一起220 kV 某變電站1 號主變啟動損壞事件分析

周 剛 ，張知宇 ，王法順

（1.國網浙江省電力有限公司嘉興供電公司，浙江 嘉興 314000; 2.國網浙江省電力有限公司海鹽縣供電公司，浙江 海鹽 314300; 3.國網浙江省電力有限公司嘉善縣供電公司，浙江 嘉善 314100）

變壓器在電力系統中承擔著調節電壓水平、傳輸電能的作用，一旦變壓器出現故障，將造成無法估量的損失；為此，變壓器若出現故障，必須第一時間排查故障原因并進行相關搶修措施。本文基于一起真實變壓器故障案例，提出了一套變壓器啟動故障的排查方法，并給出了進一步措施方案。通過主動預警智能評估、處置預案智能完善、處置實施智能輔助，構建多元輔助智能處置模式，實現故障隱患高效處置，安全狀態實時監測，全面提升處置作業質效和安全防護[1-3]。

1 故障經過

2021 年11 月01 日14:28:43，220 kV 某變電站1 號主變在啟動操作220 kV 母線沖擊主變過程中，主變第二套差動保護動作、重瓦斯保護動作，220 kV開關跳閘，故障相別B 相。主變第一套差動保護啟動但未出口，主變跳閘后2 s 輕瓦斯保護告警。現場檢查主變本體瓦斯繼電器內有氣體，呼吸器大量出氣，主變本體各項試驗結果異常，初步判斷主變內部故障。故障變電站主接線圖如圖1 所示。

圖1 某220 kV 變電站主接線圖

2 故障原因排查

運維人員進行全面故障排查，分別調查了設備的信息、故障前的工作情況，同時進一步進行變壓器參數測試。

2.1 設備信息

220 kV 某變電站1 號主變型號為SFSZ11-240000/220，出廠時間2021 年7 月，出廠序號S210341101，投產前各項試驗均合格。

2.2 故障前當日工作情況

故障前，220 kV 某變電站220 kV 采用雙母線接線方式，2U31 線、2U93 線、4Q85 線接正母運行，2 號主變220 kV、2U32 線、2U94 線、4Q86 線接副母運行，待用2MAⅠ正、副母隔離開關均拉開，220 kV 母聯開關運行，220 kV 正、副母線及母線壓變均在運行；1 號主變220 kV 及110 kV 中性點接地，2 號主變220 kV 及110 kV 中性點接地，1 號主變有載分接開關位于9 擋位，2 號主變有載分接開關位于5 擋位。

110 kV 接線采用單母雙分段方式，其中Ⅱ、Ⅲ段母線采用硬連接，110 kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母線并列運行，110 kV 1 號母分開關運行，110 kV 2 號母分Ⅱ段母線隔離開關、110 kV 2 號母分Ⅲ段母線隔離開關合上狀態，2 號主變110 kV、1C21、1C22、1C23、1C24、1C25、1C26、1C30、1C31 線運行，待用1C27 線冷備用、待用1C33 線檢修。

35 kV 接線采用單母分段方式，35 kVⅠ、Ⅱ段母線并列運行，35 kV 母分開關運行，3C22、3C25、3C26、3C27、3C29、3C31、3C32、3C34 線運行，3C21 線熱備用，3C30 線冷備用，3C23、3C24、3C35、3C36 線運行，3C28、3C33 運行。

2.3 故障現場排查

2.3.1 主變本體

變壓器跳閘瞬間，本體呼吸器有大量氣體噴出，帶出呼吸器油杯絕緣油；本體瓦斯繼電器觀察窗充滿氣體，如圖2 所示，其他部件無異常。

圖2 1 號主變第一套保護動作情況

2.3.2 保護動作情況

2021 年11 月01 日14:28:42:703，1 號主變第一套保護啟動，1 號主變第二套保護縱差保護出口動作；

14:28:42:904，1 號主變非電量速動油壓動作；

14:28:42:919，1 號主變220 kV 開關分位；

14:28:42:926，1 號主變非電量總跳閘；

14:28:43:100，1 號主變本體重瓦斯跳閘；

14:28:45:301，1 號主變本體輕瓦斯告警。

圖2 與圖3 分別是故障變壓器1 號主變第一套保護動作與第二套保護動作的動作情況。故障期間，220 kV 母線電壓基本不變，但有較大差流（縱差最大電流1.285Ie，大于定值0.5Ie），結合錄波圖判斷，此時高壓側電流為勵磁涌流和部分故障電流的疊加，存在較大諧波分量，三相二次諧波含量分別為53.6%、7.9%、31.5%。1 號主變第一套保護采用二次諧波制動，滿足閉鎖條件，因此該套保護未出口；第二套保護采用波形對稱制動，基于波形比較原理，可防止主變啟動過程中，發生故障時因二次諧波較大導致的誤閉鎖，本次故障正確動作，圖3 為后臺SOE 主變跳閘信號。

圖3 后臺SOE 主變跳閘信號

3 主變試驗情況

對1 號主變開展診斷性試驗檢查。結果顯示油色譜、直流電阻、短路阻抗、繞組頻率響應、絕緣電阻、變比試驗等試驗數據明顯異常。

油色譜試驗：主變故障后30 min 內油樣色譜數據無異常；2 h 后取油樣，上部油樣乙炔含量2.4 μL/L，中下部油樣色譜無異常；4 h 后取油樣，上部油樣乙炔含量達到97.6 μL/L，中部油樣乙炔含量為3.2 μL/L，下部油樣乙炔含量為2.7 μL/L，嚴重超標。

瓦斯繼電器氣體色譜：乙炔含量大于1 797 μL/L、一氧化碳含量大于60 891 μL/L，均嚴重超標。

絕緣電阻：低壓繞組、鐵芯、夾件絕緣電阻數據不穩定。低壓繞組對地絕緣在2 000～20 000 MΩ間擺動，鐵芯、夾件對地絕緣均在200～1 000 MΩ擺動。

直流電阻：低壓繞組ab、bc、ca 相直流電阻分別為5、15、15 mΩ。

短路阻抗：額定檔位下，高對低短路阻抗與銘牌值相差3.85%，中對低短路阻抗與銘牌值相差5.9%。

繞組頻率響應：中、低壓B 相繞組頻響曲線與A、C 相相比，存在明顯偏移現象。

變比：高對中BC 相偏差479%，CA 相數據無法測量；高對低BC 相偏差66.9%；中對低BC 相無法測量，CA 相偏差89%。

4 故障原因分析與策略

綜合各項試驗檢查數據，分析認為故障原因：某變1 號主變在啟動沖擊過程中，內部發生放電性故障，導致差動保護動作。進一步通過變電站數字化技術，依托大數據、云平臺、數據分析和可視化等新興技術，以電網監測、保電概況和搶修態勢等管理為核心，通過對保電站所、用戶點、線路等信息進行三維建模，進一步剖析故障根本原因。因第一次短接時，合閘失敗，基本可判斷異常可能由中間繼電器引起（如果短接遙控成功則可判斷為智能終端遙控板開出的HJ 可能異常），因此判斷合閘中間重動繼電器存在卡澀，由于檢修人員在檢查過程中曾經有過敲擊，且開關電源進行拉合后恢復正常，斷路器后續分合均正常。

為了防止此類故障再次發生，班組技術人員共同商討制定了如下策略：

系統通過大數據平臺整合多項系統業務數據，實現專項保電功能相關數據資源整合、更新與共享，打造專項保電任務提供保供電指揮平臺。通過加強多模塊應用場景的開發，實現多圖層全景化展示、數據實時動態展示和故障告警、搶修信息定位，提升保電人員應急指揮能力。

保證重要用戶的保供電任務，同時加強防范用戶本身用電設備的故障問題。當用戶的某個用電設備出現短路故障時，即使配電網無故障，也會導致用戶斷電，造成損失。

對配電室進行實時監控，如出現故障可以及時發現故障支路，將支路切斷后可以迅速恢復其他支路的供電，而后排查故障。將配電房多維狀態感知率提升到100%，通過智能分析和自動精準控制，大幅降低人工巡檢和人工干預次數，為“無人配電房”的實現提供了可能。

利用保護冗余信息實時差異比對及預警技術生成預警報告，避免單套設備隱性故障引起的保護不正確動作現象，實現對保護設備隱性故障預警[4-5]。

5 進一步工作安排

立即開展220 kV 某變電站1 號主變搶修工作，已落實更換備用主變，按照7 天時限開展搶修工作，計劃于11 月8 日前完成主變更換并復役。

組織故障主變進行返廠解體檢查，進一步明確故障原因和后續整改治理措施。

加強220 kV 某變電站2 號主變運維巡視和狀態管控，落實各項防全停措施，嚴防2 號主變故障。2 號主變原計劃于11 月4 日開展抗短路能力不足改造更換（新主變為三變科技同批次同型號產品），在明確本次故障原因及處置措施前，2 號主變更換工作暫時推遲。

下階段安排策略如下：

以年度計劃為基礎，運檢部明確全年變電站綜合檢修現場踏勘、檢修平衡會計劃時間。各相關專業按照時間表提前做好項目圖紙、物資等前期準備工作。

結合變電站綜合檢修開展的大修、技改等項目相關圖紙資料在變電站綜合檢修平衡會前15 天提供。

220 kV 變電站綜合檢修方案在變電站綜合檢修平衡會后10 天內提交。220 kV 變電站綜合檢修方案在實施前2 個月完成綜合檢修方案內審。110 kV變電站綜合檢修方案在實施前1 個月完成綜合檢修方案內審。

結合變電站綜合檢修開展的大修、技改、技反措、隱患治理等項目，根據專業要求編制施工子方案，原則上需要更換裝置、設備的項目要求編制施工子方案。由專業負責施工子方案的審批，及現場驗收工作。

在無專線供電條件的情況下，采用電纜雙環網結構，為重要用戶構建堅強的配電網架，實現供電可靠性。