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1、变电站 110kV 主变压器保护跳闸故障分析摘要：本文介绍某 110kV 变电站发生主变差动保护动作，致使三侧跳闸的故障 情况，通过分析主变保护动作信息及故障录波图，结合事故现场检查结果，判断 跳闸是因为变压器本体进入水分，导致变压器内部绕组间绝缘强度降低，导致绝 缘击穿并引发短路跳闸。自耦变压器低压侧一般连接站用变压器，并配置有多组 低压无功补偿装置低压并联电抗器、低压并联电容器。低压设备设计多年 未改变，故障常常由于设备本体故障造成，很少由于系统原因造成损坏。关键词：变电站；110kV ；主变压器；保护跳闸；故障；分析1 导言 微机综保是电力系统可靠运行的一个重要部分，它可以快速可靠地将电
2、力系 统中故障部分切除。如果微机综保本身出现了问题发生误动，将会严重影响化工 企业的正常生产，造成重大经济损失。及时分析保护跳闸原因及防范措施显得十 分必要。因此在本文之中，主要是针对了变电站110kV主变压器保护跳闸故障进 行了全面的分析研究，同时也是在这个基础上提出了下文之中的一些内容，希望 能够给予在相同行业之中进行工作的人员提供出一定价值的参考。2 故障发生经过2017年2月19日晚21点31分，总降变电所2#主变高低压两侧断路器跳闸 同时总降iokvi/皿母联和口/iv母联备自投启动，1#主变带iokv的i/m段母线 负荷，3#主变带10k V的口/IV段母线负荷，此过程中总降变电所
3、10kV系统口段 母线瞬间停电0.7秒，造成全厂10kV系统口段母线馈出电源所带电机几乎全部都 低电压保护动作而停机。查看总降2#主变微机综合保护器NS911保护动作信息是 比率差动保护动作，需要引起相关工作人员的高度重视。3 现场检查及处理情况 设备跳闸后，试验及检修班组对现场设备进行检查，对低压侧进行直流耐压试验，结果合格，说明放电故障点不位于10kV侧，对套管爬群外观检查同样没 有发现放电痕迹。配电变压器台上装设的用于保护计量的 CT 一、二次绕组均击 穿，有明显对地放电点。而A相主变本体的故障点，推断在主变本体内部。通过 与220kV变电站故障录波器反映与该主变相连的110kV线路A相
4、故障电流680 A, B相故障电流280A，C相故障电流345 A。故障时负荷9.6 MW。通过查看故障录 波图，主变低压侧为A、C相相间短路故障。1）主变绕组直阻测试。通过主变绕组直阻试验，低压侧直阻数值符合规程要 求； 110 k V 侧不平衡系数的分接处测量数值超标；在各分接的级差电阻值比较中 A相明显比B、C相大；在第8、9分接处直阻值符合规程要求，排除高压侧主绕 组故障的可能性。 2）绝缘油气相色谱分析。主变保护动作跳闸后，对绝缘油进 行色谱分析：氢气318.5ppm （规程要求低于150ppm）、乙炔57.9ppm （应低于 5ppm），总烃136.1ppm （应低于150ppm）
5、，氢气和乙炔含量均超标。判断为主 变内部发生工频续流放电，产生大量热量，将绝缘油分解，绕组间或绕组与夹件 或外壳的油存在电弧击穿，因此针对于这点而言，必须要能够引起相关工作人员 的高度重视。4 故障调查过程变压器差动保护动作可能涉及到变压器内部故障，考虑到主变问题的可能严 重性，决定从以下几个方面查找原因：一是调取总降故障录波图形，初步判断故 障性质。二是对2#主变的变压器油做色谱分析，测量2#主变高低压侧绕组直流 电阻，对 2#主变高压测套管进行直流耐压试验，从而判断变压器内部是否故障。 三是对 2#主变的高低压电流互感器之间的所有二次回路接线及母线桥内的绝缘子 进行详细检查，检查是否有松动
6、、放电的现象，从而判断主变的高低压电流互感 器之间一二次设备接线是否有故障。四是对2#变压器主保护器NS911进行测试， 从而判断变压器保护器本身是否有故障。首先调取了故障录波的波形图共同分析， 初步判断变压器内部没有故障；其次试验班对2#变压器的高低压绕组直流电阻进 行测量和高压套管做了直流耐压试验，试验数据都满足要求；又对 2#变压器绝缘 油取样后进行了色谱分析，结果满足要求，以上工作彻底排除了变压器本体内部 没有故障。五是准备更换保护器NS911备件，但是调试过程中高压侧加单相接地 动作模拟电流时出现了保护拒动作现象，按照备件厂家提供的调试方法满足不了 比率差动保护要求。六是面对保护器备
7、件使用的不确定性和原保护器完全不可靠 性，与南自保护厂家工程师进行技术沟通，回复意见可能是保护器电源插件存在 老化问题，在其他现场发生过类似保护误动；七是将备件的电源插件换到原保护 器上进行调试。在更换保护器电源插件后按照原方法进行调试，结果完全满足保 护试验要求。故障原因分析通过现场试验、故障录波图分析、返厂吊罩综合分析表明，变 压器跳闸起因于本体进水，导致变压器内部绕组匝间和饼间绝缘强度下降，导致 绝缘击穿形成短路。进水位置为套管顶部，设备结构设计制造不合理，密封不严， 因为套管导电管内部经常在正压与负压之间切换，其呼吸效应主变从将军帽进水。5 防范措施NS系列微机综保备件厂家已经不再生产
8、，因此公司已经将110k V微机保护 改造项目已经列入2017 年公司级大修项目，计划2017 年7月停车检修期间完成 为了避免1#、2#主变保护可能误动造成10k V系统短时失电现象的发生，在1#、 2#主变保护器未更换之前，可先将1#、2#主变并列运行，同时将10k V的1/11段 母联保护中过流I、II时段保护投入，时间设定0.1秒，这样可以保证10kV系统 有故障电流发生时 1#、 2#主变自动分列运行，也避免了有故障电流时若下级开关 拒动造成故障面增大的危害。6 暴露出的问题变压器配套使用的110 k V套管无法检测其密封状态。过去套管顶部将军帽松 动会看到渗油，随着变压器工艺的改进
9、，使高压套管顶部油面高于变压器油枕， 套管在运行中密封破坏导致进入雨水时，由于水分短时间内难以蒸发，即使进行 绝缘油含水量测试也不易发现，因此需要能够引起相关工作人员的高度重视，从 而使其存在着的问题可以得到有效的控制。7 反事故措施1）变压器套管顶部高于变压器油枕油面，此处发生渗漏目前还没有有效手段 进行检测。要结合设备停电预试的机会，对高压侧套管的将军帽外沿和四条紧固 螺丝处用玻璃胶进行封堵，防止从套管顶部进水。 2）变压器损坏则是由于变压 器进水后绝缘受潮引起的，主要原因是套管密封的破坏。在今后的变压器验收和 检修工作中，应明确选用指定厂家有效期内的胶圈，安装和检修时严格按照工艺 要求控
10、制压缩量，因此必须要对其引起高度的重视。为了避免产生谐振产生，可以在主变压器低压跳闸时跳开，同时跳开低压设 备补偿装置或站用变压器开关。为此修改了相应的主变压器低压侧的保护： 当主变压器低压侧系统切除时，跳开所有并联电容器（或站用变压器）开关，就 可以防止电容器与站用变压器产生谐振，避免站用变压器激磁损坏。8 结论通过对上述的内容进行分析研究之后能够得出，总而言之，110k V 2#主变压 器保护误动，造成生产系统泄压紧急停车，给公司带来近千万经济损失。通过上 述保护误动案例告诉我们，微机综保到达了设备使用周期要及时更换或者进行产 品技术升级，特别是变压器、线路等重要电气设备上的微机综保。同时再次证明 电气系统中保护设备的重要性。参考文献：1 李丹云.变电站110kV主变压器保护跳闸故障分析J.黑龙江科技信息， 2017，（12）：53.2017-09-11.2 龙启，杨方明，张新波，程延远.一起500kV主变压器跳闸引发35kV侧设备损坏故障分析变压器J.电气应用，2014, 33（21）： 96-98.2017-09-11.陈舒捷，孙鹏.一起某110kV变电站主变压器跳闸故障分析J.硅谷，2014, 7（22）： 164.2017-09-11.4曹晓东，侯永刚.变电站综合自动化系统故障分析及防范措施J.中州煤炭， 2008，（04）： 83+94.2017-09-11.
