，當(dāng)變壓器繞組幅頻響應(yīng)特性曲線在低頻段波峰或波谷位置發(fā)現(xiàn)明顯變化，預(yù)示繞組電感分部發(fā)生改變，可判斷繞組A 相存在匝間。

2.2.6 低電壓短路阻抗試驗(yàn)

對#2 主變進(jìn)行低電壓短路阻抗試驗(yàn)，測試數(shù)據(jù)如表5所示。

表5 低電壓短路阻抗試驗(yàn)

該主變?nèi)嗬@組高壓-中壓、中壓-低壓繞組低電壓短路阻抗測試數(shù)據(jù)均不合格，其中A 相高壓-低壓繞組低電壓短路阻抗初值差為12.24%，嚴(yán)重超標(biāo)，判斷A 相繞組發(fā)生變形。

3 故障原因分析

綜合分析某110kV 變電站#2 主變保護(hù)動作情況以及絕緣油試驗(yàn)、電氣性能試驗(yàn)以及仿真分析結(jié)果，#2 主變故障原因?yàn)椋?/p>

#2 主變遭受故障短路電流沖擊。當(dāng)35kV 某物線發(fā)生相間短路時(shí)，A、B 相短路故障電流穿越到#2 主變，忽略線路阻抗，中壓側(cè)A、B 相故障電流為2 439.6 A（額定電流484.5 A），高壓側(cè)A、B 相故障電流為783.6 A（額定電流157.4 A），約為相應(yīng)繞組額定電流的5 倍。當(dāng)故障由A、B 相相間短路發(fā)展為三相短路時(shí)，仿真結(jié)果表明#2 主變高壓側(cè)、中壓側(cè)三相電流幅值均顯著增加，其中，中壓側(cè)A、B、C 相故障電流分別高達(dá)2.982 kA、2.267 kA、3.029 kA（約為額定電流的6.15 倍、4.70 倍、6.25 倍）；高壓側(cè)A、B、C 相故障電流分別高達(dá)0.996 kA、0.925 kA、1.061 kA（約為額定電流的6.33 倍、5.88 倍、6.74 倍）。根據(jù)線路保護(hù)動作信息可知，#2 主變高壓、中壓繞組承受幅值較高的故障電流持續(xù)約1 255 毫秒，長時(shí)間的故障短路電流造成變壓器縱絕緣破壞[5]。

#2 主變抗短路能力不足。該變壓器1996 年生產(chǎn)，當(dāng)時(shí)的抗短路能力措施不足；1997 年投運(yùn)至今，已運(yùn)行23 年，內(nèi)部絕緣逐漸老化；2001 年因繞組匝間絕緣擊穿故障，進(jìn)行過返廠大修，內(nèi)部絕緣可能受到一定程度損傷。綜合判斷，#2 主變抗短路能力較差。長時(shí)間的故障短路電流作用下，一方面變壓器內(nèi)產(chǎn)生較大電動力，使高壓繞組向外擴(kuò)張、軸向出現(xiàn)振動，低壓繞組向內(nèi)壓縮、軸向出現(xiàn)振動，中壓繞組幅向鼓包、軸向受力變化。根據(jù)故障現(xiàn)象判斷，相較中、低壓繞組，高壓繞組某處絕緣相對薄弱，繞組受力變形，致使高壓繞組匝間絕緣薄弱環(huán)節(jié)遭到破壞，發(fā)生匝間短路放電；絕緣油在高能電弧放電電熱作用下分解產(chǎn)生大量氣體，導(dǎo)致重瓦斯動作。另一方面，故障短路電流導(dǎo)致變壓器繞組溫度迅速升高，加速高壓繞組匝間絕緣破壞、加大匝間短路的可能，導(dǎo)致A 相高、中、低壓繞組均有變形發(fā)生。

4 結(jié)論

通過對110kV 某變電站#2 主變內(nèi)部故障原因的分析，可看出，該故障主要是由絕緣材料老化、過載運(yùn)行和設(shè)備維護(hù)不當(dāng)?shù)纫蛩毓餐瑢?dǎo)致的。為了保障變電站的正常運(yùn)行，需加強(qiáng)維護(hù)和檢修工作，并及時(shí)更換老化的部件，以提高設(shè)備的可靠性和安全性。