变压器低压故障诊断分析与解决对策

李刚 单宏良

摘要：在变电站一次主接线中，由于桥接线方式使用断路器比较少，而且结构简单，投资少，占地小，故在6～220KV终端变电站中广泛采用。内桥接线母联断路器（桥断路器）接于线路断路器内侧，线路停送电比较方便，故较多使用在110KV变电站中。由于采用内桥接线方式时，线路断路器往往不设线路保护，线路故障由上级220KV变电站线路保护动作切除，因此主变压器（简称主变）差动保护、低后备保护、高后备保护、母联断路器保护与上级220KV线路保护存在配合问题，配合不当时可能造成保护不合理动作。

关键词：变电站；一次主接线；KVKV线路；断路器；备自投

内桥接线是110KV变电站广泛采用的电气主接线方式，介绍了一起内桥接线的110KV变电站主变压器低压侧故障相关保护的动作过程。该故障为主变压器低压侧断路器因触指长期过热失去弹性，触头脱落造成相间短路，因主变压器高后备保护拒动，上级220KV变电站线路保护动作并重合，备自投不合理动作，备用线路投入，故障点多次冲击，造成低压断路器烧毁，全站失电。此故障具有一定的典型性，说明典型设计中保护配置存在一定问题。文中对这起故障的保护动作行为进行了全面分析，对如何合理配置保护，避免相同类型故障的发生，提出了建议与对策，对内桥接线变电站的保护配置与整定、运行与维护有参考意义。

1故障经过

近日，某公司110KV城中变电站1号主变低压侧101断路器由于过热引起相间短路，因保护配置不合理，在1号主变高后备保护装置故障未正确动作时，造成了101断路器4次通过累计5s以上的故障电流，最终烧毁，同时也造成了全站失电。

1.1故障前运行方式

110KV城中变电站是一个典型的内桥接线终端变电站。110KV城中变电站故障前运行方式如图1所示，除城乙110KV2断路器、10KV母联110KV断路器在热备用外，其他断路器均在运行状态。

1.2保护配置

城中变电站两只110KV进线断路器不设保护，220KV甲站、乙站相应线路各配置一套PSL641型线路保护，为3段式相间和接地距离、3段式零序电流保护。1号主变、2号主变各配置一套RCS9679型差动保护，1套RCS9681型高后备保护、1套RCS9681型低后备保护、1套RCS9661型非电气量保护。110KV母联断路器配置1套RCS9611型保护，作为母线充电时的充电保护，正常运行时退出。

110KV侧配置一套RCS9651型备用电源自动投入装置（简称备自投）。这样的配置是内桥接线110KVKV变电站的典型配置，也是主流配置。

1.3保护动作过程

14：50：07，故障发生，以此时间为相对时间0s。1.18s，1号主变低后备动作，跳开101断路器，因故障点在101断路器主变侧，101断路器跳开后，故障不能切除。而1号主变高后备保护未动作（交流插件损坏），不能跳开进线110KV1断路器与母联110KV断路器，在城中变电站范围内，故障已不能切除。2.5s，220KV甲站城甲110KV1线距离保护3段

动作，跳开相应断路器，1.5s后，重合闸动作，再次送电至城中变电站故障点，重合闸后加速动作，重合失败。7.7s，城中变电站备自投装置动作，跳开进线110KV1断路器，合上进线110KV2断路器，城中变电站第3次发生故障。10.2s，220KV乙站城乙110KV2线距离保护3段动作，切除故障。1.5s后重合闸动作，第4次送电至城中变电站故障点，重合闸后加速动作，重合失败。

2 故障分析

2.1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断路器C相下方（主变侧）动静触头存在接触不良，而当时1号主变负荷很大，导致接触点严重发热，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相、B相接地短路。

2.2保护动作过程分析

故障中除城中变电站1号主变高后备拒动外，其他保护、装置均动作正确。

3保护分析与对策

金属铠装高压断路器柜是故障几率比较高的设备，一次常见的故障，仅仅因为一个后备保护没有动作，就造成了故障切除时间较长，且重复冲击，最终烧毁，同时造成了全站失电，说明在保护设计、配置及整定上存在一定的问题，值得进一步分析，并采取必要的措施。

3.1保护配置分析

对于110KVKV变电站低压母线，根据DL/T584—2007《3-110KV电网继电保护装置运行整定规程》，其保护配置原则为：“如果变压器低压侧母线无母线差动保护，高压侧过流保护对该低压母线有规程规定的灵敏系数时，在变压器的低压侧断路器与高压侧断路器上配置的过流保护将成为该低压母线的主保护与后备保护”，“变压器电源侧过电流保护的整定，原则上主要考虑为保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时兼作其他侧母线及出线故障

的后备保护”。因此城中变电站主变及10KV保护配置上是没有问题的。

3.2主变差动保护范围分析

现内桥接线110KVKV变电站主变差动保护一般接入高压侧线路电流互感器、高压侧母联电流互感器、低压侧断路器电流互感器，这样的差动接线保护范围较大。但在本次故障中，由于故障点在低压侧断路器主变侧，即在断路器与电流互感器之间，不在差动保护范围内，差动保护不动作。此区域离主变很近，理当瞬时切除，否则极易造成主变通过很大的故障电流而损坏。因此宜将低压侧断路器电流互感器改裝在断路器母线侧，将断路器包含在主变差动保护范围内，瞬时切除。断路器柜内电流互感器的安装在技术上没有难题，虽然与正常的接线方式不符，但可以保证主变低压侧发生的故障，低压断路器都能切除，避免保护死区。

如按此考虑，本次故障时，主变差动保护动作，瞬时切除。

3.3 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，电流取自低压侧断路器电流互感器。故障时，城中变电站低后备保护动作，1.18s跳开低压侧101断路器，但故障未切除。因10KV母线不设母差保护，低后备是母线的主保护，但低压侧断路器与电流互感器之间故障，低后备不能切除，说明此区域无主保护，只能通过高后备经延时来切除。

3.4 主变高后备保护分析

本次故障点，属于保护死区，只能通过主变高后备作为主保护，延时切除故障。故障前，主变高后备保护交流采样插件采样异常，装置告警指示灯亮，站内计算机监控系统发“装

置异常”信号，但没有发“装置闭锁”信号，同时装置“运行指示灯”也未熄灭。故障分析时，运行人员反映此信号已出现多次，但都能复归，故没有引起重视，也没有及时消缺。故障时，高后备保护交流采样插件流过故障电流，插件损坏，保护未能启动。高后备保护拒动是本次故障扩大的直接原因，否则2.1s切除故障。

3.5备自投装置分析

故障前，备自投工作在“线路自投”方式，其动作条件是城甲110KV1线路无压、无流，城乙110KV2线路有压、无流且断路器在分位，母联断路器在合位，无闭锁输入，充电正常。备自投动作后跳开城甲线110KV1断路器，合上城乙线110KV2断路器。在本次故障中，备自投动作正确，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。

3.6母联断路器保护分析

110KV母联1110KV断路器配有保护装置，其基本功能为过流保护，一般称为充电保护。由于内桥接线变电站存在不同的运行方式，如线自投（一条线路断路器在分位）、桥自投（母联断路器在分位）、串供方式（线路断路器和母联断路器都在合位），此保护较难整定。正常运行时，绝大多数变电站此保护不投，仅在母线充电时短时投入。如果在“线路自投”方式时，备自投动作跳开城甲110KV1断路器后，短时投入过流保护，合上城乙110KV2断路器时，母联1110KV断路器中将流过故障电源，此过流保护瞬时动作跳开1110KV断路器，故障切除，220KV乙站110KV2线保护将返回，2号主变正常运行，保证了变电站一半负载的供电。如按此考虑，本次故障第3次故障在本站切除，不会发生第4次故障。

4改进措施

本次故障的分析可见，这种保护配置与整定方案存在一定的安全风险，宜采取以下的措施加以防范。措施1为首选，措施2次之，以此类推。

措施1：宜将主变低压侧电流互感器改装至断路器母线侧，扩大主变保护范围，消除保护死区。

措施2：宜配置线路保护或启用备自投装置的过流保护，正确区分线路故障还是变电站内部故障。

措施3：宜在主变低后备保护中增加大于高后备动作时间的长时限段，跳主变各侧断路器，互为后备，确保主变低压侧故障在本站内切除。

措施4：宜完善备自投的闭锁功能，避免备自投不合理动作。

措施5：宜完善110KVKV侧母联断路器的保护功能，在备自投启动后短时投入，避免备用电源再次送电至故障点，避免全站失电。

措施6：宜加强设备的巡视与检查，及时发现设备缺陷并及时消除，保证设备运行正常。

内桥接线虽然接线简单，但存在上端电源线路保护、主变保护、各侧后备保护、母联保护、备自投之间的配合问题，应全面分析各种运行方式下、各类故障、不同故障地点下保护的动作行为，不断完善保护配置，保证设备安全，保证可靠供电。

參考文献：

[1]穆永保，闫柯柯，岳国良，等. 一起110kV主变压器有载分接开关故障原因分析及预防措施研究[J]. 变压器，2017，54（8）：67-71.