何理國

（廣西電網(wǎng)公司南寧供電局，南寧 530031）

1 案例概況

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。

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。

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。

圖1 事件前朝陽站一次接線示意圖

1.2 故障經(jīng)過

2013年07月09日21 時(shí)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(shí)57 分22 分404 毫秒，10kV 朝北907 開關(guān)重合閘動作，21 時(shí)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(shí)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(shí)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

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(shí)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 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(shí)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(shí)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20ms，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。

2.2 現(xiàn)場試驗(yàn)分析

故障發(fā)生前，管理單位于2012年9月4日對該主變進(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(shí)風(fēng)險(xiǎn)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心間存在電位差，引起火花放電；②高壓繞組對低壓及鐵心絕緣電阻合格，但低壓對地以及鐵心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心、夾件或變壓器外殼，造成變壓器鐵心多點(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。

圖3 1 號主變保護(hù)故障錄波

2.3 巡視檢查結(jié)果

經(jīng)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(shí)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120m，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，鐵心內(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(shí)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 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(jì)值要求。

3.2 施工外力破壞問題

2013年南寧市同時(shí)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(shí)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(xiǎn)評估不夠準(zhǔn)確，導(dǎo)致在選擇運(yùn)行方式時(shí)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(xiǎn)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(shí)有效落實(shí)。

4 結(jié)論

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(jì)值要求，對此，在變壓器選型時(shí)，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(jì)算報(bào)告應(yīng)進(jìn)行認(rèn)真的校核，加強(qiáng)對110kV 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

按DL/T 1093—2008《電力變壓器繞組變形的電抗法檢測判斷導(dǎo)則》的要求，統(tǒng)計(jì)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(shí)安排停電計(jì)劃并開展繞組變形測試工作。

4.4 抓緊進(jìn)行保護(hù)升級

為了避免主變壓器在10kV 出線近端故障時(shí)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(bào)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(shí)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。