郭 凱,劉 濤,張高峰,喬振朋,魯 盼,黃健金,郭 果

(國網(wǎng)河南省電力公司直流中心,鄭州 45005)

0 引言

截止2021年底,我國在運(yùn)1 000 kV特高壓交流變壓器180臺(tái)(相)、高抗243臺(tái)(相),投運(yùn)以來發(fā)生各類故障和異常事件30余起,故障率明顯高于超高壓電網(wǎng)同類設(shè)備[1-4]。導(dǎo)致特高壓交流變壓器、高抗各類故障和異常的原因主要存在于高壓套管、高壓出線裝置、高壓繞組、鐵芯柱及磁分路等部件,其中1 000 kV高壓套管系統(tǒng)的異常是造成特高壓主變、高抗嚴(yán)重故障的最重要原因之一[5-8]。

2017年某特高壓站高抗乙炔含量嚴(yán)重超標(biāo),原因是高壓出線裝置內(nèi)套管連接引線在安裝時(shí)與均壓球發(fā)生摩擦,導(dǎo)致絕緣破損產(chǎn)生裸金屬放電導(dǎo)致乙炔快速增長。2019年某特高壓站主變突發(fā)爆炸著火,原因?yàn)楦邏禾坠茈娙菪倔w存在質(zhì)量缺陷帶來局部放電,導(dǎo)致套管損壞、對地電弧放電,最終導(dǎo)致油箱爆裂燃燒。2019年某特高壓站主變高壓套管乙炔含量嚴(yán)重超標(biāo),原因?yàn)樵撔吞坠軆?nèi)拉桿定位補(bǔ)償管相對較長,設(shè)計(jì)間隙偏小,運(yùn)行中與導(dǎo)電管接觸產(chǎn)生分流引起放電,造成乙炔含量嚴(yán)重超標(biāo)。2020年某特高壓站高抗高壓套管乙炔含量超注意值,原因?yàn)樘坠軐?dǎo)電管與油枕底板設(shè)計(jì)不合理、導(dǎo)電管與電容芯卷制管間定位套設(shè)計(jì)不合理、等電位片上下兩端設(shè)置不當(dāng)?shù)纫鸶吣芑虻湍芊烹姟?021年某特高壓站高抗高壓套管炸裂,原因?yàn)槌鼍€裝置圍屏絕緣紙板存在絕緣缺陷,雷擊過電壓下圍屏產(chǎn)生爬電導(dǎo)致主絕緣對地?fù)舸?。由此可?特高壓充油類設(shè)備套管在生產(chǎn)、制造和設(shè)計(jì)環(huán)節(jié)還存在諸多尚未暴露的隱患,給特高壓電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來嚴(yán)重威脅[8-10]。

介紹了1 000 kV特高壓南陽站2號(hào)主變C相重瓦斯跳閘事故,事故原因?yàn)楦邏禾坠茼敳恳戮€、接線端子等金具設(shè)計(jì)不合理導(dǎo)致套管接線柱受力過大而變形使雨水進(jìn)入,雨水順高壓套管導(dǎo)電管經(jīng)高壓出線裝置進(jìn)入本體高壓繞組,高壓繞組絕緣損壞發(fā)生匝間故障。該事故與近年來國內(nèi)數(shù)起超高壓變壓器高壓套管進(jìn)水導(dǎo)致事故跳閘案例也有類似的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)[11-15]。

南陽站1 000 kV 2號(hào)主變投運(yùn)于2011年11月,型號(hào)ODFPS-100000/1000,冷卻方式OFAF(強(qiáng)迫油循環(huán)強(qiáng)迫風(fēng)冷),特變電工生產(chǎn)。為國內(nèi)最早投運(yùn)的特高壓交流變壓器之一。

1 故障發(fā)生

某年9月30日,南陽站1 000 kV系統(tǒng)、特高壓主變及500 kV系統(tǒng)全方式運(yùn)行。13時(shí)33分,南陽站監(jiān)控后臺(tái)出現(xiàn)“1 000 kV 2號(hào)主變C相重瓦斯保護(hù)出口”、“1 000 kV 2號(hào)主變C相輕瓦斯告警”、“1 000 kV 2號(hào)主變C相壓力突變動(dòng)作告警”等信息,2號(hào)主變?nèi)齻?cè)開關(guān)全部跳開,初步判斷2號(hào)主變C相本體發(fā)生故障。

站內(nèi)運(yùn)維人員立即對1 000 kV 2號(hào)主變一、二次設(shè)備進(jìn)行檢查。檢查本體變呼吸器油杯中有油噴出,瓦斯繼電器內(nèi)有超過250 mL的瓦斯氣體,主變?nèi)齻?cè)避雷器均無動(dòng)作。檢查故障發(fā)生前絕緣油在線監(jiān)測數(shù)據(jù)、鐵芯/夾件接地電流在線監(jiān)測數(shù)據(jù)均無異常。

2 現(xiàn)場分析及處理

2.1 保護(hù)及錄波

檢查2號(hào)主變雙套電氣量保護(hù),無保護(hù)啟動(dòng)及動(dòng)作,裝置無任何告警及異常。檢查2號(hào)主變非電量保護(hù),“本體重瓦斯”、“本體輕瓦斯”、“壓力突變”動(dòng)作等均點(diǎn)亮。調(diào)閱故障發(fā)生時(shí)的故障錄波文件圖1所示。

圖1 故障錄波波形Fig.1 Waveform of fault recording

故障錄波顯示2號(hào)主變跳閘前三側(cè)電壓均正常,負(fù)荷電流約100 A。故障時(shí),1 000 kV側(cè)C相有持續(xù)約575 ms的故障電流,大小約0.1 A(一次值300 A),計(jì)算差流約為200 A(一次值),未達(dá)到330 A 差動(dòng)保護(hù)啟動(dòng)值;高壓側(cè)零序電流約0.067 A(一次值200 A),未達(dá)到300 A的零序保護(hù)啟動(dòng)值,雙套差動(dòng)保護(hù)均未啟動(dòng),差動(dòng)保護(hù)可靠正確不動(dòng)作[16]。故障錄波數(shù)據(jù)顯示C相重瓦斯動(dòng)作持續(xù)58 s。

以上初步表明2號(hào)主變C相高壓繞組發(fā)生突發(fā)匝間/股間短路故障。

2.2 油氣試驗(yàn)

故障跳閘4 h后對瓦斯集氣盒氣體進(jìn)行取樣分析,結(jié)果顯示C2H2、C2H4含量嚴(yán)重超標(biāo),分別為12 341×10-6、12 340×10-6,詳細(xì)數(shù)據(jù)表1所示。從瓦斯集氣盒前后共取出氣體7 650 mL,點(diǎn)燃?xì)怏w顯示可燃。

表1 瓦斯氣體組分Table 1 Gas compositions

對主體變油箱上、中、下3個(gè)位置分別取絕緣油樣進(jìn)行分析,總烴、H2、C2H2體積分?jǐn)?shù)均超過注意值,C2H2體積分?jǐn)?shù)超過171×10-6,三比值結(jié)果為102,故障性質(zhì)為電弧放電。詳細(xì)數(shù)據(jù)表2所示。

表2 絕緣油色譜試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Data of insulating oil chromatographic test

2.3 電氣試驗(yàn)

10月1-2日,對2號(hào)主變C相進(jìn)行絕緣電阻、介損、變比、低電壓空載試驗(yàn),試驗(yàn)結(jié)果正常。進(jìn)行繞組直流電阻測試、低電壓短路阻抗測試、繞組變形(頻響法)測試結(jié)果均不合格。

1)繞組直流電阻測試結(jié)果不合格。測試結(jié)果顯示高壓繞組(HV)直流電阻值為0.266 8 Ω,與出廠值相比同溫下誤差為27%,遠(yuǎn)大于標(biāo)準(zhǔn)“同溫與出廠值比較變化不大于2%”要求,公共繞組(CV)、低壓繞組(LV)直流電阻值合格。詳細(xì)數(shù)據(jù)表3所示。

表3 繞組直流電阻測試結(jié)果Table 3 DC resistance test results of the winding

表4 低電壓短路阻抗測試結(jié)果Table 4 Results of low voltage short circuit impedance test

2)低電壓短路阻抗測試結(jié)果不合格。測試結(jié)果顯示高壓-中壓阻抗值為80.42 Ω,與交接試驗(yàn)值相比誤差為23.7%,高壓-低壓阻抗值為233.4 Ω,與交接試驗(yàn)值相比誤差為5.8%,均遠(yuǎn)大于標(biāo)準(zhǔn)“相對誤差不應(yīng)大于±1.6%”的要求,高壓-低壓阻抗值及誤差合格。

3)繞組變形(頻響法)測試結(jié)果不合格。對本體變的高壓、中壓、低壓繞組分別進(jìn)行繞組變形測試,3個(gè)繞組的頻響圖對稱性均較差,繞組存在明顯變形[17-18]。圖2所示為高壓繞組變形試驗(yàn)頻響曲線。

圖2 高壓繞組變形試驗(yàn)波形Fig.2 Waveform of HV winding deformation test

綜上判斷,2號(hào)主變C相主體變高壓繞組在運(yùn)行中突發(fā)匝間/股間短路故障,電弧放電引起重瓦斯保護(hù)動(dòng)作,高壓繞組存在變形、斷股或斷線。

3 故障相解體分析

南陽站2號(hào)特高壓主變?yōu)?主柱(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ柱并聯(lián))結(jié)構(gòu),每柱容量333 MVA,具體故障情況需對故障變壓器進(jìn)一步拆解分析。

3.1 本體變進(jìn)箱檢查

打開故障主體變低壓側(cè)下部的兩個(gè)人孔蓋板,對低壓側(cè)的器身、引線等進(jìn)行檢查,未發(fā)現(xiàn)任何異常。拆除高壓套管、中壓套管,對出線裝置及對應(yīng)器身處進(jìn)行內(nèi)檢,未發(fā)現(xiàn)任何異常。

打開高壓側(cè)上箱蓋斜面處人孔,進(jìn)入高壓側(cè)進(jìn)行內(nèi)檢,發(fā)現(xiàn)Ⅱ柱上壓板臨近主體變出線裝置側(cè)有少量碳化物,該壓板第3-5撐條空間側(cè)面、下表面及臨近端圈有明顯的黑色碳化粉末存在。高壓連線、各柱器身、Ⅰ柱和Ⅲ柱壓板表面未見異常?？梢源_認(rèn)故障發(fā)生在Ⅱ柱高壓繞組。打開高壓繞組柱間連線,測量各柱首端與中性點(diǎn)間的直流電阻,結(jié)果為Ⅰ柱733.3 mΩ、Ⅱ柱1 893.2 mΩ、Ⅲ柱731.3 mΩ,Ⅱ柱高壓繞組直流電阻值明顯高于其他兩柱。證實(shí)故障發(fā)生在Ⅱ柱高壓繞組,故障點(diǎn)靠近高壓套管出線裝置處,需對出線裝置進(jìn)一步檢查。

3.2 高壓套管漏氣及接線柱形變的發(fā)現(xiàn)

故障的C相主體變短期內(nèi)無法修復(fù),為盡快將2號(hào)主變投入運(yùn)行,南陽站啟動(dòng)使用現(xiàn)場同型號(hào)備用相對故障本體C相更換的搶修方案。將故障相主變推移至場區(qū)檢修位置,將備用相主變推移至C相位置,由于備用相高壓套管狀態(tài)評價(jià)不良,故將原故障相主變高壓套管拆卸后安裝于備用相主變。 在進(jìn)行備用相主變本體抽真空工作時(shí),發(fā)現(xiàn)真空度上升較慢,判斷該相主變油箱存在滲漏點(diǎn)。對本體充干燥空氣進(jìn)行微正壓(0.035 MPa)檢漏,對高壓套管頂部刷檢漏液時(shí),發(fā)現(xiàn)套管頂部接線柱與套管過渡法蘭間密封面存在滲漏,檢漏液被吹出連續(xù)性的氣泡,判斷該處存在泄漏。同時(shí)發(fā)現(xiàn)該高壓套管頂部接線存在明顯形變,圖3所示。

圖3 高壓套管頂部剖面圖Fig.3 Top profile chart of HV bushing

圖4 套管導(dǎo)電桿內(nèi)有水流痕跡Fig.4 Water flow trace in bushing conducting rod

圖5 出線裝置根部引線損壞Fig.5 Damage of lead wire at the root of outgoing device

圖6 出線裝置屏蔽管底部炭黑色液體Fig.6 Carbon black liquid at the bottom of shielding pipe of outgoing device

圖7 繞組線匝斷股及燒蝕Fig.7 Crack and erosion picture of the winding turns

圖8 Ⅱ柱繞組斷股及燒蝕Fig.8 Crack and erosion picture of the 2cd column

檢查發(fā)現(xiàn),故障相高壓套管頂部接線柱偏離軸心、接線柱底部法蘭表面輕微凸起。其中,故障相高壓套管頂部接線柱上邊沿和下邊沿距過渡法蘭邊沿的最大形變值為4 mm,形變方向與高壓套管頂部接線端子至上跨線的引線方向一致。將接線柱、密封法蘭等拆除,發(fā)現(xiàn)套管導(dǎo)電桿內(nèi)有水流痕跡。

對2號(hào)主變A、B相進(jìn)行了同樣的檢查,發(fā)現(xiàn)A相主變高壓套管頂部接線柱也存在形變(無漏氣),最大形變量為2 mm,C相主變高壓套管頂部接線柱未發(fā)現(xiàn)異常。

分析認(rèn)為高壓套管頂部上跨線引線對接線柱實(shí)際拉力過大導(dǎo)致接線柱變形,進(jìn)而引起接線柱與過度法蘭密封面處漏氣[19]。主變正常運(yùn)行時(shí),高壓套管頂部為負(fù)壓區(qū),會(huì)導(dǎo)致雨水從縫隙進(jìn)入高壓套管的導(dǎo)桿,雨水沿導(dǎo)桿內(nèi)壁經(jīng)高壓出線裝置進(jìn)入主變本體高壓繞組Ⅱ柱,以上可能是本次2號(hào)主變C相高壓繞組Ⅱ柱故障的原因[20-22]。

3.3 故障相高壓出線裝置檢查

為檢查高壓繞組故障情況、分析故障原因,綜合上述故障相本體進(jìn)箱檢查情況、高壓套管接線柱漏氣及形變分析結(jié)論,南陽站現(xiàn)場依次拆除故障變壓器冷卻器、中低壓套管、出線裝置、內(nèi)部絕緣等部件,對故障相進(jìn)行解體檢查。

1)拆除出線裝置

出線裝置引線外部絕緣屏蔽層有炭黑,根部絕緣屏蔽層部分已炭化。

對高壓出線引線進(jìn)行絕緣電阻測試,使用 500 V 搖表測量高壓出線引線絕緣電阻,測量點(diǎn)分別選取高壓出線根部已被炭化部位和遠(yuǎn)離高壓出線根部無炭化部位,測試值均大于500 MΩ,說明確無接地故障。對上述兩點(diǎn)進(jìn)行介損測試。根部已被炭化部位未測量出介損數(shù)值;對無炭黑部位進(jìn)行測量,整體引線捆扎測量值為31.6%,單根引線測量值分別為11.9%、6.3%、7.3%,測試正常的中性點(diǎn)首端引線介損值為0.48%。

引線屏蔽管底部有約200 mL殘油(炭黑色液體),對殘油進(jìn)行微水測試顯示微水含量為150×10-6,遠(yuǎn)大于標(biāo)準(zhǔn)要求值15×10-6。

2)拆除高壓絕緣隔板

分別拆除柱Ⅰ-Ⅱ間和柱Ⅱ-Ⅲ間的兩層適形隔板、柱Ⅱ的5層器身外隔板和固定隔板的撐條,發(fā)現(xiàn)柱Ⅱ最靠近器身的第一層隔板上端有炭黑痕跡。

3)拆除高壓繞組Ⅱ柱圍屏

拆除Ⅱ柱高壓繞組外側(cè)8層圍屏,從內(nèi)向外數(shù)第5-8層圍屏和撐條未發(fā)現(xiàn)炭黑痕跡;從第4層起圍屏內(nèi)徑側(cè)上端部及附著撐條簾上端部開始出線炭黑,且隨著拆卸過程逐步深入,炭黑逐漸增多。

最后一層圍屏拆除后,發(fā)現(xiàn)繞組首端第一餅線匝有明顯斷股,導(dǎo)線有燒蝕。

對Ⅱ柱高壓繞組下半支路進(jìn)行檢查,發(fā)現(xiàn)繞組中部第一段線餅上的1 000 kV出頭下部右側(cè)的端子中靠右側(cè)的兩根導(dǎo)線(Ⅲ柱連線)燒斷,緊接里側(cè)的3根導(dǎo)線(Ⅱ柱本身導(dǎo)線)燒斷(斷口長度分別為55 mm、90 mm、110 mm),再往里第4、5根導(dǎo)線燒掉一個(gè)小凹口并露銅;繞組中部向下的第二段線餅從外向里有5根導(dǎo)線燒露銅(長50 mm,高度10 mm)。檢查結(jié)論:Ⅱ柱繞組下半支路導(dǎo)線全部燒蝕呈開路。

對Ⅱ柱高壓繞組上半支路進(jìn)行檢查,發(fā)現(xiàn)繞組中部的第一段線餅上的1 000 kV出頭下部右側(cè)的端子中位于中間的一根兩組合導(dǎo)線(Ⅲ柱連線)中內(nèi)側(cè)一根銅線燒斷(斷口長22 mm)、外側(cè)3根銅線燒有凹口(長55 mm、高10 mm),緊接里側(cè)的2根導(dǎo)線(Ⅱ柱本身導(dǎo)線)燒斷(內(nèi)側(cè)斷口長60 mm,外側(cè)斷口長80 mm),再往里第3、4根導(dǎo)線燒呈一小凹口并露銅。檢查結(jié)論:Ⅱ柱繞組上半支路一根導(dǎo)線燒蝕呈開路。

檢查認(rèn)為高壓繞組首端發(fā)生匝間放電導(dǎo)致繞組匝間短路,最初故障點(diǎn)為柱Ⅱ高壓線圈的下半支路的柱Ⅲ連線對緊挨其的柱Ⅱ線圈第一段線餅的線匝發(fā)生匝間放電(電壓差為4.88 kV),為典型匝間故障,其它短路燒蝕為次生故障。

綜合以上出線裝置拆解、高壓繞組Ⅱ柱拆解及套管頂部接線端子變形、漏氣檢查情況,可以判斷為主變高壓套管接線端子密封面失效后滲漏,雨水沿套管導(dǎo)桿內(nèi)壁進(jìn)入主變出線裝置內(nèi)并隨油流進(jìn)入高壓繞組,造成引線絕緣破壞,高壓繞組首端對線餅發(fā)生匝間放電,導(dǎo)致重瓦斯保護(hù)動(dòng)作跳閘。

4 高壓套管接線柱受力分析及改進(jìn)

造成主變高壓套管頂部接線端子與密封法蘭間密封失效的原因有接線端子設(shè)計(jì)不合理、套管引下線設(shè)計(jì)不合理、套管接線柱密封法蘭強(qiáng)度不足、密封設(shè)計(jì)存在薄弱環(huán)節(jié)[23-24 ]。

4.1 接線端子受力分析及改進(jìn)

南陽站2號(hào)主變高壓套管頂部接線柱及接線端子下圖(a)所示,接線端子為“U”型結(jié)構(gòu)。1 000 kV 架空導(dǎo)線金具經(jīng)該“U”型接線端子與套管接線柱導(dǎo)通,架空導(dǎo)線金具經(jīng)“U”型接線端子(力矩較大)對套管接線柱的應(yīng)力被放大[25]。

該套管接線柱可承受的折算至中部的最大水平拉力為7 000 N/min。結(jié)合南陽站現(xiàn)場,綜合考慮導(dǎo)線張力及百年一遇最大風(fēng)荷載共同作用,若采用“U”型接線端子,該水平拉力值可達(dá)8 900 N/min,明顯超出接線端子可承受拉力范圍,是造成該接線柱變形、漏氣和進(jìn)水的直接原因。有效解決辦法是縮小導(dǎo)線金具對接線柱應(yīng)力的力矩,將“U”型端子改進(jìn)為“一”型端子,圖9(b)所示。改進(jìn)前后應(yīng)力計(jì)算結(jié)果表5所示。

表5 兩種接線端子應(yīng)力對比Table 5 Stress comparison of two kinds of terminals

圖9 改進(jìn)前后的接線端子Fig.9 Terminals before and after improvement

4.2 1 000 kV引下線分析及改進(jìn)

1)特高壓主變套管等設(shè)備接線端子力學(xué)性能影響試驗(yàn)研究表明,主變高壓套管接線端子與上跨線的引接點(diǎn)水平距離越小,即主變高壓套管引下線水平長度越小,套管接線柱所受應(yīng)力越小,圖10所示。

圖10 高壓套管引線示意圖Fig.10 Schematic diagram of HV bushing leads

南陽站主變構(gòu)架梁和1 000 kV進(jìn)線構(gòu)架梁上每相均設(shè)置了3個(gè)掛點(diǎn),1 000 kV進(jìn)線構(gòu)架側(cè)掛點(diǎn)間距3 750 mm,主變構(gòu)架側(cè)掛點(diǎn)間距2 000 mm。為減小引接點(diǎn)與主變高壓套管端子的水平距離,可以調(diào)整主變構(gòu)架側(cè)絕緣子串掛點(diǎn)位置,同時(shí)將引接點(diǎn)由跨線中間部位改至絕緣子串端部引流線夾處,調(diào)整后上跨線的引下點(diǎn)基本位于主變高壓套管正上方,兩者水平距離最小,改造前后主變高壓套管引下線水平長度表6所示,該改進(jìn)方案可使三相高壓套管接線柱最大應(yīng)力降至65 MPa以下。

表6 改造前后主變高壓套管引下線水平長度Table 6 Horizontal length of HV bushing downlead before and after improvement mm

2)特高壓主變套管等設(shè)備接線端子力學(xué)性能影響試驗(yàn)研究表明,避雷器上跨線T接于主變高壓套管引下線,將顯著增加主變高壓套管引下線對套管接線端子的下(斜)拉應(yīng)力。圖11(a)為特高壓主變高壓側(cè)套管及其避雷器引下線接線圖,避雷器上跨線T接于主變高壓套管引下線。將避雷器上跨線T接于主變高壓套管引下線改為“Ⅱ”型接于1 000 kV 架空導(dǎo)線,可有效改善主變高壓套管接線端子受力情況,圖11(b)所示。

圖11 避雷器引下線兩種接線方式Fig.11 Two wiring modes of down lead of lightning arresters

圖12 改進(jìn)前后接線柱效果圖Fig.12 Effect drawing of the terminal before and after improvement

綜合采用上述4.1節(jié)、4.2節(jié)改進(jìn)措施后,能使2號(hào)主變A、B、C三相高壓套管接線柱最大應(yīng)力均小于49 MPa,滿足接線柱可受最大受力不大于106 MPa 的要求,表7所示。

表7 避雷器引下線兩種接線方式對接線柱應(yīng)力影響Table 7 Influence of two wiring downlead modes of lightning arrester on terminal stress

4.3 接線柱分析及改進(jìn)

特高壓主變高壓側(cè)導(dǎo)線引下線、接線端子、套管接線柱結(jié)構(gòu)體系中,受力薄弱環(huán)節(jié)為接線柱及頂部蓋板,密封也存在薄弱環(huán)節(jié)。原接線柱為紫銅材質(zhì)(彈性模量104 GPa,屈服強(qiáng)度80 MPa),直徑60 mm,法蘭蓋板厚度10 mm,與套管間設(shè)置1道密封結(jié)構(gòu),與套管導(dǎo)體間為1道表帶形觸指接觸導(dǎo)通,整個(gè)接線柱可承受最大應(yīng)力為76 MPa,可承受的折算至中部的最大水平拉力為7 000 N/min。改進(jìn)后的接線柱為鋁合金材質(zhì)(彈性模量70 GPa,屈服強(qiáng)度208 MPa),一體化澆筑成型,直徑80 mm,法蘭蓋板厚度20 mm,與套管間設(shè)置2道密封結(jié)構(gòu),加強(qiáng)了密封性能,與套管導(dǎo)體間設(shè)置2道表帶形觸指接觸導(dǎo)通,加強(qiáng)了導(dǎo)體接觸性能[26-27],整個(gè)接線柱可承受最大應(yīng)力為126 MPa,可承受的折算至中部的最大水平拉力為10 000 N/min。

根據(jù)以上特高壓主變套管接線端子、引下線、接線柱改進(jìn)措施進(jìn)行改進(jìn)后,仿真計(jì)算結(jié)果表明在南陽站31 m/s平均風(fēng)速下,接線柱所承受最大應(yīng)力為38.3 MPa,40 m/s陣風(fēng)下接線柱承受最大應(yīng)力為63.8 MPa。根據(jù)以上改進(jìn)方案,南陽站于2017年9月對2號(hào)主變?nèi)喔邏禾坠芙泳€系統(tǒng)進(jìn)行了改造。至2021年4月,南陽站每年對以上改造后的套管接線柱受力、變形及密封情況進(jìn)行檢查,再未發(fā)現(xiàn)異常,證明以上改進(jìn)方案的有效性。

5 故障相主變修復(fù)

5.1 修復(fù)方案

故障的2號(hào)主變C相本體需開展修復(fù)工作,鑒于故障主變返廠維修費(fèi)用高,并需協(xié)調(diào)復(fù)雜的地方關(guān)系,時(shí)間不可控。在南陽站現(xiàn)場建設(shè)永久檢修廠房不僅可滿足本次故障主變檢修需要,在將來南陽站擴(kuò)建、故障搶修及其它廠站變壓器等大型設(shè)備搶修中仍可發(fā)揮巨大作用,可極大的縮短搶修工期并可重復(fù)使用,建議建設(shè)南陽站永久檢修廠房并現(xiàn)場修復(fù)故障主變[28]。

故障相主變的修復(fù)工作需要在特變電工廠家工廠內(nèi)生產(chǎn)新的3個(gè)柱的繞組并組裝,進(jìn)行全部新產(chǎn)品試驗(yàn)后,將組裝后的3個(gè)柱的繞組運(yùn)至南陽站故障變組裝現(xiàn)場。將故障相3個(gè)繞組吊出,將新的繞組套裝入鐵芯柱進(jìn)行器身復(fù)裝和產(chǎn)品安裝。南陽站檢修廠房內(nèi)完成氣象干燥試驗(yàn)、局部放電試驗(yàn)、空載試驗(yàn)和50%負(fù)載試驗(yàn)等工作[29-30]。

5.2 檢修廠房

緊鄰南陽站圍墻外側(cè)新征地面積40 m×60 m,建設(shè)檢修廠房、辦公室及配電間各1座。新建10 kV檢修廠房電氣系統(tǒng)1套,10 kV電源線路由站外110 kV裕州變電站引接,廠內(nèi)配置10/0.4 kV變壓器2臺(tái),容量分別為800 kVA和1 250 kVA,各帶1段400 V母線分列運(yùn)行。檢修廠房規(guī)格為15 m×36 m×23.8 m,鋼結(jié)構(gòu)主體,外墻采用復(fù)合型鋼板。廠房內(nèi)設(shè)100噸行吊1臺(tái),主鉤100 t,副鉤20 t,起吊高度15 m,地面配置800 t導(dǎo)軌式液壓龍門吊1臺(tái)。廠房內(nèi)地面檢修載荷25 t/m2,采用機(jī)械排風(fēng)、自然進(jìn)風(fēng)模式,配置容量分別為20.1 kW的溫濕度控制主機(jī)6套。檢修室外場地硬化,地面活動(dòng)荷載10噸/平方米。

根據(jù)以上修復(fù)方案,南陽站于次年5月完成檢修廠房的建設(shè),同年11月完成故障相主變修復(fù)并作為備用相存放于南陽站現(xiàn)場。南陽站檢修廠房后期開展過1 000 kV電壓互感器角比差試驗(yàn)、500 kV柱式電流互感器解體檢修等工作,800 t液壓龍門吊成功參與開展了某特高壓直流換流變故障搶修工作,南陽站檢修廠房及其設(shè)施發(fā)揮了應(yīng)有作用,為特高壓廠站建設(shè)工廠化檢修基地提供了經(jīng)驗(yàn)。

6 結(jié)論

1)1 000 kV 2號(hào)主變C相故障重瓦斯跳閘事故的直接原因?yàn)楸倔w高壓繞組受潮發(fā)生匝間短路,受潮原因?yàn)楦邏禾坠茼敳拷泳€柱等金具設(shè)計(jì)不合理,高壓套管頂部接線柱蓋板變形、密封失效,在負(fù)壓區(qū)作用下雨水經(jīng)高壓套管進(jìn)入本體繞組。

2)造成高壓套管頂部接線柱蓋板變形、密封失效的原因是1 000 kV導(dǎo)線在構(gòu)架上掛點(diǎn)設(shè)計(jì)不合理,至主變套管、1 000 kV避雷器的“人”字型引下線設(shè)計(jì)不合理,使主變套管頂部“U”型接線端子水平方向應(yīng)力過大?！癠”型接線端子使下引線力矩較大,加劇了主變套管接線柱的應(yīng)力,使紫銅材質(zhì)的接線柱發(fā)生屈服、變形。

3)對2號(hào)主變高壓套管頂部接線柱等金具受力的改進(jìn)措施有優(yōu)化1 000 kV跨線在構(gòu)架上的掛點(diǎn),減小下引線水平方向應(yīng)力;改進(jìn)1 000 kV跨線至主變套管、1 000 kV避雷器的“人”字型引下線為“ Ⅱ”字型引下線,減小下部接線端子受力;將“U”型接線端子改進(jìn)為“一”字型,減小下引線力矩;將紫銅材質(zhì)接線柱改進(jìn)為鋁合金材質(zhì)接線柱,同時(shí)加強(qiáng)接線柱力外形尺寸等,加強(qiáng)接線柱力性能、密封性能和電氣性能。

4)本研究詳細(xì)介紹了南陽站2號(hào)主變C相重瓦斯跳閘事故后檢查、分析和處理的過程。類似特高壓主變高壓套管頂部金具接線系統(tǒng)設(shè)計(jì)不合理的隱患在國網(wǎng)其它特高壓變電站同樣存在,采用南陽站整改方案或類似方案已于2017年-2019年基本整改完畢,運(yùn)行至今無異常,本文不再贅述。南陽站故障相變壓器的修復(fù)及檢修廠房的建設(shè)也為類似特高壓廠站大型設(shè)備工廠化檢修提供了經(jīng)驗(yàn)[31]。國網(wǎng)后續(xù)特高壓變壓器的設(shè)計(jì)、施工應(yīng)充分汲取本次事故及隱患治理的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn),以防此類事故再次發(fā)生。