110kV 某變電站#2 主變內部故障原因分析

王 凱

（青海西寧供電公司，青海西寧）

在電力系統中，變電站是起著關鍵作用的設備之一。然而，即使是最可靠的變電站也可能會遭遇故障。為了更好地了解故障原因，必須進行詳細分析。

1 主變故障經過

某變35kV 某物線及#2 主變故障主要分為三個階段，2020 年02 月13 日16 時西供地調監控后臺告警，某變35kVII 母B 相電壓幅值越事故下線，A、C 相電壓幅值越事故上線。2020 年02 月13 日17 時，35kV 莫物線#58 斷路器發生AB 兩相短路故障，35kV某物線保護裝置啟動。17 時07 分#2 主變工頻變化量差動動作，#2 主變比率差動動作，后主變三側斷路器依次跳閘，#2 主變本體重瓦斯動作。隨后，35kV 分段#50 斷路器合閘，35kVII 母帶電。17 時07 分48 秒線路再次發生故障，過流II 段動作，7 時07 分48 秒#58斷路器分閘，故障電流20.33 A。通知輸電專業人員檢查線路，13 日18 時30 分，發現35kV 某物線（線路總長5.07 km，共39 級桿塔）#18 號桿塔（距某變2.34 km）上懸掛彩鋼板，B 相小號側橫擔、B 相小號側導線及B 相懸掛彩鋼板均有放電痕跡。17 時07 分42 秒，35kV 分段#50 斷路器合閘，35kVII 母帶電。17 時07分48 秒線路再次發生故障，過流II 段動作，7 時07分48 秒#58 斷路器分閘，故障電流20.33 A。通知輸電專業人員檢查線路，13 日18 時30 分，發現35kV某物線（線路總長5.07 km，共39 級桿塔）#18 號桿塔（距某變2.34 km）上懸掛彩鋼板，B 相小號側橫擔、B相小號側導線及B 相懸掛彩鋼板均有放電痕跡。

2 現場檢查

2.1 #18 號桿塔檢查情況

懸掛彩鋼板長2.07 m，寬0.97 m，對角線長度2.29 m，35kV 線路桿塔相間距離一般為3.25 m，懸掛在B 相上的彩鋼板無法對A、C 相放電，同時檢查#18桿塔A、C 相無放電痕跡，僅B 相小號側橫擔、B 相小號側導線有放電痕跡，彩鋼板與橫擔、B 相導線接觸處均有放電痕跡。

2.2 站內現場檢查

檢查站內35kV 某物線斷路器間隔，間隔內設備無放電痕跡均正常，避雷器計數器未動作。檢查#2 主變本體，35kV 側A 相套管接線樁頭有輕微滲漏油現象，本體壓力釋放閥未動作，瓦斯繼電器內頂部無明顯氣體，油溫無明顯升高情況。檢查#2 主變三側避雷器無異常，計數器未動作。對站內其他所有相關一次設備、懸瓶、引流線、構架等外觀進行全面檢查，無放電痕跡，未發現異常。對某110kV 變電站#2 變壓器進行了絕緣油試驗分析、直流電阻測試、本體介質損耗因數及電容量測試、絕緣電阻測試、變比測試、繞組變形測試、低電壓短路阻抗測試[1]。

2.2.1 絕緣油試驗

2020 年02 月13 日20 時對#2 主變本體絕緣油進行油耐壓及油色譜分析試驗。將故障后各特征氣體含量與故障前特征氣體含量進行比較，利用三比值及特征氣體法進行分析，如表1 所示。

表1 特征氣體含量比較分析

判斷故障類型為電弧放電，可能存在線圈匝間、層間放電，相間閃絡，分接引線間油隙閃絡，引線對箱殼或其他接地體放電[2]。根據特征氣體增量統計，產生了大量的氫氣（H2）和乙炔（C2H2）以及相對數量的乙烯（C2H4）和甲烷（CH4），高階不飽和烴明顯多于低階飽和烴，說明產生了高能量放電，同時發現一氧化碳（CO）增量明顯，考慮主變內部涉及固體絕緣，油紙可能被炭化，綜合考慮判斷故障類型應為油和油紙中高能量電弧放電。

2.2.2 繞組絕緣電阻及介質損耗試驗

繞組絕緣電阻、電容量及鐵芯絕緣與歷史數據比較無明顯變化，介質損耗因數滿足110kV 不大于0.8%，35kV 及以下不大于1.5%的要求，試驗數據均合格。

2.2.3 繞組直流電阻試驗

繞組直流電阻滿足各相繞組電阻相間差別不大于三相平均值的2%，線間差別不大于三相平均值的1%的要求，與上次數據比較，滿足同相初值差不超過±2%的要求[3]，數據均合格。

2.2.4 變比試驗

對#2 主變進行變比試驗，該主變A 相高/中壓變比與額定變比誤差在2.42%至2.70%之間，均大于1%，C 相高/中壓變比與額定變比誤差在1.24%至1.46%之間，均大于1%；A、B、C 三相高/低壓變比與額定變比誤差均大于1%，且A 相誤差明顯大于B、C相，初步判斷A 相繞組存在明顯異常。

2.2.5 頻響法繞組變形試驗

2.2.5.1 主變高壓側進行頻響法繞組變形試驗

對#2 主變高壓側進行頻響法繞組變形試驗，試驗圖譜如圖1 所示，使用軟件生成相關系數表，如表2所示。

表2 高壓側相關系數

圖1 高壓側頻響法繞組變形圖譜

根據《國家電網公司變電檢測管理規定-繞組頻率響應分析細則》繞組變形程度判斷表，0 A 與0 B 在1 至10 KHz 頻段范圍內相關系數為0.562 7，為嚴重變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內相關系數為0.728 8，為明顯變形。0 A 與0 C 在1 至10 KHz 頻段范圍內相關系數為0.624 8，為明顯變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內相關系數為0.716 1，為明顯變形[4]。

2.2.5.2 主變中壓側頻響法繞組變形試驗

中壓側頻響法繞組變形測試圖譜如圖2 所示，使用軟件生成相關系數表，如表3 所示。

表3 中壓側相關系數

圖2 中壓側頻響法繞組變形圖譜

0 Am 與0 Bm 在1 至10 KHz 頻段范圍內相關系數為0.454 2，為嚴重變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內相關系數為0.937 7，為明顯變形。0 Am 與0 Cm 在1 至10 KHz 頻段范圍內相關系數為0.475 3，為嚴重變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內相關系數為0.915 9，為明顯變形。

2.2.5.3 主變低壓側頻響法繞組變形試驗

低壓側頻響法繞組變形測試圖譜如圖3 所示，使用軟件生成相關系數表，如表4 所示。

表4 低壓側相關系數

圖3 低壓側頻響法繞組變形圖譜

a 相繞組與b 相繞組在1 至10 KHz 頻段范圍內相關系數為0.269 8，為嚴重變形，在10 至100 KHz頻段范圍內相關系數為0.900 2，為明顯變形。a 相繞組與c 相繞組在1 至10 KHz 頻段范圍內相關系數為0.287 2，為嚴重變形，在10 至100 KHz 頻段范圍內相關系數為0.925 8，為明顯變形。

通過分析頻響法繞組變形試驗數據，變壓器高、中、低壓A 相繞組在低頻段（1～100 kHz）幅頻響應特性曲線與B、C 兩相存在明顯偏離，根據《國家電網公司變電檢測管理規定-繞組頻率響應分析細則》分析，當變壓器繞組幅頻響應特性曲線在低頻段波峰或波谷位置發現明顯變化，預示繞組電感分部發生改變，可判斷繞組A 相存在匝間。

2.2.6 低電壓短路阻抗試驗

對#2 主變進行低電壓短路阻抗試驗，測試數據如表5所示。

表5 低電壓短路阻抗試驗

該主變三相繞組高壓-中壓、中壓-低壓繞組低電壓短路阻抗測試數據均不合格，其中A 相高壓-低壓繞組低電壓短路阻抗初值差為12.24%，嚴重超標，判斷A 相繞組發生變形。

3 故障原因分析

綜合分析某110kV 變電站#2 主變保護動作情況以及絕緣油試驗、電氣性能試驗以及仿真分析結果，#2 主變故障原因為：

#2 主變遭受故障短路電流沖擊。當35kV 某物線發生相間短路時，A、B 相短路故障電流穿越到#2 主變，忽略線路阻抗，中壓側A、B 相故障電流為2 439.6 A（額定電流484.5 A），高壓側A、B 相故障電流為783.6 A（額定電流157.4 A），約為相應繞組額定電流的5 倍。當故障由A、B 相相間短路發展為三相短路時，仿真結果表明#2 主變高壓側、中壓側三相電流幅值均顯著增加，其中，中壓側A、B、C 相故障電流分別高達2.982 kA、2.267 kA、3.029 kA（約為額定電流的6.15 倍、4.70 倍、6.25 倍）；高壓側A、B、C 相故障電流分別高達0.996 kA、0.925 kA、1.061 kA（約為額定電流的6.33 倍、5.88 倍、6.74 倍）。根據線路保護動作信息可知，#2 主變高壓、中壓繞組承受幅值較高的故障電流持續約1 255 毫秒，長時間的故障短路電流造成變壓器縱絕緣破壞[5]。

#2 主變抗短路能力不足。該變壓器1996 年生產，當時的抗短路能力措施不足；1997 年投運至今，已運行23 年，內部絕緣逐漸老化；2001 年因繞組匝間絕緣擊穿故障，進行過返廠大修，內部絕緣可能受到一定程度損傷。綜合判斷，#2 主變抗短路能力較差。長時間的故障短路電流作用下，一方面變壓器內產生較大電動力，使高壓繞組向外擴張、軸向出現振動，低壓繞組向內壓縮、軸向出現振動，中壓繞組幅向鼓包、軸向受力變化。根據故障現象判斷，相較中、低壓繞組，高壓繞組某處絕緣相對薄弱，繞組受力變形，致使高壓繞組匝間絕緣薄弱環節遭到破壞，發生匝間短路放電；絕緣油在高能電弧放電電熱作用下分解產生大量氣體，導致重瓦斯動作。另一方面，故障短路電流導致變壓器繞組溫度迅速升高，加速高壓繞組匝間絕緣破壞、加大匝間短路的可能，導致A 相高、中、低壓繞組均有變形發生。

4 結論

通過對110kV 某變電站#2 主變內部故障原因的分析，可看出，該故障主要是由絕緣材料老化、過載運行和設備維護不當等因素共同導致的。為了保障變電站的正常運行，需加強維護和檢修工作，并及時更換老化的部件，以提高設備的可靠性和安全性。