220kV变压器差动保护动作跳闸的分析与处理

国网安徽省电力公司电力科学研究院 尹睿涵 吴 杰 吴兴旺 丁国成 国网安徽省电力有限公司 谢 佳 国网芜湖供电公司 刘虎城

2019年4月21日09时26分，220kV 某变电站#2主变纵差保护动作，主变三侧断路器2802跳闸、502跳闸、302跳闸。该变电站主接线图如图1所示，#2主变220kV 侧通过2802断路器带母线，110kV 侧通过502断路器带母线，35kV侧通过302断路器带母线。该220kV 主变为自耦变压器，中性点直接接地运行，型号为OSFPSZ9-120000/220，出厂编号为2000-056，投运时间为2001年5月。2017年4月完成主变间隔例行试验，试验结果正常。

1 相关检查和试验情况

当日对该220kV 主变进行检查：主变本体（含瓦斯继电器、压力释放阀）及三侧的开关、电流互感器、避雷器外观进行检查未发现异常。主变低压侧出口均进行了绝缘化处理；对主变本体、2802电流互感器三相和502电流互感器三相取油样进行色谱分析，结果分别为CH48.2/1.0/1.4、C2H49.8/0.0/0.2、C2H63.4/0.0/0.0、C2H20.0/0.0/0.0、H20.0/27/16、CO 226/52/92、CO21382/241/235，结论合格；对该220kV 主变进行绕组直流电阻试验、套管介损/电容量试验、频响法绕组变形和低电压阻抗试验，结果正常。对2802、502电流互感器进行绝缘电阻试验、套管介损/电容量试验，结果正常。对三侧避雷器进行绝缘电阻试验、泄漏电流试验，结果正常。

通过以上试验、化验结果，判断本次差动保护动作不是由主变内部故障或相应的电流互感器、避雷器本体故障引起。

该主保护启动时间为04月21日09点26分35秒860毫秒；20毫秒时纵差保护动作，跳开2802、502、302开关。主变故障录波装置与保护同一时刻启动，开始录波。故障录波装置中110kV 母线的电压如图2所示，从上至下分别为110kV 母线A 相、B 相、C 相电压。可知A 相母线电压出现突降，持续时间65ms 左右。其余母线电压未发生突降。

图2 故障录波装置中110kV 母线电压

故障录波装置中主变220kV 侧、110kV 侧电流波形如图3所示，从上至下波形分别为220kV 侧A 相、B 相、C 相、零序电流和110kV 侧A 相、B相、C 相、零序电流。可知：220kV 侧A 相电流与220kV 侧零序电流相位相同，幅值显著高于B 相、C 相；110kV 侧A 相电流与110kV 侧零序电流相位相同，幅值显著高于B 相、C 相。疑似220kV 侧A 相或110kV 侧A 相发生了单相短路接地故障。

主变保护装置中，主变220kV 侧、110kV 侧电流波形如图4所示，从上至下分别为110kV 侧C 相、B 相、A 相电流，220kV 侧C 相、B 相、A 相电流，纵差C 相、B 相、A 相差流。A 相差流3.129A，B相差流0.022A，C 相差流3.109A。可知：主变220 kV 侧A 相有较大电流流过，换算到一次侧电流峰值为5000A 左右；主变110kV 侧A 相电流较小；主变220kV 侧A 相电流与A 相差流相位相同，与C 相差流相位相反。疑似220kV 侧A 相发生了单相短路接地故障。

进一步观察差流情况[1-2]可知，220kV 侧A 相电流与A 相差流相位相同、与C 相差流相位相反。三相差流AD、BD、CD的计算公式如下：AD=(AHBH)×KH+(AM-IBM)×KM+AL×KL、BD=(BH-CH)×KH+(BM-CM)×KM+BL×KL、CD=(CH-AH)× KH+(CM-AM)×KM+CL×KL，其中AH、BH、CH为高压侧电流，AM、BM、CM分别为中压侧电流，AL、BL、CL分别为低压侧电流，KH、KM、KL分别为高、中、低压侧的平衡常数。由图4可知AH显著高于其他电流值，可推得AD=(AH)×KH、CD=(-AH)×KH，即高压侧A 相电流与A 相差流相位相同，与C 相差流相位相反，与保护波形图相吻合。

2 故障原因分析与确认

在主变保护装置和故障录波装置中，110kV 侧A 相出现大小差别显著的现象。原因在于该220kV主变保护装置的电流信号取自于断路器电流互感器，而故障录波装置的电流信号取自于主变套管电流互感器。在故障录波装置中110kV 侧A 相电流较大，表明流经主变套管的电流较大；而主变保护装置中110kV 侧A 相电流较小，表明流经断路器电流互感器的电流较小，电流在流经110kV 侧A 相主变套管至断路器电流互感器的过程中发生了分流。结合110kV 母线电压突降的情况推测110kV 侧A 相主变套管至断路器电流互感器的连接线路上发生了单相接地故障。故障时电流示意图如图5所示，110kV侧A 相主变套管电流I套为短路接地电流I短与流过502断路器电流I断之和。

通过以上分析确认故障范围后，对该范围内的一次引线进行检查，发现该主变110kV 侧龙门架顶端A 相跨线的反弓线上端有明显的异物放电痕迹，呈散点放射状，并在龙门架耐张绝缘子串球头部位置发现白色放电痕迹。进一步检查发现，该故障点临近的变电站围墙外异物堆积，周边的小树上有多处异物悬挂，存在着较大的漂浮物风险。

3 结论与建议

故障发生当日，该变电站处于强降雨和阵风的环境中。此时一次引线上形成一层水膜或者布满水滴，使得引线的起晕电压降低[3]，导致引线周边发生尖端放电，进一步加剧了引线周边电场的不均匀程度。故障点临近的变电站围墙外漂浮物较多，在阵风影响下，飘至故障点附近，在不均匀电场中发生局部放电并迅速发展成对绝缘子球头击穿。异物在瞬间的强电场下发生分解，部分散落在引线上留下痕迹。该变电站运行环境缺乏有效治理[4-5]是本次故障的关键诱因，为避免类似问题再次发生，提出如下建议：

充分认识变电站运行环境问题的反复性和重要性。变电站运行环境随着时间的推移、天气的变化在不断改变，如异物风险得不到及时管控，易发生异物短路故障。应加强与地方政府的沟通、协调，依法依规地及时处置变电站周边异物（民房、废品收购站、塑料大棚、垃圾堆场）风险。

建立常态化的变电站运行环境治理机制。明确治理周期。每年定期开展两次变电站运行环境巡视和整改，收到恶劣天气特别是大风预警时应安排特巡；形成整改闭环。对排查发现的问题应建档保存，逐项落实责任人、整改措施、整改时间；以检查、考核促进整改落实。将变电站运行环境的排查、整改情况纳入考核范畴。

变电站运行环境监督关口前移。在新（改、扩）建变电站设计、施工、验收环节中，落实运行环境治理要求，一旦发现问题及时整改，避免后续因停电困难导致问题遗留。