基于定性向量分析法的主变内部故障分析

陈益

(云南电网公司昆明供电局，昆明 650011)

1 前言

110kV某变电站主变故障跳闸，主变比率差动保护及本体重瓦斯保护动作，跳开主变高、低压侧断路器。现场检查主变差动保护范围内设备外观无放电痕迹及其他异常情况，主变本体瓦斯继电器内部有约350ml气体。从本站专用故障录波器调取故障波形，可以看出主变高、低压侧电压故障阶段无明显变化，但主变高压侧故障电流，A、B同相与C相相反，幅值为C相1/2，主变低压侧故障电流，B、C相幅值为A相1/2。

2 故障分析

首先从主变非电量保护动作可以初步推测本次故障跳闸很可能因主变内部短路故障导致，但具体故障状况和故障性质需通过进一步保护动作分析来确定。因主变差动保护差流是经过主变高、低压侧变比及Y－Δ接线方式折算后的相对电流差值，故事件调查现场根据故障波形及故障序分量情况，采用定性分析的方式对差动保护动作过程进行了分析论证。

2.1 高、低压侧电压分析

故障过程中，主变高UA、UB、UC相电压及低压侧Ua、Ub、Uc相电压幅值及相位基本无变化，三相电压平衡无故障特征，且故障序分量中仅有正序分量 (U1)，未出现负序 (U2)及零序(U0)故障分量，故可排除相间短路故障情况。

2.2 高、低压侧电流分析

故障过程中，主变高压侧IA、IB、IC相电流不平衡，但无零序电流 (3I0)，IA、IB幅值约为IC幅值的1/2，且IA、IB电流相位相同与IC相位相反。高压侧电流序分量中仅有正序 (I1)、负序(I2)分量，无零序故障分量 (I0)。

主变低压侧Ia、Ib、Ic相电流不平衡，无零序电流 (3I0)，低压侧电流序分量中仅有正序(I1)、负序 (I2)分量，无零序故障分量 (I0)。

因故障时主变中性点为直接接地方式，而故障量中未出现零序分量，可以排除接地故障情况。结合主变保护装置差动元件动作、主变轻瓦斯保护动作及主变绝缘油检测报告综合分析，可以判断主变内部发生较为严重的C相匝间短路故障。

3 主变差动保护装置动作原理分析

该变电站主变一次接线方式为Y/Δ11，主变差动保护用高、低压侧电流互感器二次绕组接线采用Y/Y全星型方式，高、低压侧二次电流进入保护装置后，差动保护软件自动进行各侧Y/Δ转换及平衡系数调整折算。现将差动保护软件内部Y/Δ转换关系还原至二次绕组接线以便于定性故障分析。主变内部110 kV侧C相绕组发生匝间短路故障，设110 kV侧C相绕组匝间短路环内一次电流为Ik，C相绕组一次电流为 (1－αIk)，则主变110 kV侧Y绕组出线各相一次电流如下:

采用标幺值折算后，主变10 kV侧Δ绕组出线各相一次电流如下:

图1 110kV侧C相绕组发生匝间短路故障时差动保护电流回路图

流入差动继电器的各相差动电流为:

在发生110 kV C相绕组匝间短路时，流入A相差动继电器差动电流为0，流入B、C相差动继电器差动电流幅值为，且相位相反，DIB、DIC差动元件在达到整定定值时均会动作，其波形的幅值和相位关系在保护装置录波图可清晰看到。

4 一次设备受损分析

根据现场保护动作信息分析及一次试验数据推断主变内部发生C相匝间短路，将该主进行了吊罩检查，具体情况如下:对主变吊罩检查时发现C相高压绕组底部有碳黑，A、B相未发现异常。对C相高压绕组解体后，在解开高压首端出线 (即高压绕组中部出线)根部绝缘时，发现根部绝缘 (皱纹纸)有受潮。在C相高压绕组高压绕组围屏有放电烧蚀痕迹，首端出线下方第2、3线段有匝间短路。C相调压绕组、C相低压绕组未见异常。通过以上对110 kV某变电站主变吊罩检查及相关一、二次设备的情况分析，可以得出本次故障跳闸原因为主变C相高压绕组第2、3段线圈处受潮造成匝间绝缘受损，最终导致匝间短路故障。从保护装置动作记录及波形分析可知，故障发生时主变保护装置差动电流值达到0.92 Ie(定值单整定值为0.5 Ie)，其值已大于启动值，导致主变比率差动保护动作。此次事件中主变保护装置差动保护动作正确。

5 结束语

以上通过对一次110 kV主变内部匝间短路故障案例分析，研究了在事故事件调查现场，针对无法从外观上直观、快速判断主变内部故障点及故障性质的情况下，通过结合主变保护动作信息及故障量分析，采用定性的向量分析验证的方法快速确定主变内部短路故障性质，为快速、正确制定现场抢修方案提供有力的技术支撑和理论依据。