岑少奇

（紅寺堡揚水管理處，寧夏 中寧 755100）

紅寺堡二泵站主變事故分析

岑少奇

（紅寺堡揚水管理處，寧夏 中寧 755100）

變壓器的故障涉及面廣而復(fù)雜多樣，泵站變壓器正常運行是泵站安全、可靠、經(jīng)濟(jì)運行的重要保證，而紅寺堡二泵站110kV變電所兩臺并列運行主變同時發(fā)生的跳閘事故，造成嚴(yán)重經(jīng)濟(jì)損失，基于此，對事故進(jìn)行分析，找出原因，便于更好的了解變壓器的故障并進(jìn)行防護(hù)。

變壓器；跳閘；事故；短路

紅寺堡揚水工程位于寧夏中部干旱帶，工程設(shè)計引水流量25m3/s ，總揚程305.8m，總裝機(jī)總?cè)萘?1.67萬kW，設(shè)計灌溉面積3.67萬公頃，截至2014年底，實際灌溉面積達(dá)4.69萬公頃。紅寺堡二泵站是紅寺堡揚水工程第二級泵站，位于中寧縣恩和鄉(xiāng)南5.5千米處，1998年9月建成、10月投入運行，泵站設(shè)計流量25 m3/s，總揚程56.5m，凈揚程51.2m，總裝機(jī)容量24 700kW，設(shè)計運行容量20 800kW，在副廠房東側(cè)有泵站專用110kV變電所，由恩和變電所出110kV專用供電線路供電，配置1臺SF9-20000/110變壓器和1臺SF9-12500/110變壓器。泵站裝配10kV 4臺2 500kW同步電動機(jī)和5臺2 500kW異步電動機(jī)，1臺1 400kW和1臺800kW異步電動機(jī)，泵站設(shè)計為八大一小運行方式。

1　事故經(jīng)過及現(xiàn)象

2013年8月29日18：00時，泵站投運七大二小機(jī)組正常運行，在18：47分，泵站運行機(jī)組及附屬設(shè)備突然失電跳閘，全廠停電，運行人員檢查發(fā)現(xiàn)，10kV高壓室內(nèi)有短路電弧燃燒煙霧，10kV高壓母聯(lián)柜52-9至500-2刀閘之間三相母線板間發(fā)生拉弧短路閃絡(luò)現(xiàn)像，如圖1、2，后柜門也有電動力沖擊炸開，母聯(lián)保護(hù)裝置速斷保護(hù)動作；兩臺主變重瓦斯保護(hù)動作，高低壓側(cè)開關(guān)跳閘，110kV變電所中1#主變外觀完好，2#主變鐵芯上磁軛固定支架嚴(yán)重變形，將鐘罩頂部壓蓋螺栓螺栓頂斷，孔蓋變形，大量變壓器油噴出。

圖2

其中1#主變微機(jī)保護(hù)裝置SEL351于18：47：42.17發(fā)過流事件報告，10kV母聯(lián)微機(jī)保護(hù)裝置SEL551于18：47：48.62跳閘事件，2#主變微機(jī)保護(hù)裝置SEL351于18：47：49.50事件報告，由此可推斷首先1#主變瓦斯保護(hù)動作后，7.33秒10kV母聯(lián)速段保護(hù)動作再過1.12秒后2#主變瓦斯保護(hù)動作。

通過上面故障現(xiàn)象，分析兩臺變壓器為什么2#主變鐵芯上磁軛固定支架嚴(yán)重變形，將鐘罩頂部壓蓋螺栓螺栓頂斷，兩臺變壓器微機(jī)保護(hù)裝置的保護(hù)為什么都未啟動。

2　事故原因分析

停電后，首先對1#變壓器進(jìn)行電氣試驗，其中絕緣電阻高壓側(cè)對殼體15000/10000MΩ，吸收比為1.5，絕緣電阻低壓側(cè)對殼體1000/1000 MΩ，吸收比為1，其標(biāo)準(zhǔn)10℃-30℃吸收比不低于1.5則不合格；線圈直流電阻測試中高壓側(cè)相間不平衡系數(shù)δ=0.56%，低壓側(cè)線相間不平衡系數(shù)δ=39.3%，其標(biāo)準(zhǔn)為容量大于160kVA，相間＜2，線間＜1，則低壓側(cè)嚴(yán)重超標(biāo)；低壓側(cè)直流耐壓8kV出現(xiàn)間隙性放電，最終判斷自身內(nèi)部存在嚴(yán)重故障，無法再次投運。2#主變因內(nèi)部結(jié)構(gòu)發(fā)生嚴(yán)重變化，也無法投運。

兩臺主變最終返廠，2013年9月7日進(jìn)行吊芯分解后發(fā)現(xiàn)：1#主變?nèi)嗬@組中A相繞組底部有拉弧閃絡(luò)的銅珠分布，A相低壓側(cè)繞組底部出現(xiàn)匝間短路現(xiàn)象，如圖3；2#主變頂部鐵軛C相頂部向上翹起15厘米左右，夾件及固定枕木散落箱底，如圖4，主變低壓側(cè)C相頂部和底部低壓線圈都出現(xiàn)匝間短路現(xiàn)象且嚴(yán)重變形，如圖5，主變鐵芯也散落變形嚴(yán)重。

圖3

圖4

圖5

通過事故現(xiàn)象分析和變壓器拆解大修發(fā)現(xiàn)，此類銀川變壓器廠生產(chǎn)得s9型變壓器存在結(jié)構(gòu)存在缺陷：鐵芯上下軛間設(shè)置的加強筋強度不夠，兩端部固定螺栓截面積小，且選配的是非強度落上在受到較大電磁力作用時會斷裂，受力銷脫出，導(dǎo)致鐵芯變形，線圈損壞。箱體下部油槽定位件存在缺陷，鐵芯下入槽內(nèi)后不能很好固定，運輸過程中鐵芯槽內(nèi)有相對位移，易引起鐵芯變形。

因此，此類結(jié)構(gòu)變壓器存在結(jié)構(gòu)性的缺陷，不適合在電力提灌泵站應(yīng)用。由于電力揚水泵站電動機(jī)都為帶負(fù)荷啟動，電機(jī)啟動電流為軛定值6～8倍，變壓器必然受到短時電磁力沖擊，繞組的結(jié)構(gòu)不穩(wěn)或固定螺栓等問題是，繞組必然發(fā)生位移，同時繞組變形將是輕微的；如果不及時檢修，恢復(fù)墊塊位置，緊固繞組的壓釘及鐵軛的拉板、拉桿，在多次電動力沖擊后，由于累積效應(yīng)也會使變壓器損壞，因此分析可得1#主變低壓線圈收發(fā)生了匝間短路，重瓦斯保護(hù)動作，瞬間將承載的全站20 500kW負(fù)荷轉(zhuǎn)到2#主變，強大電磁力沖擊，使鐵軛嚴(yán)重變形，頂起固定支架，造成定位孔蓋螺栓頂斷，如圖6、7所示，但系統(tǒng)瞬間通過母聯(lián)，電流方向的突變引起系統(tǒng)過電壓，導(dǎo)致10kV母聯(lián)柜52-9～500-2刀閘發(fā)生單相接地短路，形成三相弧光短路，造成造成嚴(yán)重后果，所以我們對兩臺主鐵芯上下軛間增大設(shè)置加強筋，加大兩端部固定螺栓，底部油槽中鐵芯加裝固定螺栓，加固鐵芯，保證其穩(wěn)定性。

圖6

圖7

2.2短路電流分析

隨后對兩臺保護(hù)裝置進(jìn)行校驗沒有發(fā)現(xiàn)任何問題，對短路電流進(jìn)行計算，找出隱藏事故原因。

圖8

選取基準(zhǔn)值Sj=100MVA，基準(zhǔn)電壓Uj=121kV或10.5kV，其等值電路圖為圖8（b）所示。

2.2.1各元件正序阻抗標(biāo)幺值

紅二泵站1#主變20MVA，電壓比110±2*2.5%/10.5kV 電流比104.97/1099.7A，正序阻抗Ud%=10.3%，CT變比為高壓側(cè)CT 200/5，低壓側(cè)CT 1200/5，中性點零序100/5，則：

紅二泵站2#主變12.5MVA，電壓比110±2*2.5%/10.5kV ，電流比65.6/687.3A，正序阻抗Ud%=10.3% ，CT變比為高壓側(cè)CT 200/5，低壓側(cè)CT 800/5，中性點零序100/5 。

2.2.2系統(tǒng)在最大運行方式下短路電流計算

K1點紅二泵站110kV母線三相短路：

K2點紅二泵站10kV母聯(lián)分段運行，10kV母線三相短路：

K3點紅二泵站10kV母聯(lián)分段運行，10kV母線三相短路：

紅二泵站10kV母聯(lián)并列運行，10kV母線三相短路：

根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)《電流互感器》中，電流互感器準(zhǔn)確限制系數(shù)為短路故障下，短路電流與軛定電流相比的倍數(shù)小于該值，則誤差控制在準(zhǔn)確級范圍內(nèi)。紅二泵站2#主變低壓側(cè)電流互感器準(zhǔn)確限制系數(shù)為1.15，變比為2#主變800/5，則其短路電流不超過800*10=8kA，復(fù)合誤差不超過15%，即8*1.15=9.2kA，然而通過短路電流計算發(fā)現(xiàn)，當(dāng)10kV母線并列運行時，10kV母線短路電流為13.021kA，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過9.2kA，從而發(fā)生短路時存在過勵磁、深度飽和輸出電流波形發(fā)生畸變，致使二次諧波制動原理的差動保護(hù)可能拒動，則我們重新計算，2臺主變選取合理電流互感器變比為2000/5，更換電流互感器；同時，在紅寺堡揚水泵站必須采用主變分段運行，減小主變同時發(fā)生事故的可能性，避免此類事故發(fā)生保護(hù)未啟動，造成嚴(yán)重經(jīng)濟(jì)損失。

3　電力揚水泵站運行此類故障防護(hù)措施

通過此次事故，在電力揚水泵站我們必須采用合理的電力調(diào)度，當(dāng)2臺主變?nèi)萘肯嗤瑫r，以分段運行為主，避免一臺有問題并列運行造成另一臺事故的發(fā)生，造成全廠停電；2臺主變?nèi)萘坎幌嗤瑫r，可重新調(diào)整負(fù)荷，使之與變壓器容量相匹配，以分段運行為主；也可以采用主/備方式，減少主變并列運行的時段。同時，加強主變巡視，合理安排定期預(yù)防性試驗和大修工作也是預(yù)防此類事故發(fā)生的重要方法。

主要參考文獻(xiàn)

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10.3969/j.issn.1673-0194.2015.02.078

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1673-0194（2015）02-0104-02

2014-12-21