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沧州旭阳化工有限公司
【摘 要】本文以某轧钢厂110kV变电站开关柜故障为例进行分析，查明故障原因，并提出相应的改造方案，为今后110kV变电站的安全运行提供保障。
【关键词】变电站；开关柜；故障；原因；改造方案
一、某变电站情况概述
某110kV变电站位于轧钢厂南面，是一座升压变电站，主要为厂区提供上网通道，并为企业提供负荷用电。该变电站共有110kV、35kV、10kV3个电压等级，2台主变容量分别为50000kVA，110kV运行间隔2个，35kV间隔2个，10kV运行间隔3个，采用南自PST-1200C、PST-620、PSR600及PSL-641系列保护装置。故障发生前，该变电站110kV母线分列运行，母联100开关在分闸位置；35kV母线分列运行，母联300开关在分闸位置；10kV母线分列运行，母联900开关在分闸位置。#1主变接线方式为YNyn0d11，110kV侧中性点直接接地运行，35kV侧中性点不接地。
二、开关柜故障分析
2014年3月4日17时59分0秒，该变电站#1主变低压侧901开关A相发生单相接地故障，故障持续约18.5s后发展为三相短路。当日17时19秒238毫秒，#1主变保护低后备复压方向I段I、II时限动作，跳开低压侧901开关；2687ms，再次发生AB相间短路，持续70ms后发展为三相短路故障；4716ms，小电源解列装置动作，跳开35kVI线、35kVII线（无出线）、10kV电站I线、10kV电站II线；5067ms后，#1主变高后备复压方向I段II时限（I时限整定退出）动作，跳开高压侧101开关，至此故障被切除，其余系统安全运行。
三、开关柜故障原因分析
（一）保护动作分析
从保护录波图与现场信息分析可知，故障主要经历了以下阶段。
1.故障初期为A相单相接地故障，A相接地后因绝缘击穿而发展为三相故障。
2.三相故障后，故障电流最大达到15.6A，#1主变低后备保护复压方向I段I时限出口跳分段900开关，故障无法切除，低后备保护复压方向I段II时限出口跳低压侧901开关。
3.901开关跳闸后，故障电流消失，901开关柜发生AB相间短路故障。由于110kV母线电压降低，小电源解列装置检测到110kVI母电压降低满足一轮、二轮动作要求，因此解列出口跳35kVI线、10kV电站I线、10kV电站II线，动作与定值单描述相符。此时由于10kV母线仍带有小电源，存在残余电压波动现象，因此#1主变高后备保护复压方向I段II时限出口跳101开关，中后备保护无故障电流未动作出口。至此故障切除，#1主变中后备保护因无故障电流未启动，其余保护装置及小电源解列装置均动作正确。
（二）故障检查及试验检测
故障后，现场检查发现10kV开关室现场901开关触头A相已烧断，柜后板已烧穿，B、C相触头已烧毁，整个柜子已被烧焦，附近的2面柜也受到不同程度的烧损。设备停电后，对101开关和301开关进行气体组分含量检测，发现101开关气体SO2组分含量为1.4μL/L，低于预试规程注意值（3μL/L），但设备内的SO2气体是切断故障电流时产生的，不影响设备投运；101开关和301开关各项常规电气试验合格；对#1主变保护装置进行保护装置采样、逻辑功能、二次回路绝缘、开关传动检查，试验合格。但#1主变油试验存在如下问题。
1.设备自2013年10月进行滤油处理后，每月开展了一次油色谱（DGA）试验，结果显示油中总烃含量从23μL/L增长至82μL/L，呈现增长趋势，绝对产气速率为11.5ml/d，接近规程注意值（12ml/d），其它组分产气速率均低于规程注意值。监测数据中，乙烯、乙烷含量变化极大，需开展比对试验核实。
2.自2013年1月安装DGA在线检测装置后，经监测发现油中总烃含量呈现增长趋势，最近的总烃监测最高值为65μL/L，其中主要以甲烷、乙烯为主（分别约占总烃的50%、40%），但与设备滤油前相比，两种组分占比变化不大（滤油前两种组分的占比均为45%左右）。
四、开关柜检修及改造措施
1.对901开关柜及其它受损开关柜进行检修更换，为避免开关柜更换后运行中再次发热，考虑选择质量较好的合资断路器。
2.在2014年3月15日#3机组发电后，必须加强对#2主变902开关柜的测温和巡视，必要时采取控制902开关柜负荷的措施。
3.对#2主变902开关柜进行改造，选择质量较好的合资断路器。
五、改造效果分析
1.10kV母线发热改造经分析，认为是开关柜主母排设计不合理、原母排载流量偏小、温升大造成变电站10kV开关柜长期存在不同程度发热。为此进行了如下改造：一是将10kV开关柜10kV母排，901、902开关柜内母排及其母线桥由2×100（或120）×10规格铜排改为3×100（或120）×10规格铜排，并更换相关绝缘件、紧固件；二是将10kV开关室的#1、#2主变10kV側进线两侧穿墙套管更换为4000A套管，并进行防涡流处理。
（1）改造前后直阻测试情况。改造前，901开关A、B、C相直阻分别为52.59、56.43、54.53μΩ，902开关A、B、C相直阻分别为52.8、53.19、55.47μΩ。
改造后，901开关A、B、C相直阻分别为11.59、12.43、11.91μΩ，902开关A、B、C相直阻分别为12.1、11.68、11.47μΩ。通过对比可知，改造后各相直阻已从50μΩ降到12μΩ，改造效果明显。
（2）负荷及测温情况。选取#2主变10kV侧902开关柜对改造前后测温情况进行对比，通过分析可知，改造后超30℃的情况较改造前少，20WM同等负荷情况下的最高温度也降低，但差距不大，有待进一步观察；枯水期（11、12月）负荷较小，改造后的测温效果不明显，待来年丰水期负荷大时再进行测量比较。
2.主变吊罩大修。
2013年3月#1主变油样试验氢气、总烃含量严重超标，此次又受到低压侧短路冲击，于是怀疑#1主变内部有高温过热现象。对该主变进行电气试验，介损、绝缘、变比正常，铁芯无多点接地；但在测试有载开关直流电阻时，发现有载开关9-17档直流电阻不平衡率超过2%。为明确#1主变存在的缺陷问题，需吊罩进行检查。
（1）#1主变的色谱数据长期存在氢气和总烃超标，出现少量乙炔。初步判断变压器内部存在局部放电，导致变压器油高温过热。本次主变吊罩发现，铁芯油道连接片与油箱内顶部的加强铁距离太近，发生放电，导致铁芯两点接地形成环流，放电点处出现烧点黑斑。处理方法：拔出铁芯油道连接片与螺栓，平移100mm后与油箱顶部加强铁错位，保持一定的安全距离。
（2）因110kV变压器的油箱内部没有安装磁屏蔽，使变压器的高压侧漏磁偏大，导致油箱上下连接片烧坏。处理方法：將油箱上下连接铜片加粗连接，并用螺栓紧固好。
六、结束语
通过对变电站10kV开关柜采取日常温度监视与负荷控制、开关柜加装风扇与透气孔、10kV开关柜改造母线桥、主变大修等措施，使得故障得以解决。这些改造措施可为变电站设计、安装、日常运维、技改大修等提供分析方法及处理方式，确保开关柜及变压器等设备的安全运行。
参考文献：
[1]韦科迪.浅析10kV高压开关柜故障原因及防范措施[J].机电信息，2012（15）：92-93.
【摘 要】本文以某轧钢厂110kV变电站开关柜故障为例进行分析，查明故障原因，并提出相应的改造方案，为今后110kV变电站的安全运行提供保障。
【关键词】变电站；开关柜；故障；原因；改造方案
一、某变电站情况概述
某110kV变电站位于轧钢厂南面，是一座升压变电站，主要为厂区提供上网通道，并为企业提供负荷用电。该变电站共有110kV、35kV、10kV3个电压等级，2台主变容量分别为50000kVA，110kV运行间隔2个，35kV间隔2个，10kV运行间隔3个，采用南自PST-1200C、PST-620、PSR600及PSL-641系列保护装置。故障发生前，该变电站110kV母线分列运行，母联100开关在分闸位置；35kV母线分列运行，母联300开关在分闸位置；10kV母线分列运行，母联900开关在分闸位置。#1主变接线方式为YNyn0d11，110kV侧中性点直接接地运行，35kV侧中性点不接地。
二、开关柜故障分析
2014年3月4日17时59分0秒，该变电站#1主变低压侧901开关A相发生单相接地故障，故障持续约18.5s后发展为三相短路。当日17时19秒238毫秒，#1主变保护低后备复压方向I段I、II时限动作，跳开低压侧901开关；2687ms，再次发生AB相间短路，持续70ms后发展为三相短路故障；4716ms，小电源解列装置动作，跳开35kVI线、35kVII线（无出线）、10kV电站I线、10kV电站II线；5067ms后，#1主变高后备复压方向I段II时限（I时限整定退出）动作，跳开高压侧101开关，至此故障被切除，其余系统安全运行。
三、开关柜故障原因分析
（一）保护动作分析
从保护录波图与现场信息分析可知，故障主要经历了以下阶段。
1.故障初期为A相单相接地故障，A相接地后因绝缘击穿而发展为三相故障。
2.三相故障后，故障电流最大达到15.6A，#1主变低后备保护复压方向I段I时限出口跳分段900开关，故障无法切除，低后备保护复压方向I段II时限出口跳低压侧901开关。
3.901开关跳闸后，故障电流消失，901开关柜发生AB相间短路故障。由于110kV母线电压降低，小电源解列装置检测到110kVI母电压降低满足一轮、二轮动作要求，因此解列出口跳35kVI线、10kV电站I线、10kV电站II线，动作与定值单描述相符。此时由于10kV母线仍带有小电源，存在残余电压波动现象，因此#1主变高后备保护复压方向I段II时限出口跳101开关，中后备保护无故障电流未动作出口。至此故障切除，#1主变中后备保护因无故障电流未启动，其余保护装置及小电源解列装置均动作正确。
（二）故障检查及试验检测
故障后，现场检查发现10kV开关室现场901开关触头A相已烧断，柜后板已烧穿，B、C相触头已烧毁，整个柜子已被烧焦，附近的2面柜也受到不同程度的烧损。设备停电后，对101开关和301开关进行气体组分含量检测，发现101开关气体SO2组分含量为1.4μL/L，低于预试规程注意值（3μL/L），但设备内的SO2气体是切断故障电流时产生的，不影响设备投运；101开关和301开关各项常规电气试验合格；对#1主变保护装置进行保护装置采样、逻辑功能、二次回路绝缘、开关传动检查，试验合格。但#1主变油试验存在如下问题。
1.设备自2013年10月进行滤油处理后，每月开展了一次油色谱（DGA）试验，结果显示油中总烃含量从23μL/L增长至82μL/L，呈现增长趋势，绝对产气速率为11.5ml/d，接近规程注意值（12ml/d），其它组分产气速率均低于规程注意值。监测数据中，乙烯、乙烷含量变化极大，需开展比对试验核实。
2.自2013年1月安装DGA在线检测装置后，经监测发现油中总烃含量呈现增长趋势，最近的总烃监测最高值为65μL/L，其中主要以甲烷、乙烯为主（分别约占总烃的50%、40%），但与设备滤油前相比，两种组分占比变化不大（滤油前两种组分的占比均为45%左右）。
四、开关柜检修及改造措施
1.对901开关柜及其它受损开关柜进行检修更换，为避免开关柜更换后运行中再次发热，考虑选择质量较好的合资断路器。
2.在2014年3月15日#3机组发电后，必须加强对#2主变902开关柜的测温和巡视，必要时采取控制902开关柜负荷的措施。
3.对#2主变902开关柜进行改造，选择质量较好的合资断路器。
五、改造效果分析
1.10kV母线发热改造经分析，认为是开关柜主母排设计不合理、原母排载流量偏小、温升大造成变电站10kV开关柜长期存在不同程度发热。为此进行了如下改造：一是将10kV开关柜10kV母排，901、902开关柜内母排及其母线桥由2×100（或120）×10规格铜排改为3×100（或120）×10规格铜排，并更换相关绝缘件、紧固件；二是将10kV开关室的#1、#2主变10kV側进线两侧穿墙套管更换为4000A套管，并进行防涡流处理。
（1）改造前后直阻测试情况。改造前，901开关A、B、C相直阻分别为52.59、56.43、54.53μΩ，902开关A、B、C相直阻分别为52.8、53.19、55.47μΩ。
改造后，901开关A、B、C相直阻分别为11.59、12.43、11.91μΩ，902开关A、B、C相直阻分别为12.1、11.68、11.47μΩ。通过对比可知，改造后各相直阻已从50μΩ降到12μΩ，改造效果明显。
（2）负荷及测温情况。选取#2主变10kV侧902开关柜对改造前后测温情况进行对比，通过分析可知，改造后超30℃的情况较改造前少，20WM同等负荷情况下的最高温度也降低，但差距不大，有待进一步观察；枯水期（11、12月）负荷较小，改造后的测温效果不明显，待来年丰水期负荷大时再进行测量比较。
2.主变吊罩大修。
2013年3月#1主变油样试验氢气、总烃含量严重超标，此次又受到低压侧短路冲击，于是怀疑#1主变内部有高温过热现象。对该主变进行电气试验，介损、绝缘、变比正常，铁芯无多点接地；但在测试有载开关直流电阻时，发现有载开关9-17档直流电阻不平衡率超过2%。为明确#1主变存在的缺陷问题，需吊罩进行检查。
（1）#1主变的色谱数据长期存在氢气和总烃超标，出现少量乙炔。初步判断变压器内部存在局部放电，导致变压器油高温过热。本次主变吊罩发现，铁芯油道连接片与油箱内顶部的加强铁距离太近，发生放电，导致铁芯两点接地形成环流，放电点处出现烧点黑斑。处理方法：拔出铁芯油道连接片与螺栓，平移100mm后与油箱顶部加强铁错位，保持一定的安全距离。
（2）因110kV变压器的油箱内部没有安装磁屏蔽，使变压器的高压侧漏磁偏大，导致油箱上下连接片烧坏。处理方法：將油箱上下连接铜片加粗连接，并用螺栓紧固好。
六、结束语
通过对变电站10kV开关柜采取日常温度监视与负荷控制、开关柜加装风扇与透气孔、10kV开关柜改造母线桥、主变大修等措施，使得故障得以解决。这些改造措施可为变电站设计、安装、日常运维、技改大修等提供分析方法及处理方式，确保开关柜及变压器等设备的安全运行。
参考文献：
[1]韦科迪.浅析10kV高压开关柜故障原因及防范措施[J].机电信息，2012（15）：92-93.