110kV内桥接线变电站主变差动保护死区故障分析及探讨

常州供电公司 陈 亿

关键字：内桥接线；差动保护；死区故障；解决方案日，110kV甲变电站（内桥接线，运行于方式1）700开关C相靠近2号主变侧绝缘击穿，故障点落在700开关与700CT之间，

某位于1号主变差动保护范围内，2号主变差动保护范围外。1号主变差动保护动作后，进线备自投动作又导致系统再次合于故障之上，最终依靠712的上级电源的切除隔离了故障，而110kV甲变电站全站失电。继电保护人员到达现场后随即了解了现场的一二次设备情况，调取了保护的相关报文进行分析。

1 事故前运行方式及事故经过

110kV甲变电站高压侧为内桥接线，10kV侧为单母线分段。事故发生前，系统的运行方式如图1所示，711和700在合位，712在分位（上级线路713运行、714运行）。内桥700CT靠近2号主变侧。1号主变、2号主变的差动、高后备、低后备、非电量保护均启用。110kV自投启用，已充电。10kV自投当时均未启用。

某时，甲变电站1号主变差动保护动作，711、700、101开关跳闸。上级713开关事故跳闸，重合成功。110kV进线自投动作，712开关合上。714开关事故跳闸，重合闸失败。甲变电站全所失电，同时所用电失去。

经值班员现场检查汇报：（1）713开关零序Ⅰ段、距离Ⅰ段保护动作，重合成功，C相故障。（2）714开关零序Ⅰ段、距离Ⅰ段保护动作，重合不成，C相故障。（3）110kV甲变电站开关室内有浓烟，712开关弹簧未储能动作。110kV内桥700开关机构故障，SF6压力降低，2号主变检查正常。

2 事故原因及保护动作分析

根据继电保护整定原则，713、714线路保护（距离、零序）I段保护范围伸入甲变电站110kV主变绕组内部，结合值班员现场检查情况，故障判定为甲变电站110kV设备故障。最初，1号主变差动保护动作跳各侧开关，自投后，2号主变保护未动，而其上级线路保护动作。由此基本可以判定故障点在1号主变差动范围以内，2号主变差动范围之外，而且是110kV II段母线有故障，在700开关与700CT之间，这是典型的内桥接线死区故障，如图1中所示。

图1 故障前一次系统运行方式

整个过程中，110kV甲变电站内保护动作情况是：1号主变差动动作、110kV自投动作，此后，1号主变差动又动作了两次，具体分析如下。最初，700与桥侧CT之间发生C相单相接地故障，在1号主变差动保护范围内，装置的差动保护第一次动作，跳开711、700、101开关。备自投在延时结束后动作，则712开关合闸于故障之上，导致1号主变桥侧CT采到了故障电流，差动保护第二次动作。而此时对于2号主变而言，故障电流流经CT712、CT700，是穿越性电流和死区故障，因此2号主变差动没有启动，只是2号主变侧上级开关714跳开，使得故障得到暂时的隔离。714开关在保护动作跳开后，重合闸经延时正确动作，但又重合于故障之上，导致1号主变差动保护装置再次感受到桥侧CT的故障电流，发生1号主变差动保护的第三次动作。而此时2号主变仍然不会动作。714开关由于重合于故障之上而永久跳开，故障得以隔离。

至此，对于甲变电站而言，全站失电；而甲变电站进线的两个上级电源，也有一个永久跳开；故障点被冲击了三次。

3 内桥接线下主变差动保护死区故障的解决方案

上述案例是内桥接线的变电站主变差动保护死区故障的典型动作过程。由于故障位于内桥700开关和内桥侧CT之间，在1号主变保护范围内却不在2号主变保护范围内，最终导致不仅全站失电，而且有一个上级电源永久跳开。

内桥接线是110kV变电站的典型接线，为节约成本，桥侧CT一般只会配置一个，相对也就带来了上述死区故障的问题。虽然死区故障比较少见，但如果能采取措施减小此处故障时的损害，也是有讨论意义的。故下述提出了两种解决方案，具体的分析过程均以永久性故障为例，110kV配有基本的备自投逻辑，10kV配有分段备自投。

3.1 方案一：内桥侧配置两个CT

如图2所示，此时内桥侧配置两个CT：CT2和CT1，分别给2号主变以及1号主变差动保护使用，其余CT配置不变。由于桥侧保护范围有交错，所以不存在差动保护的死区。

图2 内桥侧配置两个CT

（1）711主供方式：711、700合位，712分位（713、714、101、102合位），此处分为故障点A和故障点B两个点分析其动作过程。

①故障点A：首先，故障电流流经CT713、CT711、CT2，则上级电源处线路保护动作，跳开713；1号主变差动保护动作，跳开711、700、101；同时2号主变差动保护动作，跳开712、700、102。经重合闸延时，713重合成功。一般而言，常州地区进线备自投会配有“备用侧主变故障闭锁备自投”逻辑，此时，系统原本在方式1下，2号主变差动保护动作，故闭锁进线备自投，备自投不动作。最终，全站负荷失电，但上级电源均能正常运行，整个过程对故障点的冲击一次。

②故障点B：分析同故障点A。

（2）分列运行：711、712合位，700分位（713、714、101、102合位），此处考虑到对称性，仅分析故障点B的动作过程。

故障点B：首先，故障电流流经CT714、CT712、CT1，则上级电源处线路保护动作，跳开714；2号主变差动保护动作，跳开712、700、102；1号主变差动保护动作，跳开711、700、101。经重合闸延时，714重合成功。由于主变差动保护动作闭锁110kV桥备自投，因此备自投不会动作。至此，全站失电，上级线路均正常运行，故障点被冲击一次。

为了便于比较，将常规CT配置下，系统处于分列运行时，死区的故障特征分析如下（如图1，注意此时711、712合位，700分位）。首先，故障电流流经CT714、CT712、CT700，则上级电源处线路保护动作，跳开714；2号主变差动不动作；1号主变差动保护动作，跳开711、700、101，桥备自投放电。经重合闸延时，714重合于故障之上，则上级电源处线路保护再次动作跳开714。1、2号主变动作情况同上。最终，全站失电；上级线路有一个永久跳开；故障点被冲击两次。

3.2 方案二：700开关在分位时差动计算不计入桥CT电流

如图1所示，桥CT配置同常规的一样，但是在差动保护的开入量中多引入一个700开关的TWJ接点或者700开关的常闭辅助接点DL，以引入下述逻辑：当700开关在分位时，差动保护计算不再计入桥CT电流。

（1）711主供方式：711、700合位，712分位（713、714、101、102合位）。

故障点C：首先，故障电流流经CT713、CT711，则上级电源处线路保护动作，跳开713；1号主变差动保护动作，跳开711、700、101。经重合闸延时，713重合成功。110kV备自投动作，合上712开关，合于故障之上。此时，故障电流流经CT714、CT712、CT700，但是此时700开关已在分位，故差动保护已不计及CT700，故上级电源处线路保护动作，跳开714；2号主变差动保护动作，跳开712、102。经重合闸延时，714重合成功。最终，全站失电；上级电源侧均可运行；故障点被冲击两次。

（2）分列运行：711、712合位，700分位（713、714、101、102合位）。

故障点C：首先，故障电流流经CT714、CT712、CT700，但是700开关此时在分位，故差动保护不计及CT700。则上级电源处线路保护动作，跳开714；2号主变差动动作，跳开712、102，同时闭锁桥备自投，但不闭锁10kV分段备自投。经重合闸延时，714重合成功。可以看到，1号主变侧并未失电，加之10kV备自投动作，合上100，全站10kV负荷全在运行中；上级电源侧均可运行；故障点仅冲击一次。

4 几种配置方案的比较

711主供方式常规配置：全站失电，一个上级电源永久跳开，故障点冲击3次。

方案一：内桥侧配置两个CT，全站失电；上级电源侧均可运行；故障点冲击1次（故障点A、B）。方案二：700开关在分位时，差动计算不计入桥CT电流，全站失电；上级电源侧均可运行；故障点冲击2次（故障点C）。

分列运行常规配置：全站失电，一个上级电源永久跳开，故障点冲击2次。

方案一：内桥侧配置两个CT，全站失电；上级电源侧均可运行；故障点冲击1次（故障点B）。方案二：700开关在分位时，全站失电；10kV负荷全在运行中；上级电源侧均可运行；故障点冲击1次（故障点C）。

相比常规配置，当711主供时，方案一、二都可确保上级电源的运行，提高整个供电系统的可靠性，同时还可减少对系统的冲击。当分列运行时，也具有上述优点，而且方案二还可以保证本站10kV系统的供电。可见，针对本案例所涉及到的桥CT与桥开关之间发生故障的情况，方案一、二在提高供电可靠性和减少系统冲击上都具有明显优点。方案二在分列运行时，在保电方面更具有优势。

当然，方案一、二也是有相应要求的。方案一需要多配置一个CT，增加了系统接线复杂性，也提高了成本。方案二需要引入TWJ或者DL，也是增加了配线，复杂了保护逻辑，对接点的可靠性要求也比较高。

5 结语

事故的分析，首先应了解事故前一次设备的运行方式及二次保护的配置情况，然后结合值班员的检查结果和保护的主要动作报文，分析事故原因。针对本文分析的110kV内桥接线变电站主变差动保护死区故障典型案例，首先应熟悉保护动作过程及特征，以便更迅速地判断故障性质。同时，综合考虑电网稳定运行、供电可靠性和经济性等原则，可在常规方案与本文提出的方案间作出合理的选择与配置。