220kV主变故障跳闸分析及防范措施

220kV主变故障跳闸分析及防范措施

刘东强宋学冬孙晖

(国网乌鲁木齐供电公司新疆乌鲁木齐830011)

摘要：本文结合工作实际介绍了一起220kV主变内部故障跳闸事故经过,针对该事故发生的直接原因和事件扩大原因进行了详细的分析。为避免止类事故的再次发生，本文从设备故障防控、直流隐患排查、主变抗短路能力提高、电网运行方式优化、强化主变油色谱在线监测装置应用等方面列举了防范措施，防止同类事件重复发生。

关键词：220kV主变故障；原因分析；防范措施

一、原因分析

（一）事件直接原因分析

主变本体内部故障是造成本次事件的直接原因。对1号主变油样进行油中溶解气体含量分析试验，1号主变油中溶解气体中乙炔和总烃含量超过注意值，油色谱数据三比值为102，判断为变压器内部存在电弧放电。对1号主变压器本体进行试验，通过中、低压绕组三相频响曲线进行横向比较，发现一致性较差，判断绕组均有变形和鼓包等问题。通过变比测试，发现在运行1档下，高-低、高-中、中-低变比误差分别为+23.3%、+12.5%、+8.52%，判断该主变绕组存在匝间短路。通过对直流电阻数据分析，判读为低压绕组a相存在断股现象。根据1号主变A、B套保护及故障录波器动作信息，对比1号主变故障前负荷电流曲线，高、中、低三侧故障电流幅值（Ihd=225A、Imd=348A、Ild=110A）与故障前负荷电流（Ihf=210A、Imf=350A、Ilf=130A）基本持平，故障前未发生外部故障。差动保护差流值(A套保护Ida=212.58A、B套保护Ida=188.4A)大于保护整定值158A，初步判断是内部匝间故障。并通过核查故障录波器历史数据，近三年累计受到5次故障冲击，近区故障对1号主变存在冲击，可能与此次1号主变内部绕组故障有一定联系。

经过综合分析主变未受到外部故障，外观也未发现有明显的物理故障及异常，主变低压侧直流电阻超标，变比试验数据互差超标，初步判断为主变内部故障，怀疑主变中、低压侧绕组存在匝间短路故障，且低压侧绕组可能伴随有断股现象。具体原因待主变吊芯后进行详细分析。

（二）事件扩大原因分析

直流蓄电池欠压导致35千伏Ⅰ、Ⅱ母分段备自投未动作，造成35千伏I母失压是本次事件扩大的原因。对35千伏Ⅰ、Ⅱ母分段备自投装置进行检查，装置信息显示2月24日17时25分40秒801毫秒，备自投接收到“进线一跳位动作”开入信号，此时1号主变跳开低压侧3501断路器，备自投进入动作判断逻辑。对直流系统进行检查，两套直流系统历史告警均报“Ⅰ路交流电源消失”信号。将临时蓄电池并联接入Ⅰ套直流系统后，对原Ⅰ套蓄电池组进行大电流放电试验，模拟1号主变跳闸时直流系统I段交流电源消失，转由蓄电池短时带负载情况，实时监测整组蓄电池端电压与输出电流情况，试验开始仅1秒，蓄电池组端电压迅速由224V降至96V，随后直到第六秒试验仪器无法继续工作期间，蓄电池组端电压在76V至127V波动，输出电流在1.11A至1.64A波动，万用表测试蓄电池单体电压发现第25节蓄电池单体电压为7V，第106节为11V，根据站内其他保护装置掉电报文判断，17时25分43秒000毫秒直流系统出现欠压情况导致备自投装置失电，与主变跳闸时间相差2.2秒，小于备自投动作时间定值3秒，在Ⅰ套充电装置重新启动带载的空白2秒过程中，Ⅰ套蓄电池组未能带起Ⅰ段直流负荷正常运行，最终造成Ⅰ套直流系统所带直流负荷短时因欠压而失电，造成备自投未动作，同时导致直流Ⅰ段母线所带所有保护装置闭锁，直流恢复供电后装置重新启动造成多间隔并发异常遥信信号。

二、防范措施及要求

（一）制定故障处理防控措施。一是开展运行方式优化及负荷转移工作，并对在运主变及站内设备的运行分析、监视，开展特巡特护、带电检测，增加巡视次数。二是为加快主变更换、修缮等工作，与厂家对接更换主变方案，与物资部、建设部对接物资调配、财务费用、保险理赔相关工作。

（二）开展直流系统隐患排查工作。立即组织开展变电站在运蓄电池隐患排查工作，重点对蓄电池单体电压与内阻进行测试，在做好安全措施前提下，开展直流系统交流电源切换试验，验证蓄电池应急带载能力。并针对蓄电池日常运维检测手段开展技术研究，提升设备运维精益化运维水平。针对站内直流系统短时欠压与保护装置失电可能造成的事故扩大情况，全面开展220千伏变电站双套直流系统馈出支路梳理排查工作，重点整改直流负荷分布不均与220千伏间隔二次设备未按双套配置隐患。

（三）全面加强变压器抗短路能力防治工作。要根据变压器抗短路能力校核结果，梳理各变电站故障冲击履历台账，每年依据电网短路电流计算结果，开展主变压器抗短路能力评估，对抗短路能力较差的变压器尽快开展增加限流电抗器改造，防止因低压侧近区短路造成变压器内部故障。梳理变电站2公里内输配电线路，加强运维及廊道治理工作，严防变压器近区短路故障的发生。

（四）优化重要枢纽变电站运行方式。一是针对城区220千伏XX变电站，结合电网运行状态、主变负载情况，梳理重要枢纽变电站主变重载运行压力，优先考虑向非关联区域转移负荷，同时要考虑转带后的供电能力，降低事故损失负荷;二是研究220千伏XX变110千伏母线分列运行方式可行性，以降低系统侧短路电流水平。

（五）强化油色谱在线监测装置的应用。加强在线监测装置的运维工作，保障设备在线监测装置实时监测功能的可靠。每年组织开展油色谱在线监测装置与离线数据的比对分析工作，发现数据超过偏差范围的应及时进行校准。对受到冲击次数较多、运行年限较久的变压器，应与油色谱数据超过注意值的变压器共同列入重点监控清单，加强对油色谱数据变化趋势的监控与分析。

三、结束语

通过对此次事件的详细了解及分析，及时发现了一些问题并对此积极整改，强化改进措施的落实，防止同类事件重复发生造成不必要的损失，保证变电站平稳、高效、安全的运行。