110 kV 线路故障造成220 kV 变压器跳闸的事故分析

（国网山东省电力公司菏泽供电公司，山东 菏泽 274000）

0 引言

变压器运行年限较长时，最初设计参数已不能满足当前供电方式下的最大短路容量要求［1］，其所供下级线路出口发生永久性短路故障将增大变压器故障跳闸的概率，造成大面积停电事故和变电站单台变压器长期运行的风险［2-3］，给电网调度运行工作带来很大压力。

通过分析一起110 kV 线路故障造成220 kV 变压器跳闸事故，对变压器的设计要求、运行方式安排、事故处置措施以及变压器周期性检修增加短路容量测试等提出指导性建议。

1 事故描述

1.1 事故前运行方式

某220 kV 变电站1 号主变压器与2 号主变压器220 kV 侧并列运行，110 kV 侧、35 kV 侧分列运行；110 kV 用户Ⅱ线接于110 kV 1 号母线。该变电站配置110 kV 母联开关、35 kV 分段备自投装置；变电站1 号主变压器于2006 年12 月投运，型号为SFSZ-180000／220，2011 年3 月，因低压侧绕组使用小垫块结构返厂维修，进行抗短路改造；2020 年2 月10 日，天气阴，气温4～16 ℃，北风1～2 级。该220 kV变电站一次接线如图1 所示。

图1 某220 kV 变电站

1.2 事故经过

2 月10 日18∶25，该220 kV 变电站110 kV 用户Ⅱ线（用户专线、充电备用）保护动作跳闸，约100 ms后1 号主变压器差动保护、本体重瓦斯保护动作，三侧开关跳闸；110 kV 1 号母线、35 kVⅠ段母线停电。约4 s 后，110 kV 母联开关、35 kV 分段备用电源自动投切装置动作，2 号主变压器接带变电站全站负荷。该过程中，备用电源自动投切装置均正确动作，未造成负荷损失。

2 事故判断及分析

2.1 保护动作情况

现场调取保护装置信息进行分析，保护动作时序如表1 所示，故障录波器记录波形如图2—图5所示。由于现场保护装置、故障录波系统未统一对时，提取录波数据均以变压器故障录波时钟为基准。

由保护动作时序表与故障录波可知，18∶25∶00 110 kV 用户Ⅱ线零序Ⅰ段保护跳闸，故障电流6 056 A，C 相故障，110 kV 1 号母线无压（因上级1 号主变几乎同一时刻保护跳闸导致线路所在110 kV 1 号母线停电），重合闸未动作，在1 号主变压器跳闸5 s 后，110 kV 母联开关备用电源自动投切装置动作，合上110 kV 母联110 开关恢复110 kV 1 号母线所供负荷，此时，110 kV 用户Ⅱ线开关重合闸装置检测到110 kV 1 号母线有压，重合闸动作合上该线路开关，因线路故障未消除，110 kV 用户Ⅱ线后加速保护跳闸；18∶25∶00 1 号主变压器三侧差动保护跳闸，110 kV 1 号母线、35 kVⅠ段母线停电，1 s 后1 号主变压器本体重瓦斯保护动作；4 s 后35 kV 分段备用电源自动投切装置动作，35 kV 母线分段300 开关闭合，恢复35 kVⅠ段母线所供负荷；110 kV 母联备用电源自动投切装置动作，110 kV 母联110 开关闭合，恢复110 kV 1 号母线所供负荷。综上所述，110 kV 用户Ⅱ线、1 号主变压器相继故障跳闸，其配置保护、备自投、重合闸动作行为正确，符合动作逻辑。

2.2 站内一次设备检查情况

查阅1 号主变压器试验记录，最近一次试验日期为2019 年10 月31 日，油色谱分析、变压器直流电阻、变比等试验结果均合格。

现场检查，1 号主变压器外观无异常，根据《国家电网公司变电检测管理规定（试行）》（以下简称“规定”）要求，乙炔应不大于5 μL／L，氢气、总烃应不大于150 μL／L，对1 号主变压器开展变压器本体油和瓦斯气体色谱分析试验［4-6］，试验数据如表2 所示。

表1 保护动作时序表

图2 用户Ⅱ线第1 次跳闸时刻录波界面

图3 1 号主变压器跳闸时刻录波界面

图4 1 号变压器本体重瓦斯保护动作时刻录波界面

图5 用户Ⅱ线重合闸时刻录波界面

从表2 中可以看出，1 号主变压器中部乙炔体积分数达到35.68 μL／L，超过注意值，下部乙炔为428.06μL／L、氢气为362.34 μL／L、总烃为840.08 μL／L，均超出注意值，且内部含有大量的一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷等气体，油色谱分析不合格，证实1 号变压器内部存在放电，初步推断放电部位位于1 号主变压器本体下部。

根据规定要求，容量100 MVA 以上或电压等级220 kV 以上的变压器三相之间的最大相间误差不应大于2%。对1 号主变压器进行直流电阻测试，测试结果如表3 所示。高、低压侧相间误差满足规定要求，而中压侧C 相直流电阻偏大（A 相为77.54 mΩ，B 相为77.58 mΩ，C 相为89.06 mΩ），中压侧相间误差为14.1%，远高于规定要求的不超过2%，初步怀疑中压侧C 相绕组存在损伤。

根据DL／T 911—2004《电力变压器绕组变形的频率响应分析法》 对1 号主变压器绕组进行变形试验［7-9］，试验结果如图6 与表4—表6 所示。表4 中，R21、R31、R32分别为低压侧ab 绕组、bc 绕组压频比特性曲线间相关系数，ca 绕组、ab 绕组压频比特性曲线间相关系数与ca 绕组、bc 绕组压频比特性曲线间相关系数；表5 中，R′21、R′31、R′32分别为中压侧A 相、B 相绕组压频比特性曲线间相关系数，C 相、A 相绕组压频比特性曲线间相关系数与C 相、B 相绕组压频比特性曲线间相关系数；表6 中，R″21、R″31、R″32分别为高压侧A 相、B 相绕组压频比特性曲线间相关系数，C 相、A 相绕组压频比特性曲线间相关系数与C相、B 相绕组压频比特性曲线间相关系数。

变压器为Y／Y／△接线，高压侧C 相严重变形，中压侧C 相明显变形，低压侧B、C 相明显变形，其他绕组正常，说明C 相绕组存在变形。

表2 1 号主变压器本体油色谱分析 μL／L

表3 1 号主变压器直流电阻测试结果

图6 1 号主变压器频率响应特征曲线

表4 1 号主变压器低压绕组相关系数分析结果

表5 1 号主变压器中压绕组相关系数分析结果

表6 1 号主变压器高压绕组相关系数分析结果

根据DL／T 1093—2018《电力变压器绕组变形的低电压电抗法检测判断导则》 对1 号主变压器中压侧绕组进行短路阻抗测试，试验参数如表7 所示，试验结果如表8 所示。

表7 短路阻抗测试试验参数

表8 短路阻抗测试试验结果（中对地）

由表8 可知，中压侧绕组相间短路电压百分比最大相对误差为9.673%，远大于DL/T 1093—2018《电力变压器绕组变形的低电压电抗法检测判断导则》 要求的相间短路电压百分比最大相对误差不大于2%，C 相短路阻抗偏小，说明C 相阻抗异常。

表9 绕组各分接位置变比试验

根据《国家电网公司变电检测管理规定（试行）》要求，对1 号主变压器进行变比试验，试验结果如表9 所示。由表9 可知：在故障挡位2 挡下进行测量，高压绕组对低压绕组变比误差严重超标（规定要求不超过±1.0%）；中压绕组对低压绕组变比误差在合格范围内，说明高压绕组不合格，存在明显变形。

2.3 原因分析

根据现场设备检查、故障录波、试验数据分析，故障时，110 kV 线路短路一次故障电流6 056 A，在线路发生故障后，1 号主变压器在短路电流的冲击作用下，绕组产生电动力，并使绕组发热在电动力和发热的共同作用下，变压器内温度升高，使C 相绕组发生变形，变压器开始有故障电流（变压器差动保护动作时，220 kV 侧一次电流约为300 A），并进一步发展为内部电弧放电。电弧放电造成C 相中压绕组损伤，加速了绝缘油的分解，使本体重瓦斯稍微滞后差动保护1 s 动作，说明变压器中压侧绕组承受抗短路电流冲击的能力不足。

据悉该变压器所供110 kV 系统一年内短路跳闸8 次，考虑短路电流对变压器绕组进行多次冲击，导致变压器中压侧抗短路能力大幅下降，也是造成此次变压器跳闸的重要因素。

3 建议措施

运行方式方面。变压器中、低压侧抗短路能力不足时，应及时将频繁故障跳闸线路调至满足抗短路能力的变压器运行。

线路强送方面。在变压器所供110 kV 系统跳闸后，着重加强变压器故障录波的检查，判断变压器本身是否产生轻微故障电流用以观察变压器绕组是否受损，调控员对故障线路强送时，应酌情考虑，防止事故扩大。

变压器检修方面。当变压器不满足电力系统抗短路要求时，应进行耐受故障电流强度及次数检测，根据中、低压侧故障跳闸次数和电流大小及时安排变压器检修或更换。

规划设计方面。在变电站设计阶段适当超前考虑变压器抗短路能力，留有裕度。

4 结语

通过对一起110 kV 线路故障造成220 kV 变压器跳闸的事故进行详细分析，变压器中、低压侧线路短路对变压器冲击大，很大程度上降低了变压器中、低压侧抗短路能力。因电网规模不断增大，系统短路容量相应增大，提高变压器中、低压侧抗短路能力水平，加强防范措施对电网安全运行具有重大意义。