（广西电网有限责任公司南宁供电局）
摘要：本文结合一次主变区外故障引起的主变差动保护跳闸事件，分析了跳闸原因，指出了主变区外故障大电流对主变绕组冲击的严重影响，并提出了解决对策。
关键词：区外故障；主变绕组冲击；主变差动保护；跳闸
1事故前电网运行工况
故障前运行方式：220kV ST站220kV部分双母线接线，220kVI、II段母线并列运行，#1主变高压侧201开关运行在220kVI母；110kV部分为双母线接线，110kVI、II段母线分列运行，母联100开关断开，#1主变101开关、#2主变102开关运行在110kVI母、#3主变103开关运行在110kVII母，110kV 105、107开关运行在110kVI母。10kV部分为单母三分段接线，10kVI、II、III段母线并列运行，#1主变 901开关、#2主变902开关断开，10kV分段9002、9003开关合上，#3主变903开关运行带全站所有10kV负荷。
2故障跳闸过程
8月7日11时40分19秒，220kV ST站110kV 105开关线路保护零序I段、接地距离I段动作跳闸。#1主变差动保护动作，跳开#1主变三侧开关（因当时#1主变低压侧901开关在热备用状态，实际只跳开了#1主变高压侧201开关和中压侧101开关）。11时40分21秒，220kVS T站110kV 105线路保护重合闸重合成功。
2现场数据分析
（1）根据现场事件记录，梳理故障发生过程为：
7日11时40分19秒438毫秒，220kV ST站110kV 105线路C相近端短路故障。
11时40分19秒438毫秒，220kV ST站110kV 105线路距离保护、零序保护启动；
11时40分19秒438毫秒，#1主变第一套、第二套保护高后备、中后备保护启动；
11时40分19秒602毫秒，110kV 105线路零序I段、接地距离I段动作，故障类型为C相单相接地，故障电流为7113A（二次值为29.64A），故障测距为0.5km（近端故障）；
11时40分19秒640毫秒，#1主变第一套保护差动保护启动；
11时40分19秒641毫秒，#1主变第二套保护差动保护启动；
11时40分19秒643毫秒，110kV 105开关三相断弧，线路故障电流消失；
11时40分19秒667毫秒，110kV 105线路保护重合闸启动；
11时40分19秒672毫秒，#1主变第一套差动保护动作跳闸，动作电流（二次值）为0.331A（按高压侧CT变比2400/5折算成高压侧一次值为158.8A）；
11时40分19秒673毫秒，#1主变第二套差动保护动作跳闸，动作电流（二次值）为0.341A（按高压侧CT变比2400/5折算成高压侧一次值为163.6A）；
11时40分21秒182毫秒，110kV 105线路重合闸出口，重合成功（重合闸整定时间）；
11时40分25秒589毫秒，#1主变本体轻瓦斯发信动作。
（2）故障分析：
根据现场录波及报告数据分析，此次故障分三个阶段：
第一阶段： 110kV 105线路C相近端短路故障，#1主变受冲击。11时40分19秒438毫秒，110kV 105线路C相故障，距离保护、零序保护启动，但故障电流未达到动作值。随着故障电流增大，11时40分19秒601毫秒，110kV 105线路保护零序I段动作，11时40分19秒620毫秒，110kV 105线路接地距离I段保护动作，故障类型为C相单相接地，故障测距为0.5km（近端故障）故障电流二次值为8064A。
第二阶段：110kV 105开关断弧前、#1主变绕组轻微变形。110kV 105开关断弧前2毫秒，此时#1主变差动保护区内出现的轻微故障，#1主变差流增加（根据故障录波电流计算的差流二次值由0.03A逐渐增加到0.312A）。11时40分19秒640毫秒，#1主变第一套、第二套差动保护启动。2m毫秒110kV 105开关断弧。
第三阶段：110kV 105开关断开瞬间#1主变绕组严重变形、主变保护跳闸阶段。#1主变差动保护区内的主变内部故障加剧，#1主变第一套、第二套差动保护动作。从主变录波器录波数据可以看出，在前一阶段110kV105线故障引起的故障电流消失后，流经#1主变高压侧C相电流310.1A（二次值0.646A），中压侧C相电流229.4A（二次值0.717A），#1主变中压侧电流折算至高压侧为109.4A，#1主变高、中压侧C相差流为310.4A-109.4A=201A（二次值0.42A），达到#1主变第一套、第二套差动保护动作定值。11时40分19秒672毫秒，#1主变差动保护区内故障加剧，差动电流0.341A大于整定值0.33A，#1主变第一套、第二套差动保护动作出口跳闸。
根据#1主变录波电流情况，利用差动原理计算主变C相差流Icd、制动电流Izd为：
①Icd=（Ihc-Iha）/√3-（Imc-Ima）/k12/√3；
②Izd=max(（Ihc-Iha）/√3,（Imc-Ima）/k12/√3）
其中：
Icd为#1主变C相差动电流，因低压侧开关热备用，仅考虑高、中压侧电流；
Iha、Ihb、Ihc分别为主变高压侧A、B、C相电流矢量值；
Ima、Imb、Imc分别为主变中压侧A、B、C相电流矢量值；
k12为#1主变中压侧电流平衡系数，取两侧二次额定电流之比1.79/0.66=2.712。
使用波形分析工具对#1主变录波文件计算得出故障差流波形如图1所示。同时，根据录波图可分析得出故障前2周期及故障后13个周期#1主变高、中压侧相电流及差流值如表1所示。
（3）主变本体试验及检查
对主变本体进行检查及试验，发现该主变中压绕组确已变形。
结合以上试验分析及运行要求，判断本次110kV 105线路保护动作跳闸、#1主变第一套保护、第二套保护动作跳闸符合整定要求，为正确动作。
3事件故障分析
（1）220kV ST站110kV 105线路发生近端C相瞬时性单相接地故障，短路电流过大，对#1主变造成较大的冲击，导致主变内部绕组轻微变形。主变第一套、第二套差动保护动作，跳开#1主变三侧开关。由于110kV 105线路为瞬时性故障，因此在主变差动保护动作后，105开关重合闸动作成功。
（2）在主变大电流切除的瞬间其电磁力对主变绕组的冲击影响也较大。以往经验认为，主变绕组在留过较大短路电流的时候容易受冲击变形，但本次分析及结果标明，作为一个电磁变换元件，在主变大电流切除瞬间，其电磁力对主变绕组的冲击伤害也是较大的，需加以跟踪分析及防范。
4改进提升措施
（1）可在线路近端短路故障时缩短跳闸时间及调整重合闸的方式。随着电网运行规模及容量的不断增大，线路近端短路时短路电流也不断变大，本次110kV 105线路在近端故障电流达到了7000A，对主变的冲击已较严重，而该零序I段保护动作时间整定为0.15秒，导致主变受大电流冲击时间过长而变形。如在保护配合允许情况下，可将零序I段保护整定为0.1秒。同时可在故障电流超过一定数值时闭锁线路保护重合闸功能，避免永久故障重合闸给主变造成再次冲击。
（2）应加强主变抗短路冲击的改进及管控。如进行主变绕组加固等工作，并加强对主变受短路电流冲击的动态跟踪，对受冲击次数多、电流大的主变进行绕组变形试验等。
参考文献
[1]袁改莲, 芦震. 220kV小店变电站2号主变差动保护跳闸的事故分析[J]. 科技情报开发与经济, 2010, 20(33):178-180.
[2]沈涛, 于立翔. 220kV变压器差动保护动作原因的分析及解决方案[J]. 内蒙古科技与经济, 2009(11):121-121.
论文作者:覃栋
论文发表刊物:《电力设备》2017年第36期
论文发表时间:2018/5/10
标签：故障论文; 电流论文; 动作论文; 绕组论文; 线路论文; 差动论文; 第一套论文; 《电力设备》2017年第36期论文;