110kV 某变电站#2 主变内部故障原因分析

2024-01-10王凯

科学技术创新 2024年2期

王凯

（青海西宁供电公司，青海西宁）

在电力系统中，变电站是起着关键作用的设备之一。然而，即使是最可靠的变电站也可能会遭遇故障。为了更好地了解故障原因，必须进行详细分析。

1 主变故障经过

某变35kV 某物线及#2 主变故障主要分为三个阶段，2020 年02 月13 日16 时西供地调监控后台告警，某变35kVII 母B 相电压幅值越事故下线，A、C 相电压幅值越事故上线。2020 年02 月13 日17 时，35kV 莫物线#58 断路器发生AB 两相短路故障，35kV某物线保护装置启动。17 时07 分#2 主变工频变化量差动动作，#2 主变比率差动动作，后主变三侧断路器依次跳闸，#2 主变本体重瓦斯动作。随后，35kV 分段#50 断路器合闸，35kVII 母带电。17 时07 分48 秒线路再次发生故障，过流II 段动作，7 时07 分48 秒#58断路器分闸，故障电流20.33 A。通知输电专业人员检查线路，13 日18 时30 分，发现35kV 某物线（线路总长5.07 km，共39 级杆塔）#18 号杆塔（距某变2.34 km）上悬挂彩钢板，B 相小号侧横担、B 相小号侧导线及B 相悬挂彩钢板均有放电痕迹。17 时07 分42 秒，35kV 分段#50 断路器合闸，35kVII 母带电。17 时07分48 秒线路再次发生故障，过流II 段动作，7 时07分48 秒#58 断路器分闸，故障电流20.33 A。通知输电专业人员检查线路，13 日18 时30 分，发现35kV某物线（线路总长5.07 km，共39 级杆塔）#18 号杆塔（距某变2.34 km）上悬挂彩钢板，B 相小号侧横担、B相小号侧导线及B 相悬挂彩钢板均有放电痕迹。

2 现场检查

2.1 #18 号杆塔检查情况

悬挂彩钢板长2.07 m，宽0.97 m，对角线长度2.29 m，35kV 线路杆塔相间距离一般为3.25 m，悬挂在B 相上的彩钢板无法对A、C 相放电，同时检查#18杆塔A、C 相无放电痕迹，仅B 相小号侧横担、B 相小号侧导线有放电痕迹，彩钢板与横担、B 相导线接触处均有放电痕迹。

2.2 站内现场检查

检查站内35kV 某物线断路器间隔，间隔内设备无放电痕迹均正常，避雷器计数器未动作。检查#2 主变本体，35kV 侧A 相套管接线桩头有轻微渗漏油现象，本体压力释放阀未动作，瓦斯继电器内顶部无明显气体，油温无明显升高情况。检查#2 主变三侧避雷器无异常，计数器未动作。对站内其他所有相关一次设备、悬瓶、引流线、构架等外观进行全面检查，无放电痕迹，未发现异常。对某110kV 变电站#2 变压器进行了绝缘油试验分析、直流电阻测试、本体介质损耗因数及电容量测试、绝缘电阻测试、变比测试、绕组变形测试、低电压短路阻抗测试[1]。

2.2.1 绝缘油试验

2020 年02 月13 日20 时对#2 主变本体绝缘油进行油耐压及油色谱分析试验。将故障后各特征气体含量与故障前特征气体含量进行比较，利用三比值及特征气体法进行分析，如表1 所示。

表1 特征气体含量比较分析

判断故障类型为电弧放电，可能存在线圈匝间、层间放电，相间闪络，分接引线间油隙闪络，引线对箱壳或其他接地体放电[2]。根据特征气体增量统计，产生了大量的氢气（H2）和乙炔（C2H2）以及相对数量的乙烯（C2H4）和甲烷（CH4），高阶不饱和烃明显多于低阶饱和烃，说明产生了高能量放电，同时发现一氧化碳（CO）增量明显，考虑主变内部涉及固体绝缘，油纸可能被炭化，综合考虑判断故障类型应为油和油纸中高能量电弧放电。

2.2.2 绕组绝缘电阻及介质损耗试验

绕组绝缘电阻、电容量及铁芯绝缘与历史数据比较无明显变化，介质损耗因数满足110kV 不大于0.8%，35kV 及以下不大于1.5%的要求，试验数据均合格。

2.2.3 绕组直流电阻试验

绕组直流电阻满足各相绕组电阻相间差别不大于三相平均值的2%，线间差别不大于三相平均值的1%的要求，与上次数据比较，满足同相初值差不超过±2%的要求[3]，数据均合格。

2.2.4 变比试验

对#2 主变进行变比试验，该主变A 相高/中压变比与额定变比误差在2.42%至2.70%之间，均大于1%，C 相高/中压变比与额定变比误差在1.24%至1.46%之间，均大于1%；A、B、C 三相高/低压变比与额定变比误差均大于1%，且A 相误差明显大于B、C相，初步判断A 相绕组存在明显异常。

2.2.5 频响法绕组变形试验

2.2.5.1 主变高压侧进行频响法绕组变形试验

对#2 主变高压侧进行频响法绕组变形试验，试验图谱如图1 所示，使用软件生成相关系数表，如表2所示。

表2 高压侧相关系数

图1 高压侧频响法绕组变形图谱

根据《国家电网公司变电检测管理规定-绕组频率响应分析细则》绕组变形程度判断表，0 A 与0 B 在1 至10 KHz 频段范围内相关系数为0.562 7，为严重变形，在10 至100 KHz 频段范围内相关系数为0.728 8，为明显变形。0 A 与0 C 在1 至10 KHz 频段范围内相关系数为0.624 8，为明显变形，在10 至100 KHz 频段范围内相关系数为0.716 1，为明显变形[4]。

2.2.5.2 主变中压侧频响法绕组变形试验

中压侧频响法绕组变形测试图谱如图2 所示，使用软件生成相关系数表，如表3 所示。

表3 中压侧相关系数

图2 中压侧频响法绕组变形图谱

0 Am 与0 Bm 在1 至10 KHz 频段范围内相关系数为0.454 2，为严重变形，在10 至100 KHz 频段范围内相关系数为0.937 7，为明显变形。0 Am 与0 Cm 在1 至10 KHz 频段范围内相关系数为0.475 3，为严重变形，在10 至100 KHz 频段范围内相关系数为0.915 9，为明显变形。

2.2.5.3 主变低压侧频响法绕组变形试验

低压侧频响法绕组变形测试图谱如图3 所示，使用软件生成相关系数表，如表4 所示。

表4 低压侧相关系数

图3 低压侧频响法绕组变形图谱

a 相绕组与b 相绕组在1 至10 KHz 频段范围内相关系数为0.269 8，为严重变形，在10 至100 KHz频段范围内相关系数为0.900 2，为明显变形。a 相绕组与c 相绕组在1 至10 KHz 频段范围内相关系数为0.287 2，为严重变形，在10 至100 KHz 频段范围内相关系数为0.925 8，为明显变形。

通过分析频响法绕组变形试验数据，变压器高、中、低压A 相绕组在低频段（1～100 kHz）幅频响应特性曲线与B、C 两相存在明显偏离，根据《国家电网公司变电检测管理规定-绕组频率响应分析细则》分析，当变压器绕组幅频响应特性曲线在低频段波峰或波谷位置发现明显变化，预示绕组电感分部发生改变，可判断绕组A 相存在匝间。

2.2.6 低电压短路阻抗试验

对#2 主变进行低电压短路阻抗试验，测试数据如表5所示。

表5 低电压短路阻抗试验

该主变三相绕组高压-中压、中压-低压绕组低电压短路阻抗测试数据均不合格，其中A 相高压-低压绕组低电压短路阻抗初值差为12.24%，严重超标，判断A 相绕组发生变形。

3 故障原因分析

综合分析某110kV 变电站#2 主变保护动作情况以及绝缘油试验、电气性能试验以及仿真分析结果，#2 主变故障原因为：

#2 主变遭受故障短路电流冲击。当35kV 某物线发生相间短路时，A、B 相短路故障电流穿越到#2 主变，忽略线路阻抗，中压侧A、B 相故障电流为2 439.6 A（额定电流484.5 A），高压侧A、B 相故障电流为783.6 A（额定电流157.4 A），约为相应绕组额定电流的5 倍。当故障由A、B 相相间短路发展为三相短路时，仿真结果表明#2 主变高压侧、中压侧三相电流幅值均显著增加，其中，中压侧A、B、C 相故障电流分别高达2.982 kA、2.267 kA、3.029 kA（约为额定电流的6.15 倍、4.70 倍、6.25 倍）；高压侧A、B、C 相故障电流分别高达0.996 kA、0.925 kA、1.061 kA（约为额定电流的6.33 倍、5.88 倍、6.74 倍）。根据线路保护动作信息可知，#2 主变高压、中压绕组承受幅值较高的故障电流持续约1 255 毫秒，长时间的故障短路电流造成变压器纵绝缘破坏[5]。

#2 主变抗短路能力不足。该变压器1996 年生产，当时的抗短路能力措施不足；1997 年投运至今，已运行23 年，内部绝缘逐渐老化；2001 年因绕组匝间绝缘击穿故障，进行过返厂大修，内部绝缘可能受到一定程度损伤。综合判断，#2 主变抗短路能力较差。长时间的故障短路电流作用下，一方面变压器内产生较大电动力，使高压绕组向外扩张、轴向出现振动，低压绕组向内压缩、轴向出现振动，中压绕组幅向鼓包、轴向受力变化。根据故障现象判断，相较中、低压绕组，高压绕组某处绝缘相对薄弱，绕组受力变形，致使高压绕组匝间绝缘薄弱环节遭到破坏，发生匝间短路放电；绝缘油在高能电弧放电电热作用下分解产生大量气体，导致重瓦斯动作。另一方面，故障短路电流导致变压器绕组温度迅速升高，加速高压绕组匝间绝缘破坏、加大匝间短路的可能，导致A 相高、中、低压绕组均有变形发生。