线路断线引起220kV变电站主变压器故障分析及处理措施

国网天津市电力公司 郭 浩 刘广振 国网天津电力党校 彭 词 韩 强 王建虎

现阶段，随着人们日常生活以及企业运转的用电需求量逐步增加，变电站的工作量逐渐增多，这就需要变电站的变电设备时刻保持稳定运作。根据目前变电站运行维护的实际情况可以知道，在变电站的运维工作中，往往存在较多安全隐患和影响因素，严重影响了变电站的安全可靠运行[1]。本文主要通过对线路断线引起变电站主变压器故障现象进行分析，并提出了相应的处理措施。

1 线路断线引起220kV变电站主变压器故障分析

1.1 故障过程

故障发生时。某220kV变电站中有三台主变压器，容量为90MVA。二号主变压器三侧断路器202、152、952切断；三号主变断路器203、153断开（断路器953处于断开情况），母线耦合装置断路器910自动开启，装置成功启动，二号站变压器断路器962关闭，后台监测机、集控机和通信管理机全部断电。母线耦合装置断路器212和一号主变压器断路器201先后切断。之后分别合上了母联断路器212和断路器201，一号主变压器恢复正常工作。一主变压器三侧断路器全部断开。最后，三台主要电力变压器的所有线路全部切断，二条联络线切断，发电厂的二台并网机全部切断。

故障发生后。线路断线后，变压器设备系统中的三个主变压器都正在工作中。一号和二号主变压器在220kW、110kW、10kW三侧工作，而三号主变压器则在220kW和110kW的两端工作。220kW和110kW母线连接均采取双母线接线类型，而10kW母线连接则采取单母线分段接线类型。一号主变压器220kW侧断路器接I段母线连接，110kW侧断路器接I段母线连接，二、三号主变压器220kW侧断路器接II段母线连接，110kW侧断路器接II段母线连接。220kV变电站的母线在变电站正常运行过程中起到了至关重要的作用，因此变电站母线一旦发生故障，将会导致变电站无法正常运行，并且变电站母线极其容易受到环境因素的影响而出现损坏，导致母线出现损坏的主要原因是电路运行损耗、线路挤压碰撞、电压波动以及点变设备安装错误。

一主变压器的10kW侧隔离连接至一段母线（母联断路器910处于断开位置），二号主变压器的10kW侧隔离连接至二段母线，三号主变10kW侧隔离连接至三段母线（通过母线联络断路器920），三个变压器串联工作。110kW侧的一回路和二次电路都是变压器设备与发电厂之间的接头。

故障修复过程。线路断线前，983电压互感器已因故障而停用，由二次电缆临时铺设。而10kW第三段母线的电流则来源于电压互感器982。在将二号和三号主变压器之间的线路切断后，由现场操作员封闭电压互感器981和982之间的二次接触电源断路器。考虑到当时一号主变压器已严重超载，线路随时都可以切断，因此运营商立即对二号主变压器进行了试运。在封闭断路器152后，主变压器产生了异常响声，并迅速断开断路器152和202。

二号主变压器检测时，一号主变断路器201、母联断路器212全部断开，经操作人员检查确定为当时错跳；合上母纫连接断路器212和断路器201，一号主变压器恢复正常工作。一主变压器第三侧断路器全部断开。在操作员再次检测时，又发生了电压互感器981二次侧的w相保险丝熔断。然后工作人员完全隔离了故障电压互感器982，并更换了电压互感器981的w相保险丝，电压互感器981恢复正常。检测其他装置，无异常后恢复一号主变电能。检测变压器为三号主变压器，无异常后，三号主变压器已恢复正常工作。在检测二号主变压器保护装置时，出现有重瓦斯保护动作信号，二号主变压器已由热备转入正常检修状态。目前，事故处置工作已圆满完成，现场设备已恢复正常运营。

1.2 故障分析

1.2.1 一次设备

该变电站从20世纪开始运营，其中一些设施都已快达到了使用寿命极限，部分装置的性能低下，修复过程也不简单。事故中的电压互感器982是一种常见的室内单相电压互感器。已投入使用十多年。其绝缘、铁心叠片和绕组工艺都无法达到大负载要求，并且比热值也较高，而且基本上是绝缘的，并一直保持在高热状态。同时，因为二次侧负载较大，一次、二次电流差较大，且二次侧负载的额定电流之和均大于最大额定值，造成电压互感器内绕组发热值的增大，特别是当电压差超过最大额定电流（10kV）时，电压互感器内发热值更加剧烈。由于变电站使用的中性点并非有效接地系统，因此工作中的一次侧电流差容易产生三相供电不均匀现象。当单相电压较高时，相电压互感器易产生热膨胀和炸掉，导致保险丝熔断。

1.2.2 保护装置配置

主变压器保护配置了不同型号、不同保护原理的双套保护装置，如图1所示，均符合《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》要求[2]。

1.2.3 保护装置动作情况

二号主变压器。故障发生时，第1套保护装置动作，动作类型为中压侧复合电压闭锁过流Ⅰ段三时限，动作值4.47A（保护定值2A），保护延时3900ms。

三号主变压器。故障发生时，3号主变压器第1套保护装置动作，动作类型为中压侧复合电压闭锁过流Ⅱ段一时限，动作值2.63A（保护定值2.6A），保护延时3900ms。

一号主变压器。第1次动作：10：19，1号主变压器第1套保护装置动作跳闸，动作类型为高压侧复合电压过流Ⅰ段一时限，动作值3.859A（保护定值2 A），保护延时3300ms。第2次动作：10：32，第2套保护装置动作，跳开1号主变压器侧断路器。动作类型为中压侧复合电压闭锁过流Ⅰ段三时限，动作值为2.18A（保护定值为2A），保护延时为3900ms。

1.2.4 逻辑分析

结合有关数据，剖析了一号主变综合电流封闭器件开路的成因，原因主要在于综合电流的励磁整定原则的三面（只要高、中、低温中的某一边开路，则复合电压闭锁元件开路）。

1.2.5 事故原因分析

二号和三号主变压器电路切断后，一号主变压器仍正常工作。但此时的一号主变压器负载为160MW，已经严重过载（额定容量90MW)。二号主变压器试运时，因10kW电压互感器设置在一楼高压区，且电压互感器的并联装置布置在三层保护区，因此楼上的作业人员同时关闭了电压互感器981与电压互感器982的二次接触断路器，在二号主变压器试运中，因为上下作业人员交流电流协调不顺畅，造成楼下的作业人员没有及时将故障电压互感器与982完全分离，而造成电压互感器981 w的电磁阀在正常工作中熔断。也因为一号主变压器的保护装置上设置了复合电流，因此取主变压器三侧的电流。当电压互感器的一侧切断后，复合电流闭锁元件也将启动[3]。

最后，一号主变csc-326d型保护装置作为高压侧复合电压闭合方向上的过流保护I段（指向母线），并依次跳闸至母纫耦合器断路器212和一号主变剩余电流断路器201，并与电厂断开。在没有经过仔细检查设备的状态下，运行管理人员就急于回复了一号主变压器的正常工作。而此时，电压互感器为981的二次系统仍然保持着断开状态。而一号主变压器则与整个变电所的110kW和10kW负载相连接。负载修复工作过程中，当总负载达40.8MW时，一号主变中压侧防护设备的复合压力闭锁过流保险动作，三侧断路器全部断开。此时，操作员重新检测，并发现电压互感器981一次侧的w相保险丝熔断。最后，故障电压互感器982被彻底隔离。

本事故反映出目前一些变电站都普遍存在的问题：一是没有事先制订相关故障应对计划，当故障发生时不能有序地解决。二是操作人员巡检流于形式并且专业性水平不够高，不能及时感知到后台警告信息，不能在故障刚刚发生时就及时将其解决甚至没有发现故障的发生。三是电力设备管理不到位，不能及时发现并更换出现故障的设备，从而造成故障扩大化。四是电路保护装置不够完美。随着目前电力需求量急剧升高，变电站所需要的电路保护装置与以往相比，对其性能和质量都有了更高的要求，使用目前使用的传统的电路保护装置不仅增加了电网运行的风险。同时导致设备运行中出现的问题越来越多，严重影响了变电站的正常运行。

2 线路断线引起220kV变电站主变压器故障处理措施

2.1 变压器升级改进

一是将自粘换位半硬铜导体应用到变压器的平衡绕组中，可以将其中的导线的屈服程度提高至原先的4倍甚至更多，同时低压绕组中的导线的屈服强度也能提升到原先的两倍甚至更多。这样的改造方式有效地提高了变压器平衡绕组抗短路电流冲击的能力。二是在变压器原有的基础上增加支架的数量，这样不仅可以提升绕组支撑性，还能大大防御线路断线时产生的大量电流对变压器的冲击力。三是在绕组的换位处垫垫块并对其进行绑扎，以防其在电流的冲击下松动、断裂和报废。四是预加载线圈时，调整线圈的安匝平衡，以确保绕组在受到线路断线时释放的大量电流冲击时线圈的轴向力减小，从而实现对变压器的损害降到最低。

2.2 及时确定故障点

当线路断线发生时，必须先把故障点找出来。以下三种方法可以找出并确定故障点：一是替换法。即在主变压器上更换正常运行的设备，如线路断线的问题仍然存在，则表示此处更换前的设备是处于正常运行的，没有发生线路断线。再依次更换掉接下来的设备，重复替换，直至找出故障点所在的设备。二是比较法。将所有正在运行状态的设备的实时设备数据与之前发生故障时的设备数据进行比较，拥有与故障时设备数据更相近的实时数据的设备即存在故障点。三是将电路依次进行拆除，就可以找出故障点存在于哪段电路之中，从而实现对故障点的故障排除。在线路断线时，必须把故障点这一关键修复依据寻找出来，便于相关工作人员及时进行修复，避免故障影响范围扩大，造成更严重的事故、更大的经济损失。

2.3 电路保护装置升级

在电路系统中的电路保护装置也亟须升级，解决其在日常运行中可能存在的保护不到位的问题。此外，保护装置中相关零件运行时间超过其标准使用寿命后也会导致保护装置失灵。对此，可以结合线路断线前后的电流的变化来判断能否启动电压回路的监控功能。当整个线路在进行充电时，近区断层和环路断层引起三相电压丢失，如果这个时候附近设备出现线路断线，只能对负荷进行增减来解决。其他时候电路发生线路断线时，可以采取闭锁保护措施。当变电站在平稳运行中，本应没有零序电压，但保护装置依旧能检测到零序电压的存在时，这就表明某个电路中出现了线路断线到的情况。而且电流连接器之间每连接一次理论上就会对零序电压的情况做一次反馈，所以电路保护装置在原有的基础上应该增加延时报警和瞬时闭锁功能，以确保电路平稳运输，变压器正常运行。

2.4 完善电力设备管理制度

为提高变电站安全系数，减少线路断线问题的出现，首先必须建立一套完善的电力设备管理制度。将每一部分设备的管理方式都归入其中，进行更系统化的管理，及时监测到问题电路的出现，并将其解决，防止其故障扩大化，并且可以降低安全隐患出现的频率。在完善这些制度时，制定制度人员应从工作场所的实际需求以及已有的工作经验出发，确保制度内容最为恰当，同时还要确保电力设备管理制度制定完成后的顺利执行[4]。

2.5 加强工作人员安全防护意识

作为预防事故发生及扩大化的第一道屏障，相关工作人员必须熟知事故处理措施，拥有专业化的鉴别及修复水平，才能在故障发生时及时将其修复。因此，即使在设备均稳定运行时，也应该对相关工作人员不定时进行实操演练，提高操作人员的故障修复能力，并通过演练，提高其专业性水平，促使他们能及时发现工作中的安全隐患并消灭。

3 结语

本文通过具体的故障实例提醒各电力企业在之后的工作运行中，警惕线路断线引起变电站主变压器故障而造成电力瘫痪，提前预防事故的发生，将减少许多不必要的成本开支，从而拥有更多的经费完成变电站全面升级发展。同时，对相关工作人员也应定期进行培训及演习，提高其安全意识及专业性水平，在故障发生时能做到及时修复，防止故障扩大，造成更严重的事故，增加经济损失。