針對110kV朝陽站1號主變壓器損壞事件，根據保護動作、現場試驗和線路巡視三方面檢查結果，分析該變壓器因10kV側近端出線遭受外力破外引起故障而受到破壞的過程和原因，揭示該次故障暴露出的問題，并從變壓器選型、日常維護、預防試驗和保護升級等方面提出了防止同類故障發生的建議。

1.1故障前運行方式

事件發生前系統接線如圖1所示。

圖1 事件前朝陽站一次接線示意圖

1.1.1 110kV側運行方式

110kV母線分列運行，110kV科鐵朝衡103開關、林安朝104開關在運行狀態，母聯100開關熱備用，110kV備自投投入。

1.1.2 10kV 側運行方式

10kVⅠ號、Ⅱ號母線分列運行，1號主變10kV側901開關、2號主變10kV側902開關在運行狀態，分段900開關熱備用，10kV備自投投入。

1.2 故障經過

7月09日 21樞紐變電站時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，21時57分22分404毫秒，10kV朝北907開關重合閘動作，21時57分22秒510毫秒，10kV朝北907線路保護電流Ⅰ段再次動作跳開10kV朝北907開關，21時57分22秒579毫秒，1號主變差動保護出口動作，跳開110kV科鐵朝衡103、1號主變低壓側901開關，1號主變本體保護發 “本體輕瓦斯”信號。21時57分23秒580毫秒，10kV備自投動作，合上10kV母聯900開關。

2.1 保護動作行為分析

2.1.1 10kV朝北907線路保護動作行為分析

從10kV朝北907保護裝置錄波分析，將本次故障分為三個階段：第一階段時10kV朝北907線路發生AC相間短路故障，短路電流（有效值）約14.6kA，過流I段保護動作，重合閘動作；第二階段907開關跳閘后等待重合閘的過程中，10kV母線電壓恢復正常；第三階段，10kV朝北907開關在跳開3S后，開關重合，線路再次發生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。整個動作過程動作正確，10kV保護裝置錄波如圖2所示。

圖2 10kV朝北907線路保護故障錄波

2.1.2 1號主變保護動作行為分析

從1號主變保護裝置故障錄波分析，對應于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，說明此時故障點位于主變低壓側出線上，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等待重合前的3S內，主變保護各側電壓、電流恢復正常，說明此時主變未發生故障。

第三階段，907開關重合后1號主變差動保護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短路電流沖擊，在907開關過流I段再次動作后20毫秒，1號主變差動保護動作。結合事故后檢查發現主變本體瓦斯繼電器有集氣、主變非電量保護發“輕瓦斯”告變電站直流系統警信號等情況分析，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，主變內部出現故障，造成差動保護動作，保護動作正確， 1號主變保護故障錄波圖如圖3所示。

圖3 1號主變保護故障錄波

2.2 現場試驗分析

故障發生前，管理單位曾對該主變進行了低電壓短路阻抗法和頻率響應法繞組變形試驗，試驗結果表明該主變低壓a相繞組存在輕度變形或位移，當時風險評估結果為III級，由于變形或位移情況較為輕微，結論是可以繼續運行。

故障發生后，管理單位立即組織人員到現場進行搶修，試驗人員對1號主變進行了瓦斯氣樣和本體油樣色譜試驗、兩側繞組絕緣電阻、直流電阻、低電壓短路阻抗及頻率響應特性試驗。

結果發現：

1）瓦斯氣體和本體絕緣油中乙炔、氫氣、總烴含量嚴重超過注意值，根據三比值法判斷，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芯間存在電位差，引起火花放電；

2）高壓繞組對低壓及鐵芯絕緣電阻合格，但低壓對地以及鐵芯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芯、夾件或變壓器外殼，造成變壓器鐵芯多點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大于規程要求，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a相繞組匝間絕緣擊穿，發生繞組匝間短路；

4）結合低電壓短路阻抗及頻率響應特性診斷高、低壓繞組均已發生了嚴重變形，低壓a相繞組的變形最為嚴重。

2.3 巡視檢查結果

經過巡線人員檢查，發現在110kV朝陽變電站附近的人民東路人防工程施工的鉤機因施工不慎造成10kV朝北907線路跳閘（鉤機作業時觸碰線路#3桿拉線造成電桿嚴重傾斜導致線路相間短路），故障點離變電站約120米，屬于出口近端短路。

2.4 原因分析

綜合以上現場檢查與試驗結果可知，造成本次事故的直接原因是朝陽站#1主變壓器連續2次受到低壓側近區短路電流沖擊后，主變低壓繞組發生嚴重變形，低壓a相繞組匝間短路，低壓繞組接地，鐵芯內部接地，主變差動保護動作；間接原因是鉤機作業時觸碰線路#3桿拉線造成電桿嚴重傾斜導致線路相間短路，進而造成主變近區短路故障。

3.1 朝陽站1號主變抗短路能力差

該主變生產于1995年，在饋線907線路故障短路電流14.6kA安的沖擊下，變壓器動、熱即遭到穩定破壞，短路電流還未達到1號主變耐受電流23.3kA的65%，在規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，達不到設計值要求。

3.2 施工外力破壞問題

2013年南寧市同時進行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，同時還進行3座立交橋和快速環道、高速環道的施工，對南寧電網的威脅非常大。線路維護單位興寧供電分局雖然加強了對朝陽站外破隱患點的巡視，并且向施工單位下達了《電力安全隱患整改通知書》，現場采取的防外破措施有效性差，未能有效管控外破事件，嚴重威脅電網設備的安全穩定運行。

3.3 運行方式存在問題

對供電可靠性和設備安全性的取舍考慮不周，系統運行部對朝陽站1號主變繞組發生輕微變形以及朝陽站外部惡劣的設備運行環境的風險評估不夠準確，導致在選擇運行方式時過于強調供電可靠性。

3.4 預防措施項目實施周期過長

生產設備部已經針對該風險提出了升級保護軟件版本，實現10kV出線保護大電流閉鎖重合閘功能的預防措施并立項實施，但未能督促廠家加快保護軟件研發工作，縮短項目實施周期，導致該預防措施未能得到及時有效落實。

4.1 選用合格設備

朝陽站1號主變壓器生產運行年代久遠，抗短路能力差，達不到設計值要求，對此，在變壓器選型時，應選擇抗短路能力較高的材質，中低壓線圈，尤其是低壓線圈導線必須使用半硬自粘換位導線、采用硬絕緣硬紙筒結構，對制造廠提供的變壓器抗短路能力計算報告應進行認真的校核，加強對110 kV及以上電壓等級新變壓器的出廠試驗監督，盡量選用通過短路試驗的變壓器。

4.2 加強施工管理

對施工外力破壞問題，應加強對線路范圍內施工地點的巡視、交底、監護工作，排查變電站附近可能會造成主變近區短路的施工點，排查經過施工點的送電線路并采取防破壞措施，對施工單位進行安全隱患通知；組織開展對線路電桿拉線的專項檢查治理工作，對符合安全要求、能夠經技術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巡視和維護。

4.3 加強變壓器繞組變形測試

統計轄區內變壓器受外部短路沖擊的的大小和次數，對符合標準要求需要進行繞組變形測試的變壓器，及時安排停電計劃并開展繞組變形測試工作。

4.4 抓緊時間進行保護升級

為了避免主變壓器在10kV出線近端故障時經受兩次大穿越電流的沖擊，保護變壓器不受損害，需對變電站10kV線路保護裝置進行增設大電流閉鎖重合閘功能的改造，需抓緊推進10kV出線保護大電流閉鎖重合閘功能的軟件版本申報及技術論證，督促廠家加快完成保護軟件研發工作，縮短項目實施周期，促進該預防措施及時得到有效地落實。

大電流閉鎖重合閘升級是單設閉鎖重合閘速斷保護定值項及其投退控制字，對一次短路電流達到8000A的速斷保護進行重合閘放電，減少對主變保繞組的沖擊。

本文編自《電氣技術》，論文標題為“一起110kV變電站主變壓器損壞事件分析”，作者為何理國。