基于定性向量分析法的主變內部故障分析

陳益

(云南電網(wǎng)公司昆明供電局，昆明 650011)

1 前言

110kV某變電站主變故障跳閘，主變比率差動保護及本體重瓦斯保護動作，跳開主變高、低壓側斷路器?，F(xiàn)場檢查主變差動保護范圍內設備外觀無放電痕跡及其他異常情況，主變本體瓦斯繼電器內部有約350ml氣體。從本站專用故障錄波器調取故障波形，可以看出主變高、低壓側電壓故障階段無明顯變化，但主變高壓側故障電流，A、B同相與C相相反，幅值為C相1/2，主變低壓側故障電流，B、C相幅值為A相1/2。

2 故障分析

首先從主變非電量保護動作可以初步推測本次故障跳閘很可能因主變內部短路故障導致，但具體故障狀況和故障性質需通過進一步保護動作分析來確定。因主變差動保護差流是經(jīng)過主變高、低壓側變比及Y－Δ接線方式折算后的相對電流差值，故事件調查現(xiàn)場根據(jù)故障波形及故障序分量情況，采用定性分析的方式對差動保護動作過程進行了分析論證。

2.1 高、低壓側電壓分析

故障過程中，主變高UA、UB、UC相電壓及低壓側Ua、Ub、Uc相電壓幅值及相位基本無變化，三相電壓平衡無故障特征，且故障序分量中僅有正序分量 (U1)，未出現(xiàn)負序 (U2)及零序(U0)故障分量，故可排除相間短路故障情況。

2.2 高、低壓側電流分析

故障過程中，主變高壓側IA、IB、IC相電流不平衡，但無零序電流 (3I0)，IA、IB幅值約為IC幅值的1/2，且IA、IB電流相位相同與IC相位相反。高壓側電流序分量中僅有正序 (I1)、負序(I2)分量，無零序故障分量 (I0)。

主變低壓側Ia、Ib、Ic相電流不平衡，無零序電流 (3I0)，低壓側電流序分量中僅有正序(I1)、負序 (I2)分量，無零序故障分量 (I0)。

因故障時主變中性點為直接接地方式，而故障量中未出現(xiàn)零序分量，可以排除接地故障情況。結合主變保護裝置差動元件動作、主變輕瓦斯保護動作及主變絕緣油檢測報告綜合分析，可以判斷主變內部發(fā)生較為嚴重的C相匝間短路故障。

3 主變差動保護裝置動作原理分析

該變電站主變一次接線方式為Y/Δ11，主變差動保護用高、低壓側電流互感器二次繞組接線采用Y/Y全星型方式，高、低壓側二次電流進入保護裝置后，差動保護軟件自動進行各側Y/Δ轉換及平衡系數(shù)調整折算。現(xiàn)將差動保護軟件內部Y/Δ轉換關系還原至二次繞組接線以便于定性故障分析。主變內部110 kV側C相繞組發(fā)生匝間短路故障，設110 kV側C相繞組匝間短路環(huán)內一次電流為Ik，C相繞組一次電流為 (1－αIk)，則主變110 kV側Y繞組出線各相一次電流如下:

采用標幺值折算后，主變10 kV側Δ繞組出線各相一次電流如下:

圖1 110kV側C相繞組發(fā)生匝間短路故障時差動保護電流回路圖

流入差動繼電器的各相差動電流為:

在發(fā)生110 kV C相繞組匝間短路時，流入A相差動繼電器差動電流為0，流入B、C相差動繼電器差動電流幅值為，且相位相反，DIB、DIC差動元件在達到整定定值時均會動作，其波形的幅值和相位關系在保護裝置錄波圖可清晰看到。

4 一次設備受損分析

根據(jù)現(xiàn)場保護動作信息分析及一次試驗數(shù)據(jù)推斷主變內部發(fā)生C相匝間短路，將該主進行了吊罩檢查，具體情況如下:對主變吊罩檢查時發(fā)現(xiàn)C相高壓繞組底部有碳黑，A、B相未發(fā)現(xiàn)異常。對C相高壓繞組解體后，在解開高壓首端出線 (即高壓繞組中部出線)根部絕緣時，發(fā)現(xiàn)根部絕緣 (皺紋紙)有受潮。在C相高壓繞組高壓繞組圍屏有放電燒蝕痕跡，首端出線下方第2、3線段有匝間短路。C相調壓繞組、C相低壓繞組未見異常。通過以上對110 kV某變電站主變吊罩檢查及相關一、二次設備的情況分析，可以得出本次故障跳閘原因為主變C相高壓繞組第2、3段線圈處受潮造成匝間絕緣受損，最終導致匝間短路故障。從保護裝置動作記錄及波形分析可知，故障發(fā)生時主變保護裝置差動電流值達到0.92 Ie(定值單整定值為0.5 Ie)，其值已大于啟動值，導致主變比率差動保護動作。此次事件中主變保護裝置差動保護動作正確。

5 結束語

以上通過對一次110 kV主變內部匝間短路故障案例分析，研究了在事故事件調查現(xiàn)場，針對無法從外觀上直觀、快速判斷主變內部故障點及故障性質的情況下，通過結合主變保護動作信息及故障量分析，采用定性的向量分析驗證的方法快速確定主變內部短路故障性質，為快速、正確制定現(xiàn)場搶修方案提供有力的技術支撐和理論依據(jù)。