110 kV 線路故障造成220 kV 變壓器跳閘的事故分析

（國網山東省電力公司菏澤供電公司，山東 菏澤 274000）

0 引言

變壓器運行年限較長時，最初設計參數已不能滿足當前供電方式下的最大短路容量要求［1］，其所供下級線路出口發生永久性短路故障將增大變壓器故障跳閘的概率，造成大面積停電事故和變電站單臺變壓器長期運行的風險［2-3］，給電網調度運行工作帶來很大壓力。

通過分析一起110 kV 線路故障造成220 kV 變壓器跳閘事故，對變壓器的設計要求、運行方式安排、事故處置措施以及變壓器周期性檢修增加短路容量測試等提出指導性建議。

1 事故描述

1.1 事故前運行方式

某220 kV 變電站1 號主變壓器與2 號主變壓器220 kV 側并列運行，110 kV 側、35 kV 側分列運行；110 kV 用戶Ⅱ線接于110 kV 1 號母線。該變電站配置110 kV 母聯開關、35 kV 分段備自投裝置；變電站1 號主變壓器于2006 年12 月投運，型號為SFSZ-180000／220，2011 年3 月，因低壓側繞組使用小墊塊結構返廠維修，進行抗短路改造；2020 年2 月10 日，天氣陰，氣溫4～16 ℃，北風1～2 級。該220 kV變電站一次接線如圖1 所示。

圖1 某220 kV 變電站

1.2 事故經過

2 月10 日18∶25，該220 kV 變電站110 kV 用戶Ⅱ線（用戶專線、充電備用）保護動作跳閘，約100 ms后1 號主變壓器差動保護、本體重瓦斯保護動作，三側開關跳閘；110 kV 1 號母線、35 kVⅠ段母線停電。約4 s 后，110 kV 母聯開關、35 kV 分段備用電源自動投切裝置動作，2 號主變壓器接帶變電站全站負荷。該過程中，備用電源自動投切裝置均正確動作，未造成負荷損失。

2 事故判斷及分析

2.1 保護動作情況

現場調取保護裝置信息進行分析，保護動作時序如表1 所示，故障錄波器記錄波形如圖2—圖5所示。由于現場保護裝置、故障錄波系統未統一對時，提取錄波數據均以變壓器故障錄波時鐘為基準。

由保護動作時序表與故障錄波可知，18∶25∶00 110 kV 用戶Ⅱ線零序Ⅰ段保護跳閘，故障電流6 056 A，C 相故障，110 kV 1 號母線無壓（因上級1 號主變幾乎同一時刻保護跳閘導致線路所在110 kV 1 號母線停電），重合閘未動作，在1 號主變壓器跳閘5 s 后，110 kV 母聯開關備用電源自動投切裝置動作，合上110 kV 母聯110 開關恢復110 kV 1 號母線所供負荷，此時，110 kV 用戶Ⅱ線開關重合閘裝置檢測到110 kV 1 號母線有壓，重合閘動作合上該線路開關，因線路故障未消除，110 kV 用戶Ⅱ線后加速保護跳閘；18∶25∶00 1 號主變壓器三側差動保護跳閘，110 kV 1 號母線、35 kVⅠ段母線停電，1 s 后1 號主變壓器本體重瓦斯保護動作；4 s 后35 kV 分段備用電源自動投切裝置動作，35 kV 母線分段300 開關閉合，恢復35 kVⅠ段母線所供負荷；110 kV 母聯備用電源自動投切裝置動作，110 kV 母聯110 開關閉合，恢復110 kV 1 號母線所供負荷。綜上所述，110 kV 用戶Ⅱ線、1 號主變壓器相繼故障跳閘，其配置保護、備自投、重合閘動作行為正確，符合動作邏輯。

2.2 站內一次設備檢查情況

查閱1 號主變壓器試驗記錄，最近一次試驗日期為2019 年10 月31 日，油色譜分析、變壓器直流電阻、變比等試驗結果均合格。

現場檢查，1 號主變壓器外觀無異常，根據《國家電網公司變電檢測管理規定（試行）》（以下簡稱“規定”）要求，乙炔應不大于5 μL／L，氫氣、總烴應不大于150 μL／L，對1 號主變壓器開展變壓器本體油和瓦斯氣體色譜分析試驗［4-6］，試驗數據如表2 所示。

表1 保護動作時序表

圖2 用戶Ⅱ線第1 次跳閘時刻錄波界面

圖3 1 號主變壓器跳閘時刻錄波界面

圖4 1 號變壓器本體重瓦斯保護動作時刻錄波界面

圖5 用戶Ⅱ線重合閘時刻錄波界面

從表2 中可以看出，1 號主變壓器中部乙炔體積分數達到35.68 μL／L，超過注意值，下部乙炔為428.06μL／L、氫氣為362.34 μL／L、總烴為840.08 μL／L，均超出注意值，且內部含有大量的一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷等氣體，油色譜分析不合格，證實1 號變壓器內部存在放電，初步推斷放電部位位于1 號主變壓器本體下部。

根據規定要求，容量100 MVA 以上或電壓等級220 kV 以上的變壓器三相之間的最大相間誤差不應大于2%。對1 號主變壓器進行直流電阻測試，測試結果如表3 所示。高、低壓側相間誤差滿足規定要求，而中壓側C 相直流電阻偏大（A 相為77.54 mΩ，B 相為77.58 mΩ，C 相為89.06 mΩ），中壓側相間誤差為14.1%，遠高于規定要求的不超過2%，初步懷疑中壓側C 相繞組存在損傷。

根據DL／T 911—2004《電力變壓器繞組變形的頻率響應分析法》 對1 號主變壓器繞組進行變形試驗［7-9］，試驗結果如圖6 與表4—表6 所示。表4 中，R21、R31、R32分別為低壓側ab 繞組、bc 繞組壓頻比特性曲線間相關系數，ca 繞組、ab 繞組壓頻比特性曲線間相關系數與ca 繞組、bc 繞組壓頻比特性曲線間相關系數；表5 中，R′21、R′31、R′32分別為中壓側A 相、B 相繞組壓頻比特性曲線間相關系數，C 相、A 相繞組壓頻比特性曲線間相關系數與C 相、B 相繞組壓頻比特性曲線間相關系數；表6 中，R″21、R″31、R″32分別為高壓側A 相、B 相繞組壓頻比特性曲線間相關系數，C 相、A 相繞組壓頻比特性曲線間相關系數與C相、B 相繞組壓頻比特性曲線間相關系數。

變壓器為Y／Y／△接線，高壓側C 相嚴重變形，中壓側C 相明顯變形，低壓側B、C 相明顯變形，其他繞組正常，說明C 相繞組存在變形。

表2 1 號主變壓器本體油色譜分析 μL／L

表3 1 號主變壓器直流電阻測試結果

圖6 1 號主變壓器頻率響應特征曲線

表4 1 號主變壓器低壓繞組相關系數分析結果

表5 1 號主變壓器中壓繞組相關系數分析結果

表6 1 號主變壓器高壓繞組相關系數分析結果

根據DL／T 1093—2018《電力變壓器繞組變形的低電壓電抗法檢測判斷導則》 對1 號主變壓器中壓側繞組進行短路阻抗測試，試驗參數如表7 所示，試驗結果如表8 所示。

表7 短路阻抗測試試驗參數

表8 短路阻抗測試試驗結果（中對地）

由表8 可知，中壓側繞組相間短路電壓百分比最大相對誤差為9.673%，遠大于DL/T 1093—2018《電力變壓器繞組變形的低電壓電抗法檢測判斷導則》 要求的相間短路電壓百分比最大相對誤差不大于2%，C 相短路阻抗偏小，說明C 相阻抗異常。

表9 繞組各分接位置變比試驗

根據《國家電網公司變電檢測管理規定（試行）》要求，對1 號主變壓器進行變比試驗，試驗結果如表9 所示。由表9 可知：在故障擋位2 擋下進行測量，高壓繞組對低壓繞組變比誤差嚴重超標（規定要求不超過±1.0%）；中壓繞組對低壓繞組變比誤差在合格范圍內，說明高壓繞組不合格，存在明顯變形。

2.3 原因分析

根據現場設備檢查、故障錄波、試驗數據分析，故障時，110 kV 線路短路一次故障電流6 056 A，在線路發生故障后，1 號主變壓器在短路電流的沖擊作用下，繞組產生電動力，并使繞組發熱在電動力和發熱的共同作用下，變壓器內溫度升高，使C 相繞組發生變形，變壓器開始有故障電流（變壓器差動保護動作時，220 kV 側一次電流約為300 A），并進一步發展為內部電弧放電。電弧放電造成C 相中壓繞組損傷，加速了絕緣油的分解，使本體重瓦斯稍微滯后差動保護1 s 動作，說明變壓器中壓側繞組承受抗短路電流沖擊的能力不足。

據悉該變壓器所供110 kV 系統一年內短路跳閘8 次，考慮短路電流對變壓器繞組進行多次沖擊，導致變壓器中壓側抗短路能力大幅下降，也是造成此次變壓器跳閘的重要因素。

3 建議措施

運行方式方面。變壓器中、低壓側抗短路能力不足時，應及時將頻繁故障跳閘線路調至滿足抗短路能力的變壓器運行。

線路強送方面。在變壓器所供110 kV 系統跳閘后，著重加強變壓器故障錄波的檢查，判斷變壓器本身是否產生輕微故障電流用以觀察變壓器繞組是否受損，調控員對故障線路強送時，應酌情考慮，防止事故擴大。

變壓器檢修方面。當變壓器不滿足電力系統抗短路要求時，應進行耐受故障電流強度及次數檢測，根據中、低壓側故障跳閘次數和電流大小及時安排變壓器檢修或更換。

規劃設計方面。在變電站設計階段適當超前考慮變壓器抗短路能力，留有裕度。

4 結語

通過對一起110 kV 線路故障造成220 kV 變壓器跳閘的事故進行詳細分析，變壓器中、低壓側線路短路對變壓器沖擊大，很大程度上降低了變壓器中、低壓側抗短路能力。因電網規模不斷增大，系統短路容量相應增大，提高變壓器中、低壓側抗短路能力水平，加強防范措施對電網安全運行具有重大意義。