1 故障概況

1.1故障前運(yùn)行方式

事件發(fā)生前系統(tǒng)接線如圖1所示。

圖1 事件前朝陽站一次接線示意圖

1.1.1 110kV側(cè)運(yùn)行方式

110kV母線分列運(yùn)行，110kV科鐵朝衡103開關(guān)、林安朝104開關(guān)在運(yùn)行狀態(tài)，母聯(lián)100開關(guān)熱備用，110kV備自投投入。

1.1.2 10kV 側(cè)運(yùn)行方式

10kVⅠ號、Ⅱ號母線分列運(yùn)行，1號主變10kV側(cè)901開關(guān)、2號主變10kV側(cè)902開關(guān)在運(yùn)行狀態(tài)，分段900開關(guān)熱備用，10kV備自投投入。

1.2 故障經(jīng)過

7月09日 21時57分19秒354毫秒，110kV朝陽站10kV朝北907線路電流Ⅰ段動作，跳開10kV朝北907開關(guān)，21時57分22分404毫秒，10kV朝北907開關(guān)重合閘動作，21時57分22秒510毫秒，10kV朝北907線路保護(hù)電流Ⅰ段再次動作跳開10kV朝北907開關(guān)，21時57分22秒579毫秒，1號主變差動保護(hù)出口動作，跳開110kV科鐵朝衡103、1號主變低壓側(cè)901開關(guān)，1號主變本體保護(hù)發(fā) “本體輕瓦斯”信號。21時57分23秒580毫秒，10kV備自投動作，合上10kV母聯(lián)900開關(guān)。

2 現(xiàn)場檢查與原因分析

2.1 保護(hù)動作行為分析

2.1.1 10kV朝北907線路保護(hù)動作行為分析

從10kV朝北907保護(hù)裝置錄波分析，將本次故障分為三個階段：第一階段時10kV朝北907線路發(fā)生AC相間短路故障，短路電流（有效值）約14.6kA，過流I段保護(hù)動作，重合閘動作；第二階段907開關(guān)跳閘后等待重合閘的過程中，10kV母線電壓恢復(fù)正常；第三階段，10kV朝北907開關(guān)在跳開3S后，開關(guān)重合，線路再次發(fā)生AC相間故障，短路電流（有效值）14.6kA，過流I段動作跳開907開關(guān)。整個動作過程動作正確，10kV保護(hù)裝置錄波如圖2所示。

圖2 10kV朝北907線路保護(hù)故障錄波

2.1.2 1號主變保護(hù)動作行為分析

從1號主變保護(hù)裝置故障錄波分析，對應(yīng)于10kV朝北907線路故障的三個階段，分析如下：

第一階段，主變高低壓電流相位相反，差動保護(hù)中制動電流大于差動電流，故障電流為穿越性電流，說明此時故障點(diǎn)位于主變低壓側(cè)出線上，與10kV朝北907線路第一階段故障情況吻合，1號主變受到第一次短路電流沖擊。

第二階段，在10kV朝北907第一次故障跳開后至開關(guān)等待重合前的3S內(nèi)，主變保護(hù)各側(cè)電壓、電流恢復(fù)正常，說明此時主變未發(fā)生故障。

第三階段，907開關(guān)重合后1號主變差動保護(hù)波形特征與第一階段一致，說明1號主變再次受到同一故障點(diǎn)短路電流沖擊，在907開關(guān)過流I段再次動作后20毫秒，1號主變差動保護(hù)動作。結(jié)合事故后檢查發(fā)現(xiàn)主變本體瓦斯繼電器有集氣、主變非電量保護(hù)發(fā)“輕瓦斯”告警信號等情況分析，初步判斷1號主變本體受到兩次幅值（有效值）為14.6kA的相間短路電流沖擊后，主變內(nèi)部出現(xiàn)故障，造成差動保護(hù)動作，保護(hù)動作正確， 1號主變保護(hù)故障錄波圖如圖3所示。

圖3 1號主變保護(hù)故障錄波

2.2 現(xiàn)場試驗(yàn)分析

故障發(fā)生前，管理單位曾對該主變進(jìn)行了低電壓短路阻抗法和頻率響應(yīng)法繞組變形試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果表明該主變低壓a相繞組存在輕度變形或位移，當(dāng)時風(fēng)險評估結(jié)果為III級，由于變形或位移情況較為輕微，結(jié)論是可以繼續(xù)運(yùn)行。

故障發(fā)生后，管理單位立即組織人員到現(xiàn)場進(jìn)行搶修，試驗(yàn)人員對1號主變進(jìn)行了瓦斯氣樣和本體油樣色譜試驗(yàn)、兩側(cè)繞組絕緣電阻、直流電阻、低電壓短路阻抗及頻率響應(yīng)特性試驗(yàn)。

結(jié)果發(fā)現(xiàn)：

1）瓦斯氣體和本體絕緣油中乙炔、氫氣、總烴含量嚴(yán)重超過注意值，根據(jù)三比值法判斷，該主變存在低能放電故障，可能由于繞組絕緣受到破壞，繞組匝間或繞組對鐵芯間存在電位差，引起火花放電；

2）高壓繞組對低壓及鐵芯絕緣電阻合格，但低壓對地以及鐵芯對地的絕緣電阻均為零，該主變低壓繞組可能觸碰變壓器鐵芯、夾件或變壓器外殼，造成變壓器鐵芯多點(diǎn)接地和低壓繞組接地；

3）高壓繞組直流電阻合格，低壓繞組各相間的不平衡率遠(yuǎn)大于規(guī)程要求，并且a相繞組直流電阻值相對歷史測試值變化非常大，可初步判斷該主變低壓側(cè)a相繞組匝間絕緣擊穿，發(fā)生繞組匝間短路；

4）結(jié)合低電壓短路阻抗及頻率響應(yīng)特性診斷高、低壓繞組均已發(fā)生了嚴(yán)重變形，低壓a相繞組的變形最為嚴(yán)重。

2.3 巡視檢查結(jié)果

經(jīng)過巡線人員檢查，發(fā)現(xiàn)在110kV朝陽變電站附近的人民東路人防工程施工的鉤機(jī)因施工不慎造成10kV朝北907線路跳閘（鉤機(jī)作業(yè)時觸碰線路#3桿拉線造成電桿嚴(yán)重傾斜導(dǎo)致線路相間短路），故障點(diǎn)離變電站約120米，屬于出口近端短路。

2.4 原因分析

綜合以上現(xiàn)場檢查與試驗(yàn)結(jié)果可知，造成本次事故的直接原因是朝陽站#1主變壓器連續(xù)2次受到低壓側(cè)近區(qū)短路電流沖擊后，主變低壓繞組發(fā)生嚴(yán)重變形，低壓a相繞組匝間短路，低壓繞組接地，鐵芯內(nèi)部接地，主變差動保護(hù)動作；間接原因是鉤機(jī)作業(yè)時觸碰線路#3桿拉線造成電桿嚴(yán)重傾斜導(dǎo)致線路相間短路，進(jìn)而造成主變近區(qū)短路故障。

3 暴露出的問題

3.1 朝陽站1號主變抗短路能力差

該主變生產(chǎn)于1995年，在饋線907線路故障短路電流14.6kA安的沖擊下，變壓器動、熱即遭到穩(wěn)定破壞，短路電流還未達(dá)到1號主變耐受電流23.3kA的65%，在規(guī)程上主變完全可以滿足最大短路電流的沖擊，說明該主變抗短路能力差，達(dá)不到設(shè)計值要求。

3.2 施工外力破壞問題

2013年南寧市同時進(jìn)行9個地鐵站和沿線的施工，以及南寧到沿海、廣州的高鐵，湘桂鐵路升級改造等施工，同時還進(jìn)行3座立交橋和快速環(huán)道、高速環(huán)道的施工，對南寧電網(wǎng)的威脅非常大。線路維護(hù)單位興寧供電分局雖然加強(qiáng)了對朝陽站外破隱患點(diǎn)的巡視，并且向施工單位下達(dá)了《電力安全隱患整改通知書》，現(xiàn)場采取的防外破措施有效性差，未能有效管控外破事件，嚴(yán)重威脅電網(wǎng)設(shè)備的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

3.3 運(yùn)行方式存在問題

對供電可靠性和設(shè)備安全性的取舍考慮不周，系統(tǒng)運(yùn)行部對朝陽站1號主變繞組發(fā)生輕微變形以及朝陽站外部惡劣的設(shè)備運(yùn)行環(huán)境的風(fēng)險評估不夠準(zhǔn)確，導(dǎo)致在選擇運(yùn)行方式時過于強(qiáng)調(diào)供電可靠性。

3.4 預(yù)防措施項(xiàng)目實(shí)施周期過長

生產(chǎn)設(shè)備部已經(jīng)針對該風(fēng)險提出了升級保護(hù)軟件版本，實(shí)現(xiàn)10kV出線保護(hù)大電流閉鎖重合閘功能的預(yù)防措施并立項(xiàng)實(shí)施，但未能督促廠家加快保護(hù)軟件研發(fā)工作，縮短項(xiàng)目實(shí)施周期，導(dǎo)致該預(yù)防措施未能得到及時有效落實(shí)。

4 結(jié)論與建議

4.1 選用合格設(shè)備

朝陽站1號主變壓器生產(chǎn)運(yùn)行年代久遠(yuǎn)，抗短路能力差，達(dá)不到設(shè)計值要求，對此，在變壓器選型時，應(yīng)選擇抗短路能力較高的材質(zhì)，中低壓線圈，尤其是低壓線圈導(dǎo)線必須使用半硬自粘換位導(dǎo)線、采用硬絕緣硬紙筒結(jié)構(gòu)，對制造廠提供的變壓器抗短路能力計算報告應(yīng)進(jìn)行認(rèn)真的校核，加強(qiáng)對110 kV及以上電壓等級新變壓器的出廠試驗(yàn)監(jiān)督，盡量選用通過短路試驗(yàn)的變壓器。

4.2 加強(qiáng)施工管理

對施工外力破壞問題，應(yīng)加強(qiáng)對線路范圍內(nèi)施工地點(diǎn)的巡視、交底、監(jiān)護(hù)工作，排查變電站附近可能會造成主變近區(qū)短路的施工點(diǎn)，排查經(jīng)過施工點(diǎn)的送電線路并采取防破壞措施，對施工單位進(jìn)行安全隱患通知；組織開展對線路電桿拉線的專項(xiàng)檢查治理工作，對符合安全要求、能夠經(jīng)技術(shù)手段取消的拉線全部取消，對存在安全隱患的拉線納入日常隱患排查治理工作中加強(qiáng)巡視和維護(hù)。

4.3 加強(qiáng)變壓器繞組變形測試

統(tǒng)計轄區(qū)內(nèi)變壓器受外部短路沖擊的的大小和次數(shù)，對符合標(biāo)準(zhǔn)要求需要進(jìn)行繞組變形測試的變壓器，及時安排停電計劃并開展繞組變形測試工作。

4.4 抓緊時間進(jìn)行保護(hù)升級

為了避免主變壓器在10kV出線近端故障時經(jīng)受兩次大穿越電流的沖擊，保護(hù)變壓器不受損害，需對變電站10kV線路保護(hù)裝置進(jìn)行增設(shè)大電流閉鎖重合閘功能的改造，需抓緊推進(jìn)10kV出線保護(hù)大電流閉鎖重合閘功能的軟件版本申報及技術(shù)論證，督促廠家加快完成保護(hù)軟件研發(fā)工作，縮短項(xiàng)目實(shí)施周期，促進(jìn)該預(yù)防措施及時得到有效地落實(shí)。

大電流閉鎖重合閘升級是單設(shè)閉鎖重合閘速斷保護(hù)定值項(xiàng)及其投退控制字，對一次短路電流達(dá)到8000A的速斷保護(hù)進(jìn)行重合閘放電，減少對主變保繞組的沖擊。

本文編自《電氣技術(shù)》，論文標(biāo)題為“一起110kV變電站主變壓器損壞事件分析”，作者為何理國。