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滄州旭陽化工有限公司

【摘 要】本文以某軋鋼廠110kV變電站開關(guān)柜故障為例進(jìn)行分析，查明故障原因，并提出相應(yīng)的改造方案，為今后110kV變電站的安全運行提供保障。

【關(guān)鍵詞】變電站；開關(guān)柜；故障；原因；改造方案

一、某變電站情況概述

某110kV變電站位于軋鋼廠南面，是一座升壓變電站，主要為廠區(qū)提供上網(wǎng)通道，并為企業(yè)提供負(fù)荷用電。該變電站共有110kV、35kV、10kV3個電壓等級，2臺主變?nèi)萘糠謩e為50000kVA，110kV運行間隔2個，35kV間隔2個，10kV運行間隔3個，采用南自PST-1200C、PST-620、PSR600及PSL-641系列保護(hù)裝置。故障發(fā)生前，該變電站110kV母線分列運行，母聯(lián)100開關(guān)在分閘位置；35kV母線分列運行，母聯(lián)300開關(guān)在分閘位置；10kV母線分列運行，母聯(lián)900開關(guān)在分閘位置。#1主變接線方式為YNyn0d11，110kV側(cè)中性點直接接地運行，35kV側(cè)中性點不接地。

二、開關(guān)柜故障分析

2014年3月4日17時59分0秒，該變電站#1主變低壓側(cè)901開關(guān)A相發(fā)生單相接地故障，故障持續(xù)約18.5s后發(fā)展為三相短路。當(dāng)日17時19秒238毫秒，#1主變保護(hù)低后備復(fù)壓方向I段I、II時限動作，跳開低壓側(cè)901開關(guān)；2687ms，再次發(fā)生AB相間短路，持續(xù)70ms后發(fā)展為三相短路故障；4716ms，小電源解列裝置動作，跳開35kVI線、35kVII線（無出線）、10kV電站I線、10kV電站II線；5067ms后，#1主變高后備復(fù)壓方向I段II時限（I時限整定退出）動作，跳開高壓側(cè)101開關(guān)，至此故障被切除，其余系統(tǒng)安全運行。

三、開關(guān)柜故障原因分析

（一）保護(hù)動作分析

從保護(hù)錄波圖與現(xiàn)場信息分析可知，故障主要經(jīng)歷了以下階段。

1.故障初期為A相單相接地故障，A相接地后因絕緣擊穿而發(fā)展為三相故障。

2.三相故障后，故障電流最大達(dá)到15.6A，#1主變低后備保護(hù)復(fù)壓方向I段I時限出口跳分段900開關(guān)，故障無法切除，低后備保護(hù)復(fù)壓方向I段II時限出口跳低壓側(cè)901開關(guān)。

3.901開關(guān)跳閘后，故障電流消失，901開關(guān)柜發(fā)生AB相間短路故障。由于110kV母線電壓降低，小電源解列裝置檢測到110kVI母電壓降低滿足一輪、二輪動作要求，因此解列出口跳35kVI線、10kV電站I線、10kV電站II線，動作與定值單描述相符。此時由于10kV母線仍帶有小電源，存在殘余電壓波動現(xiàn)象，因此#1主變高后備保護(hù)復(fù)壓方向I段II時限出口跳101開關(guān)，中后備保護(hù)無故障電流未動作出口。至此故障切除，#1主變中后備保護(hù)因無故障電流未啟動，其余保護(hù)裝置及小電源解列裝置均動作正確。

（二）故障檢查及試驗檢測

故障后，現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)10kV開關(guān)室現(xiàn)場901開關(guān)觸頭A相已燒斷，柜后板已燒穿，B、C相觸頭已燒毀，整個柜子已被燒焦，附近的2面柜也受到不同程度的燒損。設(shè)備停電后，對101開關(guān)和301開關(guān)進(jìn)行氣體組分含量檢測，發(fā)現(xiàn)101開關(guān)氣體SO2組分含量為1.4μL/L，低于預(yù)試規(guī)程注意值（3μL/L），但設(shè)備內(nèi)的SO2氣體是切斷故障電流時產(chǎn)生的，不影響設(shè)備投運；101開關(guān)和301開關(guān)各項常規(guī)電氣試驗合格；對#1主變保護(hù)裝置進(jìn)行保護(hù)裝置采樣、邏輯功能、二次回路絕緣、開關(guān)傳動檢查，試驗合格。但#1主變油試驗存在如下問題。

1.設(shè)備自2013年10月進(jìn)行濾油處理后，每月開展了一次油色譜（DGA）試驗，結(jié)果顯示油中總烴含量從23μL/L增長至82μL/L，呈現(xiàn)增長趨勢，絕對產(chǎn)氣速率為11.5ml/d，接近規(guī)程注意值（12ml/d），其它組分產(chǎn)氣速率均低于規(guī)程注意值。監(jiān)測數(shù)據(jù)中，乙烯、乙烷含量變化極大，需開展比對試驗核實。

2.自2013年1月安裝DGA在線檢測裝置后，經(jīng)監(jiān)測發(fā)現(xiàn)油中總烴含量呈現(xiàn)增長趨勢，最近的總烴監(jiān)測最高值為65μL/L，其中主要以甲烷、乙烯為主（分別約占總烴的50%、40%），但與設(shè)備濾油前相比，兩種組分占比變化不大（濾油前兩種組分的占比均為45%左右）。

四、開關(guān)柜檢修及改造措施

1.對901開關(guān)柜及其它受損開關(guān)柜進(jìn)行檢修更換，為避免開關(guān)柜更換后運行中再次發(fā)熱，考慮選擇質(zhì)量較好的合資斷路器。

2.在2014年3月15日#3機組發(fā)電后，必須加強對#2主變902開關(guān)柜的測溫和巡視，必要時采取控制902開關(guān)柜負(fù)荷的措施。

3.對#2主變902開關(guān)柜進(jìn)行改造，選擇質(zhì)量較好的合資斷路器。

五、改造效果分析

1.10kV母線發(fā)熱改造經(jīng)分析，認(rèn)為是開關(guān)柜主母排設(shè)計不合理、原母排載流量偏小、溫升大造成變電站10kV開關(guān)柜長期存在不同程度發(fā)熱。為此進(jìn)行了如下改造：一是將10kV開關(guān)柜10kV母排，901、902開關(guān)柜內(nèi)母排及其母線橋由2×100（或120）×10規(guī)格銅排改為3×100（或120）×10規(guī)格銅排，并更換相關(guān)絕緣件、緊固件；二是將10kV開關(guān)室的#1、#2主變10kV側(cè)進(jìn)線兩側(cè)穿墻套管更換為4000A套管，并進(jìn)行防渦流處理。

（1）改造前后直阻測試情況。改造前，901開關(guān)A、B、C相直阻分別為52.59、56.43、54.53μΩ，902開關(guān)A、B、C相直阻分別為52.8、53.19、55.47μΩ。

改造后，901開關(guān)A、B、C相直阻分別為11.59、12.43、11.91μΩ，902開關(guān)A、B、C相直阻分別為12.1、11.68、11.47μΩ。通過對比可知，改造后各相直阻已從50μΩ降到12μΩ，改造效果明顯。

（2）負(fù)荷及測溫情況。選取#2主變10kV側(cè)902開關(guān)柜對改造前后測溫情況進(jìn)行對比，通過分析可知，改造后超30℃的情況較改造前少，20WM同等負(fù)荷情況下的最高溫度也降低，但差距不大，有待進(jìn)一步觀察；枯水期（11、12月）負(fù)荷較小，改造后的測溫效果不明顯，待來年豐水期負(fù)荷大時再進(jìn)行測量比較。

2.主變吊罩大修。

2013年3月#1主變油樣試驗氫氣、總烴含量嚴(yán)重超標(biāo)，此次又受到低壓側(cè)短路沖擊，于是懷疑#1主變內(nèi)部有高溫過熱現(xiàn)象。對該主變進(jìn)行電氣試驗，介損、絕緣、變比正常，鐵芯無多點接地；但在測試有載開關(guān)直流電阻時，發(fā)現(xiàn)有載開關(guān)9-17檔直流電阻不平衡率超過2%。為明確#1主變存在的缺陷問題，需吊罩進(jìn)行檢查。

（1）#1主變的色譜數(shù)據(jù)長期存在氫氣和總烴超標(biāo)，出現(xiàn)少量乙炔。初步判斷變壓器內(nèi)部存在局部放電，導(dǎo)致變壓器油高溫過熱。本次主變吊罩發(fā)現(xiàn)，鐵芯油道連接片與油箱內(nèi)頂部的加強鐵距離太近，發(fā)生放電，導(dǎo)致鐵芯兩點接地形成環(huán)流，放電點處出現(xiàn)燒點黑斑。處理方法：拔出鐵芯油道連接片與螺栓，平移100mm后與油箱頂部加強鐵錯位，保持一定的安全距離。

（2）因110kV變壓器的油箱內(nèi)部沒有安裝磁屏蔽，使變壓器的高壓側(cè)漏磁偏大，導(dǎo)致油箱上下連接片燒壞。處理方法：將油箱上下連接銅片加粗連接，并用螺栓緊固好。

六、結(jié)束語

通過對變電站10kV開關(guān)柜采取日常溫度監(jiān)視與負(fù)荷控制、開關(guān)柜加裝風(fēng)扇與透氣孔、10kV開關(guān)柜改造母線橋、主變大修等措施，使得故障得以解決。這些改造措施可為變電站設(shè)計、安裝、日常運維、技改大修等提供分析方法及處理方式，確保開關(guān)柜及變壓器等設(shè)備的安全運行。

參考文獻(xiàn)：

[1]韋科迪.淺析10kV高壓開關(guān)柜故障原因及防范措施[J].機電信息，2012（15）：92-93.