一起35kV主变短路损坏事故的分析与处理

2021-09-13李红军朱祚恒董秀成古世甫范镇南

内江科技 2021年8期

刘勇李红军朱祚恒董秀成古世甫范镇南

①国网四川省电力公司阿坝供电公司 ②国网四川省电力公司技能培训中心 ③国网四川省电力公司达州供电公司 ④西华大学流体及动力机械教育部重点实验室

针对一起35kV主变的短路损坏事故，结合故障记录、现场勘查与试验资料，准确揭示了故障的发生机理。在此基础上，对此次事故暴露出的运维检修管理问题，进行了剖析，并提出了针对性整改措施。本文的工作对于提升电力变压器的运维检修水平，具有较为直接具体的参考价值。

电力变压器的安全稳定运行水平，不但取决于其设计制造水平，更取决于其运维检修质量。特别是对于电网部门而言，更需要加强电力变压器运维检修人员的相关履职技能及日常管理工作，方能切实保障此类设备的运行安全[1-7]。

本文以某35kV变电站的一次真实的主变短路损坏事故为例，对故障形成机理、相关运维检修及管理措施缺陷，进行了综合分析探讨，并提出了针对性的整改措施。

1 事故经过

1.1 事故前的运行方式

事件发生前，ZML35kV变电站（主接线图见图1）35kV HYMZ线351、RZ线352、35kV站用变309、35kVⅠ母及PT运行，35kVZZ线353热备用，1、2号主变并列运行，10kV LW线951、LK线952、LX线953、10kVⅠ母及PT运行。

图1 事故前的运行接线图

1.2 事故经过及运行处置情况

4月21日16时48分，ZML 35kV变电站2号主变差动保护动作（监控报文见图2），2号主变高压侧302开关跳闸，值班运行人员听到主变场地传来相当尖锐的嗡嗡声，随即到变压器场地查看，发现声音来自1、2号主变本体，同时从两台主变呼吸器处往外冒油，主变油枕油位明显上升。16时49分，值班运行人员手动拉开10kV LX线953、LK线952开关，主变异响仍未消失；16时52分，手动拉开2号主变低压侧902开关后，主变异响消失；16时53分，将1号主变转为热备用，并汇报地调，随即对全站设备检查，发现2号主变高压侧302开关柜出柜处穿墙套管烧毁（短路故障点见图3）。4月22日，值班运行人员对1号主变试送成功，并上报国网A自治州供电公司运检部。

图2 差动保护动作监控报文

图3 短路故障点位置

2 事故原因分析

2.1 现场勘查及试验情况

4月23日，公司检修班到达现场发现1、2号主变油箱壁、呼吸器及其对应的地面上有大量油迹，运行人员反映此油迹为21日故障时从呼吸器喷出所致，同时2号主变瓦斯继电器内集有大量气体。35kV302开关柜穿墙套管已严重烧毁，主变低压侧10kV 901、902开关报控制回路断线（相关现场照片见图4至图6）。

图4 2号主变喷油油迹

图5 2号主变瓦斯继电器集有大量气体

图6 烧毁的套管和烧蚀严重的开关柜

公司检修人员随即对2号主变进行试验（部分试验数据见表1至表7以及图7与图8），并对2号主变302开关柜穿墙套管进行了更换。经试验数据分析，判断2号主变已受到短路电流冲击，内部绕组有变形、绝缘损坏和700 ℃及以上过热迹象，需吊芯做进一步检查和确认。由于短路电流经由1号主变流向2号主变，1号主变同样受短路电流冲击，1号主变内部存在与2号主变相同情况。

表1 主变绕组连同套管介损、电容量、绝缘电阻测试数据

表2 主变绕组绝缘电阻测试数据

表3 主变变比测试数据

表4 变压器油油质简化试验数据

表5 变压器油色谱分析报告

表6 2号主变高压绕组相关系数分析结果

表7 2号主变低压绕组相关系数分析结果

图7 2号主变高压绕组频率响应特征曲线

图8 2号主变低压绕组频率响应特征曲线

2.2 检修处理情况

4月29日，对2号主变实施吊芯检查，发现35kV高压侧A相绕组变形（图9），铁轭和高压侧C相套管处有疑是“水珠”的油滴（图10），用纸擦拭后点燃，发出“噼噼啪啪”声，结合变压器油微水数据（84.45μg/mL），证实确为水珠，同时根据变压器器身油迹和积灰情况初步判断进水点在高压侧C相套管法兰胶垫处。

图9 2号主变高压侧A相绕组变形

图10 吊芯后发现含水“油滴”

同时，二次人员对主变保护装置及10kV902、901开关检查发现，当901、902开关在分位时，保护装置分位指示灯正常；当901、902开关在合位时，保护装置合位指示灯不亮，保护测控装置报“控制回路断线”的信号，检查开关本身操作机构控制回路正常，初步判断为保护装置功能异常，保护动作时不能动作出口跳开关。由于901、902开关的操作板在后备保护测控装置中，主变差动保护、高后备保护、低后备保护动作都不能将低压侧开关跳开。随后，检修人员用线路保护装置替代原2号主变保护装置。

另据现场吊芯检查，绕组及铁芯绝缘恢复正常（2500 MΩ），因此初步排除高、低压绕组及铁芯之间绝缘受损可能，现场试验时绝缘电阻过低的主要原因为油中水分含量太高所致。同时，发现变压器各密封胶垫普遍老化。为查找过热点，将已变形的高压侧A相绕组拆卸后，发现绕组第22层匝间存在短路烧蚀痕迹（图11）。根据以上情况，认为2号主变压器需返厂大修。

图11 2号主变高压侧匝间短路烧蚀痕迹

2.3 事故原因揭示

在此基础上，通过进一步调查分析，认为本次事故主要形成原因在于以下三点。

其一，该变电站35kV高压室房顶长期存在多处漏水点，其中一处漏水位置正对35kV302开关柜穿墙套管上方（图12与图13）。4月21日为大雨天气，雨水漏至302开关柜顶部，而穿墙套管在安装之时即存在裂口（图14），雨水经裂口进入套管内部，引起放电击穿并起弧，最终发展成短路故障，是本次事件的直接原因。

图12 35kV高压室房顶漏水位置示意图

图13 35kV开关柜顶部被漏水锈蚀图示

图14 烧毁的穿墙套管及其表面裂口位置

其二、变电站1、2号主变低压侧901、902开关保护装置故障，保护无法出口，2号主变302开关柜穿墙套管发生短路故障，2号主变差动保护动作902开关未分闸，是本次事件的主要原因。

其三、事故发生前该35kV变电站1、2号主变高低压侧并列运行，故障发生后，当值运行人员先后拉开10kV LX线953、LK线952开关后再手动拉开2号主变低压侧902开关，事故处置不当延误了故障隔离时间，致使短路时间持续4分钟，故障电流持续对1、2号主变冲击，造成主变喷油、内部绕组变形，是本次事件的重要原因。

3 事故暴露出的问题分析

运检管理部门基于此次故障，针对其暴露出的运维检修管理问题，进行了深入分析，认为此次事故之所以发生，其主要问题在于以下四方面的工作没有做好。

其一，是隐患排查治理不到位。该变电站35kV高压室顶部存在漏水隐患，此前已经由该站运行人员向自治州供电公司进行了汇报，但长期未得到处理，致使该隐患引发设备事件。

其二，是验收工作不到位。该变电站的验收工作存在死角和盲区，未能及时发现其2号主变302开关柜穿墙套管安装时存在裂口的问题，导致雨水经裂口进入套管内部引起放电击穿并起弧，最终发展成严重短路故障。

其三，是该变电站运行管理亟待加强。主要体现在以下四个方面：一是运行人员未按规定开展特巡。当值运行人员明知35kV开关室漏水，却未在下雨的特殊天气下开展巡视检查，也没有及时采取主动停电避险措施，造成事故。二是不按规定开展运行日常工作。运行日志缺“两票三制”等运行信息记录；缺陷记录亦不完整，901，902开关保护装置合位指示灯不亮、保护测控装置报“控制回路断线”等重大缺陷居然未上缺陷记录；未按规定定期组织开展事故预想、反事故演习等工作。三是运行人员事故处置能力欠缺。故障发生后，当值运行人员拉开10kV LX线953、LK线952开关后，再手动拉开2号主变低压侧902开关，事故处置不当，延误了故障隔离时间，反应出运行人员故障判断、处置能力欠缺。

其四，是检修管理不到位。主要体现在以下两个方面：一是按照公司设备运维有关规定，35kV变电站设备运行检修工作均由各县公司负责，自该35kV变电站建成投运以来，其所属县公司居然未对该站设备实施过检修预试工作。二是对设备缺陷尤其是保护测控装置报“控制回路断线”的危急缺陷，未按缺陷管理办法规定进行闭环管理，更未做到按期消缺。

4 相关整改措施

基于上述分析，提出以下针对性整改措施。

其一，切实开展隐患排查治理工作。具体措施包括以下四点：一是针对此次主变近区短路造成设备事件，组织开展防近区短路专项隐患排查治理，防止变压器等主设备事件。二是结合日常运维检修、春秋安检查、专项活动等工作，“有计划、分层次、无死角”地对输变电设备设施开展安全隐患排查，落实隐患排查治理常态机制。三是严格按照隐患治理“五落实”规定，实施建档管理和治理。四是结合实际编制年度反事故措施计划，以及安全技术劳动保护措施计划，安排、落实所需资金，对重大缺陷、隐患进行整治，加快老旧设备的技术改造，增强设备可靠性。

其二、强化验收工作。必须严格按照标准化验收规定和要求，开展新建、改扩建及检修预试验收，杜绝遗留缺陷。

其三、严格落实变电运行相关规定。具体措施包括以下三点：一是严格执行“两票三制”，无遗漏做好运行、缺陷记录。二是加大对老旧设备及超负荷工况运行设备的特殊巡视力度，及时发现设备缺陷，严格设备缺陷闭环管理。三是加大对运行人员培训力度，按规定定期组织开展事故预想、反事故演习等工作，提供运行人员变电运行技术技能水平及事故处置能力。

其四、加强检修管理。具体措施包括以下两点：一是充分利用内地对口支援民族地区电力建设工作的契机，协调、借助对口援建单位力量和资源，逐步对35kV变电站设备一次全面的检修预试工作，提供设备健康水平。二是严格按照缺陷管理办法规定对设备缺陷进行闭环管理、按期消缺。