110 kV 線路故障造成220 kV 變壓器跳閘的事故分析

（國網(wǎng)山東省電力公司菏澤供電公司，山東 菏澤 274000）

0 引言

變壓器運(yùn)行年限較長(zhǎng)時(shí)，最初設(shè)計(jì)參數(shù)已不能滿足當(dāng)前供電方式下的最大短路容量要求［1］，其所供下級(jí)線路出口發(fā)生永久性短路故障將增大變壓器故障跳閘的概率，造成大面積停電事故和變電站單臺(tái)變壓器長(zhǎng)期運(yùn)行的風(fēng)險(xiǎn)［2-3］，給電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行工作帶來很大壓力。

通過分析一起110 kV 線路故障造成220 kV 變壓器跳閘事故，對(duì)變壓器的設(shè)計(jì)要求、運(yùn)行方式安排、事故處置措施以及變壓器周期性檢修增加短路容量測(cè)試等提出指導(dǎo)性建議。

1 事故描述

1.1 事故前運(yùn)行方式

某220 kV 變電站1 號(hào)主變壓器與2 號(hào)主變壓器220 kV 側(cè)并列運(yùn)行，110 kV 側(cè)、35 kV 側(cè)分列運(yùn)行；110 kV 用戶Ⅱ線接于110 kV 1 號(hào)母線。該變電站配置110 kV 母聯(lián)開關(guān)、35 kV 分段備自投裝置；變電站1 號(hào)主變壓器于2006 年12 月投運(yùn)，型號(hào)為SFSZ-180000／220，2011 年3 月，因低壓側(cè)繞組使用小墊塊結(jié)構(gòu)返廠維修，進(jìn)行抗短路改造；2020 年2 月10 日，天氣陰，氣溫4～16 ℃，北風(fēng)1～2 級(jí)。該220 kV變電站一次接線如圖1 所示。

圖1 某220 kV 變電站

1.2 事故經(jīng)過

2 月10 日18∶25，該220 kV 變電站110 kV 用戶Ⅱ線（用戶專線、充電備用）保護(hù)動(dòng)作跳閘，約100 ms后1 號(hào)主變壓器差動(dòng)保護(hù)、本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作，三側(cè)開關(guān)跳閘；110 kV 1 號(hào)母線、35 kVⅠ段母線停電。約4 s 后，110 kV 母聯(lián)開關(guān)、35 kV 分段備用電源自動(dòng)投切裝置動(dòng)作，2 號(hào)主變壓器接帶變電站全站負(fù)荷。該過程中，備用電源自動(dòng)投切裝置均正確動(dòng)作，未造成負(fù)荷損失。

2 事故判斷及分析

2.1 保護(hù)動(dòng)作情況

現(xiàn)場(chǎng)調(diào)取保護(hù)裝置信息進(jìn)行分析，保護(hù)動(dòng)作時(shí)序如表1 所示，故障錄波器記錄波形如圖2—圖5所示。由于現(xiàn)場(chǎng)保護(hù)裝置、故障錄波系統(tǒng)未統(tǒng)一對(duì)時(shí)，提取錄波數(shù)據(jù)均以變壓器故障錄波時(shí)鐘為基準(zhǔn)。

由保護(hù)動(dòng)作時(shí)序表與故障錄波可知，18∶25∶00 110 kV 用戶Ⅱ線零序Ⅰ段保護(hù)跳閘，故障電流6 056 A，C 相故障，110 kV 1 號(hào)母線無壓（因上級(jí)1 號(hào)主變幾乎同一時(shí)刻保護(hù)跳閘導(dǎo)致線路所在110 kV 1 號(hào)母線停電），重合閘未動(dòng)作，在1 號(hào)主變壓器跳閘5 s 后，110 kV 母聯(lián)開關(guān)備用電源自動(dòng)投切裝置動(dòng)作，合上110 kV 母聯(lián)110 開關(guān)恢復(fù)110 kV 1 號(hào)母線所供負(fù)荷，此時(shí)，110 kV 用戶Ⅱ線開關(guān)重合閘裝置檢測(cè)到110 kV 1 號(hào)母線有壓，重合閘動(dòng)作合上該線路開關(guān)，因線路故障未消除，110 kV 用戶Ⅱ線后加速保護(hù)跳閘；18∶25∶00 1 號(hào)主變壓器三側(cè)差動(dòng)保護(hù)跳閘，110 kV 1 號(hào)母線、35 kVⅠ段母線停電，1 s 后1 號(hào)主變壓器本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作；4 s 后35 kV 分段備用電源自動(dòng)投切裝置動(dòng)作，35 kV 母線分段300 開關(guān)閉合，恢復(fù)35 kVⅠ段母線所供負(fù)荷；110 kV 母聯(lián)備用電源自動(dòng)投切裝置動(dòng)作，110 kV 母聯(lián)110 開關(guān)閉合，恢復(fù)110 kV 1 號(hào)母線所供負(fù)荷。綜上所述，110 kV 用戶Ⅱ線、1 號(hào)主變壓器相繼故障跳閘，其配置保護(hù)、備自投、重合閘動(dòng)作行為正確，符合動(dòng)作邏輯。

2.2 站內(nèi)一次設(shè)備檢查情況

查閱1 號(hào)主變壓器試驗(yàn)記錄，最近一次試驗(yàn)日期為2019 年10 月31 日，油色譜分析、變壓器直流電阻、變比等試驗(yàn)結(jié)果均合格。

現(xiàn)場(chǎng)檢查，1 號(hào)主變壓器外觀無異常，根據(jù)《國家電網(wǎng)公司變電檢測(cè)管理規(guī)定（試行）》（以下簡(jiǎn)稱“規(guī)定”）要求，乙炔應(yīng)不大于5 μL／L，氫氣、總烴應(yīng)不大于150 μL／L，對(duì)1 號(hào)主變壓器開展變壓器本體油和瓦斯氣體色譜分析試驗(yàn)［4-6］，試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表2 所示。

表1 保護(hù)動(dòng)作時(shí)序表

圖2 用戶Ⅱ線第1 次跳閘時(shí)刻錄波界面

圖3 1 號(hào)主變壓器跳閘時(shí)刻錄波界面

圖4 1 號(hào)變壓器本體重瓦斯保護(hù)動(dòng)作時(shí)刻錄波界面

圖5 用戶Ⅱ線重合閘時(shí)刻錄波界面

從表2 中可以看出，1 號(hào)主變壓器中部乙炔體積分?jǐn)?shù)達(dá)到35.68 μL／L，超過注意值，下部乙炔為428.06μL／L、氫氣為362.34 μL／L、總烴為840.08 μL／L，均超出注意值，且內(nèi)部含有大量的一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷等氣體，油色譜分析不合格，證實(shí)1 號(hào)變壓器內(nèi)部存在放電，初步推斷放電部位位于1 號(hào)主變壓器本體下部。

根據(jù)規(guī)定要求，容量100 MVA 以上或電壓等級(jí)220 kV 以上的變壓器三相之間的最大相間誤差不應(yīng)大于2%。對(duì)1 號(hào)主變壓器進(jìn)行直流電阻測(cè)試，測(cè)試結(jié)果如表3 所示。高、低壓側(cè)相間誤差滿足規(guī)定要求，而中壓側(cè)C 相直流電阻偏大（A 相為77.54 mΩ，B 相為77.58 mΩ，C 相為89.06 mΩ），中壓側(cè)相間誤差為14.1%，遠(yuǎn)高于規(guī)定要求的不超過2%，初步懷疑中壓側(cè)C 相繞組存在損傷。

根據(jù)DL／T 911—2004《電力變壓器繞組變形的頻率響應(yīng)分析法》 對(duì)1 號(hào)主變壓器繞組進(jìn)行變形試驗(yàn)［7-9］，試驗(yàn)結(jié)果如圖6 與表4—表6 所示。表4 中，R21、R31、R32分別為低壓側(cè)ab 繞組、bc 繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)，ca 繞組、ab 繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)與ca 繞組、bc 繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)；表5 中，R′21、R′31、R′32分別為中壓側(cè)A 相、B 相繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)，C 相、A 相繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)與C 相、B 相繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)；表6 中，R″21、R″31、R″32分別為高壓側(cè)A 相、B 相繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)，C 相、A 相繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)與C相、B 相繞組壓頻比特性曲線間相關(guān)系數(shù)。

變壓器為Y／Y／△接線，高壓側(cè)C 相嚴(yán)重變形，中壓側(cè)C 相明顯變形，低壓側(cè)B、C 相明顯變形，其他繞組正常，說明C 相繞組存在變形。

表2 1 號(hào)主變壓器本體油色譜分析 μL／L

表3 1 號(hào)主變壓器直流電阻測(cè)試結(jié)果

圖6 1 號(hào)主變壓器頻率響應(yīng)特征曲線

表4 1 號(hào)主變壓器低壓繞組相關(guān)系數(shù)分析結(jié)果

表5 1 號(hào)主變壓器中壓繞組相關(guān)系數(shù)分析結(jié)果

表6 1 號(hào)主變壓器高壓繞組相關(guān)系數(shù)分析結(jié)果

根據(jù)DL／T 1093—2018《電力變壓器繞組變形的低電壓電抗法檢測(cè)判斷導(dǎo)則》 對(duì)1 號(hào)主變壓器中壓側(cè)繞組進(jìn)行短路阻抗測(cè)試，試驗(yàn)參數(shù)如表7 所示，試驗(yàn)結(jié)果如表8 所示。

表7 短路阻抗測(cè)試試驗(yàn)參數(shù)

表8 短路阻抗測(cè)試試驗(yàn)結(jié)果（中對(duì)地）

由表8 可知，中壓側(cè)繞組相間短路電壓百分比最大相對(duì)誤差為9.673%，遠(yuǎn)大于DL/T 1093—2018《電力變壓器繞組變形的低電壓電抗法檢測(cè)判斷導(dǎo)則》 要求的相間短路電壓百分比最大相對(duì)誤差不大于2%，C 相短路阻抗偏小，說明C 相阻抗異常。

表9 繞組各分接位置變比試驗(yàn)

根據(jù)《國家電網(wǎng)公司變電檢測(cè)管理規(guī)定（試行）》要求，對(duì)1 號(hào)主變壓器進(jìn)行變比試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果如表9 所示。由表9 可知：在故障擋位2 擋下進(jìn)行測(cè)量，高壓繞組對(duì)低壓繞組變比誤差嚴(yán)重超標(biāo)（規(guī)定要求不超過±1.0%）；中壓繞組對(duì)低壓繞組變比誤差在合格范圍內(nèi)，說明高壓繞組不合格，存在明顯變形。

2.3 原因分析

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備檢查、故障錄波、試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，故障時(shí)，110 kV 線路短路一次故障電流6 056 A，在線路發(fā)生故障后，1 號(hào)主變壓器在短路電流的沖擊作用下，繞組產(chǎn)生電動(dòng)力，并使繞組發(fā)熱在電動(dòng)力和發(fā)熱的共同作用下，變壓器內(nèi)溫度升高，使C 相繞組發(fā)生變形，變壓器開始有故障電流（變壓器差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作時(shí)，220 kV 側(cè)一次電流約為300 A），并進(jìn)一步發(fā)展為內(nèi)部電弧放電。電弧放電造成C 相中壓繞組損傷，加速了絕緣油的分解，使本體重瓦斯稍微滯后差動(dòng)保護(hù)1 s 動(dòng)作，說明變壓器中壓側(cè)繞組承受抗短路電流沖擊的能力不足。

據(jù)悉該變壓器所供110 kV 系統(tǒng)一年內(nèi)短路跳閘8 次，考慮短路電流對(duì)變壓器繞組進(jìn)行多次沖擊，導(dǎo)致變壓器中壓側(cè)抗短路能力大幅下降，也是造成此次變壓器跳閘的重要因素。

3 建議措施

運(yùn)行方式方面。變壓器中、低壓側(cè)抗短路能力不足時(shí)，應(yīng)及時(shí)將頻繁故障跳閘線路調(diào)至滿足抗短路能力的變壓器運(yùn)行。

線路強(qiáng)送方面。在變壓器所供110 kV 系統(tǒng)跳閘后，著重加強(qiáng)變壓器故障錄波的檢查，判斷變壓器本身是否產(chǎn)生輕微故障電流用以觀察變壓器繞組是否受損，調(diào)控員對(duì)故障線路強(qiáng)送時(shí)，應(yīng)酌情考慮，防止事故擴(kuò)大。

變壓器檢修方面。當(dāng)變壓器不滿足電力系統(tǒng)抗短路要求時(shí)，應(yīng)進(jìn)行耐受故障電流強(qiáng)度及次數(shù)檢測(cè)，根據(jù)中、低壓側(cè)故障跳閘次數(shù)和電流大小及時(shí)安排變壓器檢修或更換。

規(guī)劃設(shè)計(jì)方面。在變電站設(shè)計(jì)階段適當(dāng)超前考慮變壓器抗短路能力，留有裕度。

4 結(jié)語

通過對(duì)一起110 kV 線路故障造成220 kV 變壓器跳閘的事故進(jìn)行詳細(xì)分析，變壓器中、低壓側(cè)線路短路對(duì)變壓器沖擊大，很大程度上降低了變壓器中、低壓側(cè)抗短路能力。因電網(wǎng)規(guī)模不斷增大，系統(tǒng)短路容量相應(yīng)增大，提高變壓器中、低壓側(cè)抗短路能力水平，加強(qiáng)防范措施對(duì)電網(wǎng)安全運(yùn)行具有重大意義。