1 000 kV特高压南阳站主变匝间故障分析处理及其现场修复

郭 凯,刘 涛,张高峰,乔振朋,鲁 盼,黄健金,郭 果

(国网河南省电力公司直流中心,郑州 45005)

0 引言

截止2021年底,我国在运1 000 kV特高压交流变压器180台(相)、高抗243台(相),投运以来发生各类故障和异常事件30余起,故障率明显高于超高压电网同类设备[1-4]。导致特高压交流变压器、高抗各类故障和异常的原因主要存在于高压套管、高压出线装置、高压绕组、铁芯柱及磁分路等部件,其中1 000 kV高压套管系统的异常是造成特高压主变、高抗严重故障的最重要原因之一[5-8]。

2017年某特高压站高抗乙炔含量严重超标,原因是高压出线装置内套管连接引线在安装时与均压球发生摩擦,导致绝缘破损产生裸金属放电导致乙炔快速增长。2019年某特高压站主变突发爆炸着火,原因为高压套管电容芯体存在质量缺陷带来局部放电,导致套管损坏、对地电弧放电,最终导致油箱爆裂燃烧。2019年某特高压站主变高压套管乙炔含量严重超标,原因为该型套管内拉杆定位补偿管相对较长,设计间隙偏小,运行中与导电管接触产生分流引起放电,造成乙炔含量严重超标。2020年某特高压站高抗高压套管乙炔含量超注意值,原因为套管导电管与油枕底板设计不合理、导电管与电容芯卷制管间定位套设计不合理、等电位片上下两端设置不当等引起高能或低能放电。2021年某特高压站高抗高压套管炸裂,原因为出线装置围屏绝缘纸板存在绝缘缺陷,雷击过电压下围屏产生爬电导致主绝缘对地击穿。由此可见,特高压充油类设备套管在生产、制造和设计环节还存在诸多尚未暴露的隐患,给特高压电网的安全稳定运行带来严重威胁[8-10]。

介绍了1 000 kV特高压南阳站2号主变C相重瓦斯跳闸事故,事故原因为高压套管顶部引下线、接线端子等金具设计不合理导致套管接线柱受力过大而变形使雨水进入,雨水顺高压套管导电管经高压出线装置进入本体高压绕组,高压绕组绝缘损坏发生匝间故障。该事故与近年来国内数起超高压变压器高压套管进水导致事故跳闸案例也有类似的经验和教训[11-15]。

南阳站1 000 kV 2号主变投运于2011年11月,型号ODFPS-100000/1000,冷却方式OFAF(强迫油循环强迫风冷),特变电工生产。为国内最早投运的特高压交流变压器之一。

1 故障发生

某年9月30日,南阳站1 000 kV系统、特高压主变及500 kV系统全方式运行。13时33分,南阳站监控后台出现“1 000 kV 2号主变C相重瓦斯保护出口”、“1 000 kV 2号主变C相轻瓦斯告警”、“1 000 kV 2号主变C相压力突变动作告警”等信息,2号主变三侧开关全部跳开,初步判断2号主变C相本体发生故障。

站内运维人员立即对1 000 kV 2号主变一、二次设备进行检查。检查本体变呼吸器油杯中有油喷出,瓦斯继电器内有超过250 mL的瓦斯气体,主变三侧避雷器均无动作。检查故障发生前绝缘油在线监测数据、铁芯/夹件接地电流在线监测数据均无异常。

2 现场分析及处理

2.1 保护及录波

检查2号主变双套电气量保护,无保护启动及动作,装置无任何告警及异常。检查2号主变非电量保护,“本体重瓦斯”、“本体轻瓦斯”、“压力突变”动作等均点亮。调阅故障发生时的故障录波文件图1所示。

图1 故障录波波形Fig.1 Waveform of fault recording

故障录波显示2号主变跳闸前三侧电压均正常,负荷电流约100 A。故障时,1 000 kV侧C相有持续约575 ms的故障电流,大小约0.1 A(一次值300 A),计算差流约为200 A(一次值),未达到330 A 差动保护启动值;高压侧零序电流约0.067 A(一次值200 A),未达到300 A的零序保护启动值,双套差动保护均未启动,差动保护可靠正确不动作[16]。故障录波数据显示C相重瓦斯动作持续58 s。

以上初步表明2号主变C相高压绕组发生突发匝间/股间短路故障。

2.2 油气试验

故障跳闸4 h后对瓦斯集气盒气体进行取样分析,结果显示C2H2、C2H4含量严重超标,分别为12 341×10-6、12 340×10-6,详细数据表1所示。从瓦斯集气盒前后共取出气体7 650 mL,点燃气体显示可燃。

表1 瓦斯气体组分Table 1 Gas compositions

对主体变油箱上、中、下3个位置分别取绝缘油样进行分析,总烃、H2、C2H2体积分数均超过注意值,C2H2体积分数超过171×10-6,三比值结果为102,故障性质为电弧放电。详细数据表2所示。

表2 绝缘油色谱试验结果Table 2 Data of insulating oil chromatographic test

2.3 电气试验

10月1-2日,对2号主变C相进行绝缘电阻、介损、变比、低电压空载试验,试验结果正常。进行绕组直流电阻测试、低电压短路阻抗测试、绕组变形(频响法)测试结果均不合格。

1)绕组直流电阻测试结果不合格。测试结果显示高压绕组(HV)直流电阻值为0.266 8 Ω,与出厂值相比同温下误差为27%,远大于标准“同温与出厂值比较变化不大于2%”要求,公共绕组(CV)、低压绕组(LV)直流电阻值合格。详细数据表3所示。

表3 绕组直流电阻测试结果Table 3 DC resistance test results of the winding

表4 低电压短路阻抗测试结果Table 4 Results of low voltage short circuit impedance test

2)低电压短路阻抗测试结果不合格。测试结果显示高压-中压阻抗值为80.42 Ω,与交接试验值相比误差为23.7%,高压-低压阻抗值为233.4 Ω,与交接试验值相比误差为5.8%,均远大于标准“相对误差不应大于±1.6%”的要求,高压-低压阻抗值及误差合格。

3)绕组变形(频响法)测试结果不合格。对本体变的高压、中压、低压绕组分别进行绕组变形测试,3个绕组的频响图对称性均较差,绕组存在明显变形[17-18]。图2所示为高压绕组变形试验频响曲线。

图2 高压绕组变形试验波形Fig.2 Waveform of HV winding deformation test

综上判断,2号主变C相主体变高压绕组在运行中突发匝间/股间短路故障,电弧放电引起重瓦斯保护动作,高压绕组存在变形、断股或断线。

3 故障相解体分析

南阳站2号特高压主变为3主柱(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ柱并联)结构,每柱容量333 MVA,具体故障情况需对故障变压器进一步拆解分析。

3.1 本体变进箱检查

打开故障主体变低压侧下部的两个人孔盖板,对低压侧的器身、引线等进行检查,未发现任何异常。拆除高压套管、中压套管,对出线装置及对应器身处进行内检,未发现任何异常。

打开高压侧上箱盖斜面处人孔,进入高压侧进行内检,发现Ⅱ柱上压板临近主体变出线装置侧有少量碳化物,该压板第3-5撑条空间侧面、下表面及临近端圈有明显的黑色碳化粉末存在。高压连线、各柱器身、Ⅰ柱和Ⅲ柱压板表面未见异常。可以确认故障发生在Ⅱ柱高压绕组。打开高压绕组柱间连线,测量各柱首端与中性点间的直流电阻,结果为Ⅰ柱733.3 mΩ、Ⅱ柱1 893.2 mΩ、Ⅲ柱731.3 mΩ,Ⅱ柱高压绕组直流电阻值明显高于其他两柱。证实故障发生在Ⅱ柱高压绕组,故障点靠近高压套管出线装置处,需对出线装置进一步检查。

3.2 高压套管漏气及接线柱形变的发现

故障的C相主体变短期内无法修复,为尽快将2号主变投入运行,南阳站启动使用现场同型号备用相对故障本体C相更换的抢修方案。将故障相主变推移至场区检修位置,将备用相主变推移至C相位置,由于备用相高压套管状态评价不良,故将原故障相主变高压套管拆卸后安装于备用相主变。 在进行备用相主变本体抽真空工作时,发现真空度上升较慢,判断该相主变油箱存在渗漏点。对本体充干燥空气进行微正压(0.035 MPa)检漏,对高压套管顶部刷检漏液时,发现套管顶部接线柱与套管过渡法兰间密封面存在渗漏,检漏液被吹出连续性的气泡,判断该处存在泄漏。同时发现该高压套管顶部接线存在明显形变,图3所示。

图3 高压套管顶部剖面图Fig.3 Top profile chart of HV bushing

图4 套管导电杆内有水流痕迹Fig.4 Water flow trace in bushing conducting rod

图5 出线装置根部引线损坏Fig.5 Damage of lead wire at the root of outgoing device

图6 出线装置屏蔽管底部炭黑色液体Fig.6 Carbon black liquid at the bottom of shielding pipe of outgoing device

图7 绕组线匝断股及烧蚀Fig.7 Crack and erosion picture of the winding turns

图8 Ⅱ柱绕组断股及烧蚀Fig.8 Crack and erosion picture of the 2cd column

检查发现,故障相高压套管顶部接线柱偏离轴心、接线柱底部法兰表面轻微凸起。其中,故障相高压套管顶部接线柱上边沿和下边沿距过渡法兰边沿的最大形变值为4 mm,形变方向与高压套管顶部接线端子至上跨线的引线方向一致。将接线柱、密封法兰等拆除,发现套管导电杆内有水流痕迹。

对2号主变A、B相进行了同样的检查,发现A相主变高压套管顶部接线柱也存在形变(无漏气),最大形变量为2 mm,C相主变高压套管顶部接线柱未发现异常。

分析认为高压套管顶部上跨线引线对接线柱实际拉力过大导致接线柱变形,进而引起接线柱与过度法兰密封面处漏气[19]。主变正常运行时,高压套管顶部为负压区,会导致雨水从缝隙进入高压套管的导杆,雨水沿导杆内壁经高压出线装置进入主变本体高压绕组Ⅱ柱,以上可能是本次2号主变C相高压绕组Ⅱ柱故障的原因[20-22]。

3.3 故障相高压出线装置检查

为检查高压绕组故障情况、分析故障原因,综合上述故障相本体进箱检查情况、高压套管接线柱漏气及形变分析结论,南阳站现场依次拆除故障变压器冷却器、中低压套管、出线装置、内部绝缘等部件,对故障相进行解体检查。

1)拆除出线装置

出线装置引线外部绝缘屏蔽层有炭黑,根部绝缘屏蔽层部分已炭化。

对高压出线引线进行绝缘电阻测试,使用 500 V 摇表测量高压出线引线绝缘电阻,测量点分别选取高压出线根部已被炭化部位和远离高压出线根部无炭化部位,测试值均大于500 MΩ,说明确无接地故障。对上述两点进行介损测试。根部已被炭化部位未测量出介损数值;对无炭黑部位进行测量,整体引线捆扎测量值为31.6%,单根引线测量值分别为11.9%、6.3%、7.3%,测试正常的中性点首端引线介损值为0.48%。

引线屏蔽管底部有约200 mL残油(炭黑色液体),对残油进行微水测试显示微水含量为150×10-6,远大于标准要求值15×10-6。

2)拆除高压绝缘隔板

分别拆除柱Ⅰ-Ⅱ间和柱Ⅱ-Ⅲ间的两层适形隔板、柱Ⅱ的5层器身外隔板和固定隔板的撑条,发现柱Ⅱ最靠近器身的第一层隔板上端有炭黑痕迹。

3)拆除高压绕组Ⅱ柱围屏

拆除Ⅱ柱高压绕组外侧8层围屏,从内向外数第5-8层围屏和撑条未发现炭黑痕迹;从第4层起围屏内径侧上端部及附着撑条帘上端部开始出线炭黑,且随着拆卸过程逐步深入,炭黑逐渐增多。

最后一层围屏拆除后,发现绕组首端第一饼线匝有明显断股,导线有烧蚀。

对Ⅱ柱高压绕组下半支路进行检查,发现绕组中部第一段线饼上的1 000 kV出头下部右侧的端子中靠右侧的两根导线(Ⅲ柱连线)烧断,紧接里侧的3根导线(Ⅱ柱本身导线)烧断(断口长度分别为55 mm、90 mm、110 mm),再往里第4、5根导线烧掉一个小凹口并露铜;绕组中部向下的第二段线饼从外向里有5根导线烧露铜(长50 mm,高度10 mm)。检查结论:Ⅱ柱绕组下半支路导线全部烧蚀呈开路。

对Ⅱ柱高压绕组上半支路进行检查,发现绕组中部的第一段线饼上的1 000 kV出头下部右侧的端子中位于中间的一根两组合导线(Ⅲ柱连线)中内侧一根铜线烧断(断口长22 mm)、外侧3根铜线烧有凹口(长55 mm、高10 mm),紧接里侧的2根导线(Ⅱ柱本身导线)烧断(内侧断口长60 mm,外侧断口长80 mm),再往里第3、4根导线烧呈一小凹口并露铜。检查结论:Ⅱ柱绕组上半支路一根导线烧蚀呈开路。

检查认为高压绕组首端发生匝间放电导致绕组匝间短路,最初故障点为柱Ⅱ高压线圈的下半支路的柱Ⅲ连线对紧挨其的柱Ⅱ线圈第一段线饼的线匝发生匝间放电(电压差为4.88 kV),为典型匝间故障,其它短路烧蚀为次生故障。

综合以上出线装置拆解、高压绕组Ⅱ柱拆解及套管顶部接线端子变形、漏气检查情况,可以判断为主变高压套管接线端子密封面失效后渗漏,雨水沿套管导杆内壁进入主变出线装置内并随油流进入高压绕组,造成引线绝缘破坏,高压绕组首端对线饼发生匝间放电,导致重瓦斯保护动作跳闸。

4 高压套管接线柱受力分析及改进

造成主变高压套管顶部接线端子与密封法兰间密封失效的原因有接线端子设计不合理、套管引下线设计不合理、套管接线柱密封法兰强度不足、密封设计存在薄弱环节[23-24 ]。

4.1 接线端子受力分析及改进

南阳站2号主变高压套管顶部接线柱及接线端子下图(a)所示,接线端子为“U”型结构。1 000 kV 架空导线金具经该“U”型接线端子与套管接线柱导通,架空导线金具经“U”型接线端子(力矩较大)对套管接线柱的应力被放大[25]。

该套管接线柱可承受的折算至中部的最大水平拉力为7 000 N/min。结合南阳站现场,综合考虑导线张力及百年一遇最大风荷载共同作用,若采用“U”型接线端子,该水平拉力值可达8 900 N/min,明显超出接线端子可承受拉力范围,是造成该接线柱变形、漏气和进水的直接原因。有效解决办法是缩小导线金具对接线柱应力的力矩,将“U”型端子改进为“一”型端子,图9(b)所示。改进前后应力计算结果表5所示。

表5 两种接线端子应力对比Table 5 Stress comparison of two kinds of terminals

图9 改进前后的接线端子Fig.9 Terminals before and after improvement

4.2 1 000 kV引下线分析及改进

1)特高压主变套管等设备接线端子力学性能影响试验研究表明,主变高压套管接线端子与上跨线的引接点水平距离越小,即主变高压套管引下线水平长度越小,套管接线柱所受应力越小,图10所示。

图10 高压套管引线示意图Fig.10 Schematic diagram of HV bushing leads

南阳站主变构架梁和1 000 kV进线构架梁上每相均设置了3个挂点,1 000 kV进线构架侧挂点间距3 750 mm,主变构架侧挂点间距2 000 mm。为减小引接点与主变高压套管端子的水平距离,可以调整主变构架侧绝缘子串挂点位置,同时将引接点由跨线中间部位改至绝缘子串端部引流线夹处,调整后上跨线的引下点基本位于主变高压套管正上方,两者水平距离最小,改造前后主变高压套管引下线水平长度表6所示,该改进方案可使三相高压套管接线柱最大应力降至65 MPa以下。

表6 改造前后主变高压套管引下线水平长度Table 6 Horizontal length of HV bushing downlead before and after improvement mm

2)特高压主变套管等设备接线端子力学性能影响试验研究表明,避雷器上跨线T接于主变高压套管引下线,将显著增加主变高压套管引下线对套管接线端子的下(斜)拉应力。图11(a)为特高压主变高压侧套管及其避雷器引下线接线图,避雷器上跨线T接于主变高压套管引下线。将避雷器上跨线T接于主变高压套管引下线改为“Ⅱ”型接于1 000 kV 架空导线,可有效改善主变高压套管接线端子受力情况,图11(b)所示。

图11 避雷器引下线两种接线方式Fig.11 Two wiring modes of down lead of lightning arresters

图12 改进前后接线柱效果图Fig.12 Effect drawing of the terminal before and after improvement

综合采用上述4.1节、4.2节改进措施后,能使2号主变A、B、C三相高压套管接线柱最大应力均小于49 MPa,满足接线柱可受最大受力不大于106 MPa 的要求,表7所示。

表7 避雷器引下线两种接线方式对接线柱应力影响Table 7 Influence of two wiring downlead modes of lightning arrester on terminal stress

4.3 接线柱分析及改进

特高压主变高压侧导线引下线、接线端子、套管接线柱结构体系中,受力薄弱环节为接线柱及顶部盖板,密封也存在薄弱环节。原接线柱为紫铜材质(弹性模量104 GPa,屈服强度80 MPa),直径60 mm,法兰盖板厚度10 mm,与套管间设置1道密封结构,与套管导体间为1道表带形触指接触导通,整个接线柱可承受最大应力为76 MPa,可承受的折算至中部的最大水平拉力为7 000 N/min。改进后的接线柱为铝合金材质(弹性模量70 GPa,屈服强度208 MPa),一体化浇筑成型,直径80 mm,法兰盖板厚度20 mm,与套管间设置2道密封结构,加强了密封性能,与套管导体间设置2道表带形触指接触导通,加强了导体接触性能[26-27],整个接线柱可承受最大应力为126 MPa,可承受的折算至中部的最大水平拉力为10 000 N/min。

根据以上特高压主变套管接线端子、引下线、接线柱改进措施进行改进后,仿真计算结果表明在南阳站31 m/s平均风速下,接线柱所承受最大应力为38.3 MPa,40 m/s阵风下接线柱承受最大应力为63.8 MPa。根据以上改进方案,南阳站于2017年9月对2号主变三相高压套管接线系统进行了改造。至2021年4月,南阳站每年对以上改造后的套管接线柱受力、变形及密封情况进行检查,再未发现异常,证明以上改进方案的有效性。

5 故障相主变修复

5.1 修复方案

故障的2号主变C相本体需开展修复工作,鉴于故障主变返厂维修费用高,并需协调复杂的地方关系,时间不可控。在南阳站现场建设永久检修厂房不仅可满足本次故障主变检修需要,在将来南阳站扩建、故障抢修及其它厂站变压器等大型设备抢修中仍可发挥巨大作用,可极大的缩短抢修工期并可重复使用,建议建设南阳站永久检修厂房并现场修复故障主变[28]。

故障相主变的修复工作需要在特变电工厂家工厂内生产新的3个柱的绕组并组装,进行全部新产品试验后,将组装后的3个柱的绕组运至南阳站故障变组装现场。将故障相3个绕组吊出,将新的绕组套装入铁芯柱进行器身复装和产品安装。南阳站检修厂房内完成气象干燥试验、局部放电试验、空载试验和50%负载试验等工作[29-30]。

5.2 检修厂房

紧邻南阳站围墙外侧新征地面积40 m×60 m,建设检修厂房、办公室及配电间各1座。新建10 kV检修厂房电气系统1套,10 kV电源线路由站外110 kV裕州变电站引接,厂内配置10/0.4 kV变压器2台,容量分别为800 kVA和1 250 kVA,各带1段400 V母线分列运行。检修厂房规格为15 m×36 m×23.8 m,钢结构主体,外墙采用复合型钢板。厂房内设100吨行吊1台,主钩100 t,副钩20 t,起吊高度15 m,地面配置800 t导轨式液压龙门吊1台。厂房内地面检修载荷25 t/m2,采用机械排风、自然进风模式,配置容量分别为20.1 kW的温湿度控制主机6套。检修室外场地硬化,地面活动荷载10吨/平方米。

根据以上修复方案,南阳站于次年5月完成检修厂房的建设,同年11月完成故障相主变修复并作为备用相存放于南阳站现场。南阳站检修厂房后期开展过1 000 kV电压互感器角比差试验、500 kV柱式电流互感器解体检修等工作,800 t液压龙门吊成功参与开展了某特高压直流换流变故障抢修工作,南阳站检修厂房及其设施发挥了应有作用,为特高压厂站建设工厂化检修基地提供了经验。

6 结论

1)1 000 kV 2号主变C相故障重瓦斯跳闸事故的直接原因为本体高压绕组受潮发生匝间短路,受潮原因为高压套管顶部接线柱等金具设计不合理,高压套管顶部接线柱盖板变形、密封失效,在负压区作用下雨水经高压套管进入本体绕组。

2)造成高压套管顶部接线柱盖板变形、密封失效的原因是1 000 kV导线在构架上挂点设计不合理,至主变套管、1 000 kV避雷器的“人”字型引下线设计不合理,使主变套管顶部“U”型接线端子水平方向应力过大。“U”型接线端子使下引线力矩较大,加剧了主变套管接线柱的应力,使紫铜材质的接线柱发生屈服、变形。

3)对2号主变高压套管顶部接线柱等金具受力的改进措施有优化1 000 kV跨线在构架上的挂点,减小下引线水平方向应力;改进1 000 kV跨线至主变套管、1 000 kV避雷器的“人”字型引下线为“ Ⅱ”字型引下线,减小下部接线端子受力;将“U”型接线端子改进为“一”字型,减小下引线力矩;将紫铜材质接线柱改进为铝合金材质接线柱,同时加强接线柱力外形尺寸等,加强接线柱力性能、密封性能和电气性能。

4)本研究详细介绍了南阳站2号主变C相重瓦斯跳闸事故后检查、分析和处理的过程。类似特高压主变高压套管顶部金具接线系统设计不合理的隐患在国网其它特高压变电站同样存在,采用南阳站整改方案或类似方案已于2017年-2019年基本整改完毕,运行至今无异常,本文不再赘述。南阳站故障相变压器的修复及检修厂房的建设也为类似特高压厂站大型设备工厂化检修提供了经验[31]。国网后续特高压变压器的设计、施工应充分汲取本次事故及隐患治理的经验和教训,以防此类事故再次发生。