500kV变电站运行中跳闸原因分析与应对措施

2023-09-11湖南省超高压电力建设股份有限公司罗挺宇

电力设备管理 2023年15期

湖南省超高压电力建设股份有限公司罗挺宇

1 引言

变电站主要负责电能的转换与传输。对500kV 变电站而言，通常是大、中型发电厂接入最高一级电压电力网的连接点，在电能输配以及供电可靠性方面发挥着非常重要的作用。但500kV 变电站在实际运行时，很容易出现跳闸故障问题，影响了变电站价值发挥。因此有必要加强对500kV 变电站运行跳闸原因分析，并积极探索有效的应对措施，保障变电站安全稳定运行。

2 变电站运行跳闸的危害

在电力系统运行的过程中，变电站发挥着非常重要的作用。通过变电站，完成电流与电压的转换，并负责完成电能分配与远距离输送，确保千家万户能够安全用电。社会经济迅猛发展，人们对生活水平和生活品质提出更高要求，加之各种先进智能设备层出不穷，因此对电力资源的需求量增大，这增加电网以及变电站运行压力。只有保障变电站稳定运行，才能为人们的生产生活提供保障。对500kV变电站而言，保障变电站稳定运行，提升电力系统运行的安全性，确保电源能够高效稳定供应。但从实际情况来看，受种种因素影响，500kV 变电站在运行过程中，容易出现跳闸故障，不利于电能正常转换与电能资源的合理分配。当500kV 变电站出现跳闸故障时，会导致区域内所有电气设备可能出现故障问题，无法工作运行，严重时还会出现安全事故。

500kV 变电站在运行时，有很多引起故障跳闸原因。常见的故障原因包括主变压器三侧开关跳闸故障、主变单侧开关跳闸故障、人为操作不当引起的跳闸故障等。除外，当遇到极端天气，也会引起变电站发生跳闸故障问题。例如在本次研究中，重点对因天气原因引起的故障问题进行分析[1]。在变电站中，变压器套管一般位于变压器箱外，这种装置可以提升变压器箱的绝缘性。变压器绕组的引出线必须穿过绝缘套管，保障引线与变压器箱体之间处于绝缘状态，绝缘套管具有固定线路的作用。

在变电站中，随着变压器长期运行，套管也需长时间承受负载电流，当变压器外部发生短路时，必然会出现短路电流，引起故障问题。闪络是指固体绝缘子周围的气体或液体电介质被雷电击穿，位于绝缘子的表面，会产生放电现象。在放电时，将会产生非常高的电压，这种电压也称为闪络电压。闪络现象发生在一瞬间，瞬间电压迅速下降到零或接近于零。在闪络通道中，出现的火花温度非常高，可以碳化绝缘表面，影响绝缘装置的绝缘性，最终引起变电站出现故障跳闸问题。

为充分认识到500KV变电站运行跳闸的危害，本文结合实际案例，对变电站套管绝缘装置闪络故障跳闸问题原因进行分析，并后续采取有效的应对措施，以保障500kV 变电站稳定安全运行，促进变电站发挥出运行维护的价值意义。

3 500kV 变电站运行中跳闸原因分析

3.1 案例情况介绍

某500kV 变电站，1号主变由某公司于2006年12月生产，正式投运时间是2007年8月。在该主变中，高压套管由日本某公司生产。高压套管的外绝缘爬距具体数值是16260mm/kV。爬电比距是28.40mm/kV。在该变电站中，所在区域的污秽等级是D1级。高压套管的爬电比距能够符合28mm/kV 的最低要求。

在该变电站中，1号主变最近检修时间是2016年9月份，检修结果表明，不存在运行异常。针对1号主变，计划申报检修时间是2022年1月进行检修。但实际运行方式安排遇到困难，导致检修计划没有得到有效落实。针对1号主变，最近带电检测时间是2022年3月15日。在检测过程中，包含主变设备紫外线监测、HGIS 特高频检测等内容，从最终检测结果来看，500kV 变电站发生故障跳闸前，所有电力系统均处于正常运行状态。

3.2 跳闸故障事故分析

2022年6月13时24分42秒，500kV 变电站1号主变差动保护发生跳闸故障，该故障没有造成负荷损失。但受此影响，该变电站所负责的某区域市站双极四阀组出现1次换相失败问题。在发生跳闸故障问题的时期，该500kV 变电站所在的区域正处于雷雨时期，同时遭遇大风天气，局部区域大风高达10级，短时降雨量达到27.2mm。后续经过对跳闸事故现场进行检查，确认该变电站1号主变A 相高压侧套管油枕与法兰位置处，存在明显的放电痕迹。因此初步判断本次500kV 变电站跳闸是受极端天气的影响，导致套管闪络发生跳闸事故。

3.3 跳闸故障原因调查分析

为对本次500kV 变电站跳闸故障原因进行详细了解，工作人员检查分析现场一次设备与二次设备受损情况。首先，从设备外观检查结果看，1号主变的6012开关、6013开关以及220kV 开关、35kV 开关、2号电容器开关三相均处于分闸位置。同时在1号主变的A 相高压侧，可发现套管油枕与法兰放电痕迹明显。同时检查放电痕迹，套管油枕表面存在一些不明的熔化物质。其他设备没有发现受损情况，均处于正常的状态。

通过对1号主变本体，采用三相油色谱数据检测方法，然后将最终检测结果与最近一次试验检测结果进行对比，发现没有差异，数据不存在异常情况。通过对1号主变的6012开关、6013开关进行检测，检测方法是SF6气体分解物测试，结果表明，分解物不存在异常问题[2]。通过测试试验1号主变直流电阻及短路阻抗，同时开展套管电容量介损试验与套管—绕组的绝缘电阻测试，未发现异常情况，试验结果正常。

在事故现场，对变电站1号主变进行二次信息检查。具体检查内容与结果详见表1。

表1 500kV 变电站1号主变二次信息检查结果分析

从本次500kV 变电站跳闸故障原因来看，结合表1试验以及检测结果分析，本次故障是因为变电站所在区域遭遇极端雷雨天气，且套管表面异物影响，导致高压套管发生闪络问题，引起变电站跳闸故障。在主变恢复正常供电后，整个电力系统恢复正常运行状态，没有再次出现跳闸故障问题。

4 500kV 变电站运行中跳闸的应对措施

结合案例，对500kV 变电站跳闸故障进行分析可知，本次故障原因主要受外界恶劣天气的影响，高压套管表面不洁净，存在异物，最终在雷雨天气下引起了闪络问题，该问题导致变电站发生了跳闸故障。基于本次跳闸故障原因的探究，需要进行总结与分析，在跳闸故障应对方面，应采取的措施如下。

4.1 及时找出跳闸故障事故原因

500kV 变电站跳闸故障危害性大，易引起供电异常，严重时还会引起区域性停电。因此一旦变电站主变出现跳闸安全事故。必须及时进行事故原因调查。在此过程中，应仔细地检查事故现场，以变电站相关设备运行状况及历史巡视情况为依据，结合现场检查结果，做好数据对比分析，同时参考保护设备动作记录，从而准确地定位与分析故障问题。在分析故障原因的过程中，还应考虑以下外部因素，如户外天气状况等因素，准确地找出跳闸故障事故具体原因，为后续故障问题解决提供指导。

此外，应注意，在找出具体的故障位置，了解具体的故障原因之前，禁止对变电站主变恢复送电，否则会引起更为严重的安全事故。

4.2 提升变电站设备绝缘性能

500kV 变电站设备经过长期的运行，很可能会导致自身的绝缘性下降。存在于外部雷雨天气时，很容易因绝缘击穿，导致变电站故障跳闸问题出现。因此为了更好地应对这一问题，需要定期对设备绝缘性进行检查。同时采取有效措施，提升设备装置的绝缘性，避免引起短路电流，造成变电站发生跳闸故障[3]。

如在本次跳闸故障案例中，应注重提升主变三相高压侧套管的绝缘性，避免因雷击再次出现闪络，引起故障问题。具体的绝缘措施可以包括加装包覆式硅橡胶伞裙，同时针对低压侧，同样需要进一步强化绝缘工作的开展，从而有效提升变电站套管设备装置的绝缘水平，防止设备在雷雨天气再次出现闪络问题。

4.3 加强离线与在线监测工作

在500kV 变电站中，针对主变出现的跳闸故障问题，除了要及时查明故障原因，尽快落实抢修、检修工作以外，确保变电站正常运行、恢复送电以外。针对跳闸故障问题本身，还可以在完成故障抢修后，进一步加强离线与在线油色谱跟踪监测的工作开展。在此基础上，还可以选择加装振动在线监测装置，从而对目标设备装置运行状态进行实时的跟踪监控，第一时间发现异常，防止类似的故障问题反复出现。

4.4 强化受损设备分析力度

从生产实践来看，导致500kV 变电站故障跳闸的问题原因有很多，因此在实际进行分析的过程中，还应聚焦于受损设备，加大分析力度。如在本次分析过程中，还需要围绕闪络烧蚀物，加强成分分析，同时开展套管盐密、灰密等试验，做好外绝缘爬电比距的核查，从而对故障问题以及故障形成机制做进一步了解，可以有效降低故障问题的发生概率。

4.5 做好全面排查工作

为了确保500kV 变电站可以长时间稳定安全地运行，还需要对全站进行全面检测工作，及时发现存在的调整故障安全隐患，避免相似的故障问题再次出现。例如在全面检查的过程中，可以开展紫外放电检测工作，在此基础上，结合设备运行状态、历史巡查数据等，全面排查同类隐患，避免相同事故再次发生，可有效提高变电站供电可靠性。