一起主变低压侧开关故障的保护动作分析

陈强

(扬州供电公司，江苏扬州225000)

2010年9月29日，某公司110 kV汊江变1号主变101开关由于过热引起相间短路，1号主变高后备保护装置故障未正确动作，造成了101开关4次累计5 s以上通过故障电流最终烧毁的故障。

1 故障经过

1.1 故障前运行方式

110 kV汊江变是1个典型的内桥接线终端变电站。110 kV有2条进线，1条为从220 kV毛王变供出的毛汊893线，另1条为220 kV新渡变供出的新汊868线，通过内桥710开关实现联络。变电站有2台主变，10 kV低压侧2段母线，通过母联110开关实现联络。

故障前运行方式为汊新868开关运行，110 kV母联710开关运行，带1号主变与2号主变运行，汊毛线893开关热备用，作为汊江变的备用电源，即采用线自投的方式。10 kV母联110开关热备用，10 kV分列运行。运行方式如图1所示，图中黑色开关代表故障前开关在分位。

1.2 保护动作过程

14:50:08:779(故障发生1.8 s后)，1号主变低后备动作，跳开101开关，因故障点在101开关主变侧，101开关跳开后，故障不能切除。而高后备保护未动作(事后检查为交流插件损坏)，不能跳开汊新线868开关与110 kV母联710开关，在汊江变范围内，故障已不能切除。

14:50:11:517(故障后2.5 s)，220 kV新渡变新汊线868开关距离保护三段动作，跳开新渡变新汊线868开关，汊江变故障切除，备自投装置开始启动。1.5 s后，新渡变新汊868线由于距离三段不闭锁重合闸，重合闸动作，合上新汊线868开关，再次送电至汊江变故障点，重合闸后加速动作，重合失败。

14:50:15:553(故障后7.5 s)，汊江变备自投装置动作，跳开汊新线868开关，合上汊毛线893开关，汊江变第3次发生故障，同第1次故障一样，汊江变不能切除。

图1 汊江变故障前运行方式

14:50:24:329，毛王变毛汊线893开关距离三段动作，切除故障。1.5 s后重合闸动作，合上毛汊线893开关，第4次送电至汊江变故障点，重合闸后加速动作，重合失败。

1.3 保护动作过程分析

在整个故障过程中，汊江变1号主变低后备保护正确动作，高后备保护由于装置问题未动作，备自投装置按逻辑正确动作。毛王变毛汊893线保护、新渡变新汊868线保护因故障点在汊江变1号主变低压侧，距离三段正确动作。江苏省继电保护整定方案及规定中对110 kV线路保护有如下叙述：“低一级电网任何元件发生任何类型故障不得影响高一级电网稳定运行，有稳定要求时允许越级跳闸，通过重合闸补救，不成靠强送”，故毛王变毛汊893线保护、新渡变新汊868线保护重合闸动作也是正确的。因此，故障中除汊江变1号主变高后备外，其他保护、装置均动作正常。事后检查，1号主变高后备保护拒动的原因为交流插件损坏。

对于一次设备，由于汊江变101开关经历4次故障，其中2次是延时动作，通过故障电流总时间达5 s以上，101开关及开关柜内设备彻底烧毁。

1.4 故障原因分析

经现场检查及保护分析，确定此次事故的原因为1号主变101开关柜101开关C相下方(主变侧)导电臂动静触头处存在严重的接触不良，而当时1号主变负荷很大，导致接触点严重发热，使动触头的触指弹簧失去弹性或烧断，触指失去弹簧的束缚力而脱落，形成C，B相接地短路。

2 相关保护分析与建议

由于该次故障点为1号主变低压侧开关，在低压开关流变的母线侧，属于低压侧母线设备。对于110 kV变电站低压母线，根据DL/T 584—2007[1]规定，分析该次故障保护的动作，其实质是主变低压母线故障，主保护(低后备)动作不能切除，后备保护(高后备)没有动作，备自投不合理动作，造成4次故障，长延时切除。仅仅因为后备保护没有动作，就造成开关故障长延时切除，且重复冲击，最终烧毁，这说明在保护设计、配置及整定上存在一定的问题。

2.1 主变差动保护范围的分析

目前内桥接线110 kV变电站主变差动保护高压侧一般接入高压侧线路开关流变、高压侧母联开关(桥开关)流变，当主变高压侧有独立流变时，接入独立流变，低压侧一般不采用主变低压套管流变，而采用低压侧开关流变，这样的差动保护接线保护范围较大。在该次故障中，由于故障点在低压侧开关主变侧，即在开关与流变之间，不在差动保护范围内，故差动保护不动作。主变低压侧开关与流变之间设备属于低压侧母线保护范围，因10 kV母线不设母差保护，低后备是主保护，但低后备不能切除，可以说此区域无主保护，只能通过高后备经延时来切除。

由于101开关与流变之间没有主保护，只有后备保护，而开关是故障率较高的设备，若开关爆炸，故障只能带较长延时切换，易造成故障的漫延。

此区域离主变很近，理当瞬时切除，否则对主变安全运行的影响极大，易造成主变通过故障电流而损坏。因此宜将低压侧开关流变改装在开关母线侧，将开关包含在主变差动保护范围内，瞬时切除，同时闭锁备自投。开关柜内流变这样安装技术上没有难度，虽然与正常的接线方式不符，但可保证主变低压侧发生的故障，低压开关都能切除，避免保护死区。

2.2 主变低后备保护分析

主变低后备保护是低压母线主保护及低压出线的后备保护，电流取自低压侧开关流变。汊江变1号主变低后备为上海申瑞公司产品，DEP-535N型，其复压闭锁过流一段2 600 A，1.5 s跳10 kV母联110开关，复压闭锁过流二段2 600 A，1.8 s跳低压侧101开关。

在该次故障中，低压侧母联本来在分位，低压侧101开关1.8 s跳开后(其实当时开关已发生短路，跳开关则进一步扩大了短路)，故障未切除。此时虽然低后备保护未返回，但动作行为已完成，故障在低压侧将无法切除。虽然主变高后备能反映该故障，但已是保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时高后备动作较长 （汊江变1号主变高后备为250 A，2.1 s）。因此主变低后备宜增加跳主变两侧的复压闭锁过流第三段或第三时限，在第二段限跳开低压侧开关，故障不能切除(保护不返回)后再经延时跳开主变各侧开关，此延时可略大于高后备动作时间，如2.2 s，作为特定的低压侧开关与流变之间故障无主保护时后备的后备，同时闭锁备自投。可以这样理解，因为此处为保护死区无主保护，高后备保护成了主保护，由低后备反过来作为高后备的后备，虽然这有悖于保护配置原则，但如果高后备动作时间都已到，低后备还未返回，故障仍存在，低后备再发一个跳闸命令来切除主变也是应该的。

2.3 备自投装置的分析

备自投是保证变电站供电的重要装置，在该次故障中，备自投动作自动投入了另1条备用线路，不但没有保证持续供电，相反地，再次造成了故障。

汊江变备自投装置为上海申瑞公司产品，DEP827A型，故障前，备自投工作在线自投方式，其动作条件是汊新868线路无压、无流，汊毛893线路有压、无流，且汊毛893开关在分位，母联(桥)710开关在合位，无闭锁输入，充电正常。备自投在汊新线868开关对侧跳开失电5 s后跳开汊新868开关，合上汊毛线893开关。在该次故障中，备自投动作正常，但动作却不合理。因为主变低压侧故障仍然存在，备自投动作后，另一条线路送电至故障点，引起了第3次、第4次故障。要使备自投不动作，必须有闭锁输入。备自投的闭锁输入有手合、手跳、主变保护动作等，在主变保护中，高后备闭锁备自投，低后备保护不闭锁备自投，而该次故障中高后备没有动作，所以备自投没有闭锁输入。

备自投动作的目的是运行线路故障，对侧开关跳闸造成线路失电，或对侧开关偷跳，引起线路失电时投入备用电源，如不是这2种原因，则应闭锁备自投。该次故障中，对侧是距离三段动作，不在本线范围内，备自投不应动作。所以距离三段保护动作应该闭锁备自投，但动作保护是对侧，本侧无法知道，除非有通道传输对侧的动作信号，故无法实现该功能。

在该例的终端变电站，可以采用其他办法判断是否为线路故障。当线路故障时本站线路开关中不流过故障电流，否则就不是线路故障，应该闭锁。对系统内常见的备自投装置进行分析，所有的备自投装置都带有过电流保护功能。因此宜对备自投装置逻辑进行修改，投入装置的过流保护作为闭锁启动元件，检测到有故障电流时，备自投不启动或立即闭锁备自投。因备自投只需判断线路无流，故部分变电站备自投装置只引入了线路单相电流，对这样的接线，如要投入装置的过流保护，则需要进行改造。

2.4 桥开关保护的分析

高压侧桥开关即710开关配有保护装置，其基本功能为过流保护，一般称为充电保护。对于此保护，继电保护装置运行整定规程中没有明确其整定原则，故运行单位一般按习惯进行整定。由于内桥接线变电站存在不同的运行方式，如线自投(1条线路开关在分位)、桥自投(桥开关在分位)、串供方式(线路开关、桥开关都在合位)，此保护较难整定。据了解正常运行时，多数变电站此保护不投。如果在线自投方式时，备自投启动后短时投入过流保护，过流保护在毛王变毛汊线893开关距离三段动作前跳开，故障切除，对侧距离三段不会动作，2号主变正常运行，保证了变电站一半负载的供电。

2.5 延伸分析

该次故障为低压侧开关故障，主变高后侧未正确动作，故障多次发生，存在一定前提。如内桥接线主变差动保护高压侧采用独立流变，变电站内主变高压侧流变与两进线开关范围内所有设备发生故障，本站都无法切除，只能靠对侧开关延时切除。在线自投方式下其保护动作过程与该故障相同，若是设备内部故障，4次故障冲击，设备爆炸的可能性非常之大。2010年10月20日，该公司另一同样内桥接线的110 kV变电站，110 kVⅡ母避雷器故障，上一级2座220 kV变电站110 kV线路保护动作行为相同，同样4次故障冲击，虽然避雷器没有爆炸，但造成了全站失电。

3 结束语

内桥接线是110 kV终端变电站常用的接线方式，从该次故障的分析可见，现行的保护配置存在一定的安全风险，宜配置线路保护或启用备自投装置的过流保护，正确区分是线路故障还是变电站内部故障，同时作为本站设备后备保护，保证设备安全，保证可靠供电。

[1]DL/T 584－2007，3～110 kV电网继电保护装置运行整定规程[S].