一起主變低壓側開關故障的保護動作分析

陳強

(揚州供電公司，江蘇揚州225000)

2010年9月29日，某公司110 kV汊江變1號主變101開關由于過熱引起相間短路，1號主變高后備保護裝置故障未正確動作，造成了101開關4次累計5 s以上通過故障電流最終燒毀的故障。

1 故障經過

1.1 故障前運行方式

110 kV汊江變是1個典型的內橋接線終端變電站。110 kV有2條進線，1條為從220 kV毛王變供出的毛汊893線，另1條為220 kV新渡變供出的新汊868線，通過內橋710開關實現聯絡。變電站有2臺主變，10 kV低壓側2段母線，通過母聯110開關實現聯絡。

故障前運行方式為汊新868開關運行，110 kV母聯710開關運行，帶1號主變與2號主變運行，汊毛線893開關熱備用，作為汊江變的備用電源，即采用線自投的方式。10 kV母聯110開關熱備用，10 kV分列運行。運行方式如圖1所示，圖中黑色開關代表故障前開關在分位。

1.2 保護動作過程

14:50:08:779(故障發生1.8 s后)，1號主變低后備動作，跳開101開關，因故障點在101開關主變側，101開關跳開后，故障不能切除。而高后備保護未動作(事后檢查為交流插件損壞)，不能跳開汊新線868開關與110 kV母聯710開關，在汊江變范圍內，故障已不能切除。

14:50:11:517(故障后2.5 s)，220 kV新渡變新汊線868開關距離保護三段動作，跳開新渡變新汊線868開關，汊江變故障切除，備自投裝置開始啟動。1.5 s后，新渡變新汊868線由于距離三段不閉鎖重合閘，重合閘動作，合上新汊線868開關，再次送電至汊江變故障點，重合閘后加速動作，重合失敗。

14:50:15:553(故障后7.5 s)，汊江變備自投裝置動作，跳開汊新線868開關，合上汊毛線893開關，汊江變第3次發生故障，同第1次故障一樣，汊江變不能切除。

圖1 汊江變故障前運行方式

14:50:24:329，毛王變毛汊線893開關距離三段動作，切除故障。1.5 s后重合閘動作，合上毛汊線893開關，第4次送電至汊江變故障點，重合閘后加速動作，重合失敗。

1.3 保護動作過程分析

在整個故障過程中，汊江變1號主變低后備保護正確動作，高后備保護由于裝置問題未動作，備自投裝置按邏輯正確動作。毛王變毛汊893線保護、新渡變新汊868線保護因故障點在汊江變1號主變低壓側，距離三段正確動作。江蘇省繼電保護整定方案及規定中對110 kV線路保護有如下敘述：“低一級電網任何元件發生任何類型故障不得影響高一級電網穩定運行，有穩定要求時允許越級跳閘，通過重合閘補救，不成靠強送”，故毛王變毛汊893線保護、新渡變新汊868線保護重合閘動作也是正確的。因此，故障中除汊江變1號主變高后備外，其他保護、裝置均動作正常。事后檢查，1號主變高后備保護拒動的原因為交流插件損壞。

對于一次設備，由于汊江變101開關經歷4次故障，其中2次是延時動作，通過故障電流總時間達5 s以上，101開關及開關柜內設備徹底燒毀。

1.4 故障原因分析

經現場檢查及保護分析，確定此次事故的原因為1號主變101開關柜101開關C相下方(主變側)導電臂動靜觸頭處存在嚴重的接觸不良，而當時1號主變負荷很大，導致接觸點嚴重發熱，使動觸頭的觸指彈簧失去彈性或燒斷，觸指失去彈簧的束縛力而脫落，形成C，B相接地短路。

2 相關保護分析與建議

由于該次故障點為1號主變低壓側開關，在低壓開關流變的母線側，屬于低壓側母線設備。對于110 kV變電站低壓母線，根據DL/T 584—2007[1]規定，分析該次故障保護的動作，其實質是主變低壓母線故障，主保護(低后備)動作不能切除，后備保護(高后備)沒有動作，備自投不合理動作，造成4次故障，長延時切除。僅僅因為后備保護沒有動作，就造成開關故障長延時切除，且重復沖擊，最終燒毀，這說明在保護設計、配置及整定上存在一定的問題。

2.1 主變差動保護范圍的分析

目前內橋接線110 kV變電站主變差動保護高壓側一般接入高壓側線路開關流變、高壓側母聯開關(橋開關)流變，當主變高壓側有獨立流變時，接入獨立流變，低壓側一般不采用主變低壓套管流變，而采用低壓側開關流變，這樣的差動保護接線保護范圍較大。在該次故障中，由于故障點在低壓側開關主變側，即在開關與流變之間，不在差動保護范圍內，故差動保護不動作。主變低壓側開關與流變之間設備屬于低壓側母線保護范圍，因10 kV母線不設母差保護，低后備是主保護，但低后備不能切除，可以說此區域無主保護，只能通過高后備經延時來切除。

由于101開關與流變之間沒有主保護，只有后備保護，而開關是故障率較高的設備，若開關爆炸，故障只能帶較長延時切換，易造成故障的漫延。

此區域離主變很近，理當瞬時切除，否則對主變安全運行的影響極大，易造成主變通過故障電流而損壞。因此宜將低壓側開關流變改裝在開關母線側，將開關包含在主變差動保護范圍內，瞬時切除，同時閉鎖備自投。開關柜內流變這樣安裝技術上沒有難度，雖然與正常的接線方式不符，但可保證主變低壓側發生的故障，低壓開關都能切除，避免保護死區。

2.2 主變低后備保護分析

主變低后備保護是低壓母線主保護及低壓出線的后備保護，電流取自低壓側開關流變。汊江變1號主變低后備為上海申瑞公司產品，DEP-535N型，其復壓閉鎖過流一段2 600 A，1.5 s跳10 kV母聯110開關，復壓閉鎖過流二段2 600 A，1.8 s跳低壓側101開關。

在該次故障中，低壓側母聯本來在分位，低壓側101開關1.8 s跳開后(其實當時開關已發生短路，跳開關則進一步擴大了短路)，故障未切除。此時雖然低后備保護未返回，但動作行為已完成，故障在低壓側將無法切除。雖然主變高后備能反映該故障，但已是保護變壓器安全的最后一級跳閘保護，同時高后備動作較長 （汊江變1號主變高后備為250 A，2.1 s）。因此主變低后備宜增加跳主變兩側的復壓閉鎖過流第三段或第三時限，在第二段限跳開低壓側開關，故障不能切除(保護不返回)后再經延時跳開主變各側開關，此延時可略大于高后備動作時間，如2.2 s，作為特定的低壓側開關與流變之間故障無主保護時后備的后備，同時閉鎖備自投。可以這樣理解，因為此處為保護死區無主保護，高后備保護成了主保護，由低后備反過來作為高后備的后備，雖然這有悖于保護配置原則，但如果高后備動作時間都已到，低后備還未返回，故障仍存在，低后備再發一個跳閘命令來切除主變也是應該的。

2.3 備自投裝置的分析

備自投是保證變電站供電的重要裝置，在該次故障中，備自投動作自動投入了另1條備用線路，不但沒有保證持續供電，相反地，再次造成了故障。

汊江變備自投裝置為上海申瑞公司產品，DEP827A型，故障前，備自投工作在線自投方式，其動作條件是汊新868線路無壓、無流，汊毛893線路有壓、無流，且汊毛893開關在分位，母聯(橋)710開關在合位，無閉鎖輸入，充電正常。備自投在汊新線868開關對側跳開失電5 s后跳開汊新868開關，合上汊毛線893開關。在該次故障中，備自投動作正常，但動作卻不合理。因為主變低壓側故障仍然存在，備自投動作后，另一條線路送電至故障點，引起了第3次、第4次故障。要使備自投不動作，必須有閉鎖輸入。備自投的閉鎖輸入有手合、手跳、主變保護動作等，在主變保護中，高后備閉鎖備自投，低后備保護不閉鎖備自投，而該次故障中高后備沒有動作，所以備自投沒有閉鎖輸入。

備自投動作的目的是運行線路故障，對側開關跳閘造成線路失電，或對側開關偷跳，引起線路失電時投入備用電源，如不是這2種原因，則應閉鎖備自投。該次故障中，對側是距離三段動作，不在本線范圍內，備自投不應動作。所以距離三段保護動作應該閉鎖備自投，但動作保護是對側，本側無法知道，除非有通道傳輸對側的動作信號，故無法實現該功能。

在該例的終端變電站，可以采用其他辦法判斷是否為線路故障。當線路故障時本站線路開關中不流過故障電流，否則就不是線路故障，應該閉鎖。對系統內常見的備自投裝置進行分析，所有的備自投裝置都帶有過電流保護功能。因此宜對備自投裝置邏輯進行修改，投入裝置的過流保護作為閉鎖啟動元件，檢測到有故障電流時，備自投不啟動或立即閉鎖備自投。因備自投只需判斷線路無流，故部分變電站備自投裝置只引入了線路單相電流，對這樣的接線，如要投入裝置的過流保護，則需要進行改造。

2.4 橋開關保護的分析

高壓側橋開關即710開關配有保護裝置，其基本功能為過流保護，一般稱為充電保護。對于此保護，繼電保護裝置運行整定規程中沒有明確其整定原則，故運行單位一般按習慣進行整定。由于內橋接線變電站存在不同的運行方式，如線自投(1條線路開關在分位)、橋自投(橋開關在分位)、串供方式(線路開關、橋開關都在合位)，此保護較難整定。據了解正常運行時，多數變電站此保護不投。如果在線自投方式時，備自投啟動后短時投入過流保護，過流保護在毛王變毛汊線893開關距離三段動作前跳開，故障切除，對側距離三段不會動作，2號主變正常運行，保證了變電站一半負載的供電。

2.5 延伸分析

該次故障為低壓側開關故障，主變高后側未正確動作，故障多次發生，存在一定前提。如內橋接線主變差動保護高壓側采用獨立流變，變電站內主變高壓側流變與兩進線開關范圍內所有設備發生故障，本站都無法切除，只能靠對側開關延時切除。在線自投方式下其保護動作過程與該故障相同，若是設備內部故障，4次故障沖擊，設備爆炸的可能性非常之大。2010年10月20日，該公司另一同樣內橋接線的110 kV變電站，110 kVⅡ母避雷器故障，上一級2座220 kV變電站110 kV線路保護動作行為相同，同樣4次故障沖擊，雖然避雷器沒有爆炸，但造成了全站失電。

3 結束語

內橋接線是110 kV終端變電站常用的接線方式，從該次故障的分析可見，現行的保護配置存在一定的安全風險，宜配置線路保護或啟用備自投裝置的過流保護，正確區分是線路故障還是變電站內部故障，同時作為本站設備后備保護，保證設備安全，保證可靠供電。

[1]DL/T 584－2007，3～110 kV電網繼電保護裝置運行整定規程[S].