基于軟導線相間距離檢驗的主變壓器跳閘原因分析

趙 聰李松原李 楠張 弛李 琳

(1.國網天津市電力公司電力科學研究院,天津 300384;2.天津市電力物聯網企業重點實驗室,天津 300384)

隨著電力系統規模的不斷擴大,主變壓器容量不斷增大,近20年電力系統短路電流水平不斷提升[1-5]。老舊變電站內設備架構、連接導線等設施的設計尺寸、距離已無法滿足運行要求,在電力系統遭受大風、舞動或短路沖擊時易發生短路故障,嚴重影響電網的安全運行[68]。

針對一起220 k V 主變壓器跳閘故障開展原因分析,根據故障錄波數據記錄的主變壓器高中低三側電壓、電流的幅值、相位以及保護動作情況分析,同時結合現場檢查判斷故障點為主變壓器35 k V 軟導線[913]。通過對短路軟導線開展相間距離校驗計算,對比設計值和實測值發現軟導線弧垂及相間距離均不滿足運行要求,是造成本次故障的根本原因[14-15],為避免同類故障再次發生提出了相應的反事故措施[16-19]。

1 故障前基本情況

此次故障變電站安裝有2臺220 k V 主變壓器。2臺主變壓器220 k V、110 k V 及35 k V 三側母線均采用雙母線接線方式,主變壓器220 k V 及110 k V 側中性點采用間隙接地,35 k V 側中性點采用消弧線圈接地。其中故障變壓器為2號主變壓器,型號為SFSZ-180000/220,額定容量180 MVA,冷卻方式為自然油循環風冷(ONAF),2007年1月出廠,2007年5月投運。故障前,變電站220 k V、110 k V 母線的2245、145分段開關處于合閘狀態,35 k V 母線345分段開關處于分閘狀態,2 號主變壓器由35 k V 302 受總開關帶35 k V-5母線運行。

2 故障檢查與分析

2.1 故障錄波分析

通過查看故障錄波及保護動作信息,可知2020年4月8日13時05分39秒,35 k V-5母線電壓異常,W 相電壓升高,U、V 相電壓降低,幅值及相位相同。2號主變壓器高中低三側U、V 相均出現故障電流。其中,流經2202受總開關故障電流為0.88 k A,流經102受總開關故障電流為1.1 k A,流經302受總開關故障電流為11 k A。623 ms時,319線路過流II段動作,690 ms時,35 k V-5母線三相電壓、電流恢復正常,因此判斷為319線路發生U、V 相間短路,故障點在主變壓器保護范圍之外。

1 485 ms時,35 k V-5母線電壓再次異常,W相電壓升高,U、V 相電壓降低,幅值及相位相同。同時,2號主變壓器2202、102受總開關U、V 相再次出現故障電流。其中,流經2202受總開關電流為0.86 k A,流經102受總開關電流為1.37 k A,但是流經302 受總開關電流顯示正常。1 518 ms時,2號主變壓器差動保護動作,主變壓器三側開關跳閘,35 k V-5母線失電。因此判斷2號主變壓器35 k V 低壓側發生U、V 相間短路,故障點在主變壓器保護范圍之內。

2.2 現場檢查情況

現場檢查2號主變壓器、本體無異常,瓦斯及集氣盒內無氣體,輕重瓦斯均無動作。

檢查2202、102、302受總開關間隔內,斷路器本體、隔離開關、CT、連接鋁排、穿墻套管等設備均無放電痕跡,35 k V 開關樓內無異味。

檢查2號主變壓器35 k V 出線套管至35 k V母線橋均無放電痕跡,母線橋導電排熱縮包裹無破損燒蝕痕跡,支撐瓷瓶無放電痕跡。

檢查2號主變壓器35 k V 母線橋與35 k V 開關樓穿墻套管間引線(雙分裂軟導線),在距開關樓第3檔U、V 相導線表面有明顯放電痕跡,W 相導線無放電痕跡,如圖1 所示。判斷此處為第2次相間短路故障點。

圖1 軟導線相間短路故障點

2.3 故障過程分析

根據故障錄波和保護動作信息可知,本次故障總計發生2次短路。

第1次,13時05分39秒,319出線發生U、V相間短路,過流保護二段動作,跳開319開關,電壓、電流恢復正常。因故障點在主變壓器差動保護范圍之外,主變壓器保護不動作。

第2 次,13 時05 分40 秒,2 號 主 變 壓 器35 k V 側發生U、V 相間短路,因故障點在主變壓器差動保護范圍之內,差動電流滿足動作要求,主變壓器差動保護動作,三側開關跳閘。

由于2次故障均為U、V 相間短路,并且2次相間短路時間間隔約為895 ms。因此推斷2次相間短路存在聯系。即在第一次319線路發生相間短路時,35 k V軟導線在故障電流電動力作用下發生搖擺,侵犯安全距離,從而引發第二次相間短路。

3 軟導線相間距離校驗

為進一步明確第2次相間短路原因,根據《電力工程設計手冊:火力發電廠電氣一次設計》開展軟導線相間距離校驗。

3.1 相間距離校驗原理

考慮本次故障軟導線采用門型架結構,相間距離校驗原理如圖2所示。D2為最小安全距離,A2為不同相帶電部分之間的最小電氣距離,f1為絕緣子串弧垂,f2為導線弧垂,a1為絕緣子串風偏角,a2為導線風偏角。

圖2 門型架軟導線相間距離校驗原理

f1及f2的計算公式為:

式中:f為絕緣子和導線的總弧垂;l為跨距水平投影長度;l1為跨距內導線水平投影長度;Qi為各種狀態時絕緣子串單位長度質量;qi為各種狀態時的導線單位長度質量。

a1及a2的計算公式為:

式中:Q4為絕緣子串承受的風壓;q4為導線單位長度所承受的風壓;Q1為絕緣子串的質量;q1為導線單位長度的質量。

校驗實際相間距離是否能夠完全滿足軟導線在各種不同狀態下的最小安全距離D2要求。

(1)在大氣過電壓、風偏條件下,D′2為:

(2)在內部過電壓、風偏條件下,D″2為:

(3)在最大工作電壓、短路搖擺、風偏條件下,D?2為:

式中:D′2、D″2、D?2分別為大氣過電壓、內部過電壓、最大工作電壓所要求的的最小相間距離;A′2、A″2、A?2分別為各種狀態下不同相帶電部分之間的最小電氣距離;f′1、f″1、f?1對應各種狀態時絕緣子串弧垂;f′2、f″2、f?2對應各種狀態時導線弧垂;a′1、a″1、a?1對應各種狀態時絕緣子串的風偏搖擺角;a′2、a″2、a?2對 應 各 種 狀 態 時 絕 緣 子 串 的 風 偏 搖 擺角;d為導線分裂間距;r為導線半徑。

3.2 相間距離校驗結果

針對校驗所需的各項參數,文中分別選取設計值和現場測試值。具體參數信息詳見表1。其中軟導線弧垂實測值1.3 m,遠大于設計值0.7 m。

表1 軟導線相間距離校驗參數

將校驗所需的各項參數代入上述計算公式,在3種不同情況開展校驗計算。分別為:設計值下發生三相短路、設計值下發生兩相短路、實測值下發生兩相短路。計算結果詳見表2。

表2 軟導線相間距離校驗結果 m

對比情況2和情況3可知,當軟導線弧垂滿足設計值0.7 m 時,針對本次兩相短路故障進行相間距離校驗,結論為合格,即線路發生兩相短路時不應造成軟導線短路;當軟導線弧垂不滿足設計值,達到1.3 m 時,針對本次兩相短路故障進行相間距離校驗,結論為不合格,即線路發生兩相短路時容易造成軟導線短路。

對比情況1和情況2可知,根據現有設計值,針對系統發生三相短路故障進行相間距離校驗,結論為不合格,即線路發生三相短路時容易造成軟導線短路。

4 故障原因分析及治理措施

4.1 原因分析

根據軟導線相間距離校驗結果可知,在軟導線實測弧垂為1.3 m 的情況下,現有相間距離1.3m 已不滿足設計規程要求,即外部線路發生兩相短路故障時,存在軟導線發生短路可能。同時根據現場檢查,排除異物等其他原因。因此判斷本次故障原因為:由于35 k V 軟導線弧垂及相間距離均不滿足設計要求,外部線路發生兩相短路時,軟導線在電動力作用下發生搖擺,侵犯安全距離,造成相間短路。由于故障點在主變壓器保護范圍內,因而導致2 號主變壓器保護動作,三側開關跳閘。

4.2 治理措施

鑒于本次故障原因為軟導線弧垂及相間距離不滿足要求,因此文中提出針對性治理措施如下。

(1)運行年限超過20年老舊變電站應開展全面排查,針對軟導線弧垂、相間距離、檔距等關鍵參數進行現場實測,并根據測試結果開展相間距離校驗;

(2)針對弧垂、相間距離不滿足要求的軟導線,具備條件的應委托設計單位重新設計建設方案,對軟導線及架構進行全面改造。

(3)不具備改造條件的,可采取加裝耐張絕緣子或絕緣外護套等措施,以提高軟導線絕緣水平。

(4)對于其他在運變電站軟導線,應定期采用不停電方法開展弧垂測試,若弧垂不滿足設計要求,應及時停電并重新安裝,避免故障發生。

5 結論

針對故障變電站35 k V 軟導線進行停電檢修,調整軟導線弧垂并加裝絕緣外護套以提高軟導線絕緣水平,截止目前該變電站未發生同類原因造成主變壓器跳閘事故。后期計劃結合變電站整體改造,根據主變壓器設計容量,重新設計并校驗35k V 軟導線弧垂、相間距離,以滿足設計規程要求,保設備安全穩定運行。