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(guān)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(guān)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(jīng)過

1.1 故障前運行方式

110 kV汊江變是1個典型的內(nèi)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(nèi)橋710開關(guān)實現(xiàn)聯(lián)絡(luò)。變電站有2臺主變，10 kV低壓側(cè)2段母線，通過母聯(lián)110開關(guān)實現(xiàn)聯(lián)絡(luò)。

故障前運行方式為汊新868開關(guān)運行，110 kV母聯(lián)710開關(guān)運行，帶1號主變與2號主變運行，汊毛線893開關(guān)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(lián)110開關(guān)熱備用，10 kV分列運行。運行方式如圖1所示，圖中黑色開關(guān)代表故障前開關(guān)在分位。

1.2 保護動作過程

14:50:08:779(故障發(fā)生1.8 s后)，1號主變低后備動作，跳開101開關(guān)，因故障點在101開關(guān)主變側(cè)，101開關(guān)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(guān)與110 kV母聯(lián)710開關(guān)，在汊江變范圍內(nèi)，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(guān)距離保護三段動作，跳開新渡變新汊線868開關(guān)，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(guān)，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(guān)，合上汊毛線893開關(guān)，汊江變第3次發(fā)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(guān)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(guān)，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(cè)，距離三段正確動作。江蘇省繼電保護整定方案及規(guī)定中對110 kV線路保護有如下敘述：“低一級電網(wǎng)任何元件發(fā)生任何類型故障不得影響高一級電網(wǎng)穩(wěn)定運行，有穩(wěn)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(shè)備，由于汊江變101開關(guān)經(jīng)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(guān)及開關(guān)柜內(nèi)設(shè)備徹底燒毀。

1.4 故障原因分析

經(jīng)現(xiàn)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(guān)柜101開關(guān)C相下方(主變側(cè))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(fā)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(guān)保護分析與建議

由于該次故障點為1號主變低壓側(cè)開關(guān)，在低壓開關(guān)流變的母線側(cè)，屬于低壓側(cè)母線設(shè)備。對于110 kV變電站低壓母線，根據(jù)DL/T 584—2007[1]規(guī)定，分析該次故障保護的動作，其實質(zhì)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(guān)故障長延時切除，且重復沖擊，最終燒毀，這說明在保護設(shè)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(nèi)橋接線110 kV變電站主變差動保護高壓側(cè)一般接入高壓側(cè)線路開關(guān)流變、高壓側(cè)母聯(lián)開關(guān)(橋開關(guān))流變，當主變高壓側(cè)有獨立流變時，接入獨立流變，低壓側(cè)一般不采用主變低壓套管流變，而采用低壓側(cè)開關(guān)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(cè)開關(guān)主變側(cè)，即在開關(guān)與流變之間，不在差動保護范圍內(nèi)，故差動保護不動作。主變低壓側(cè)開關(guān)與流變之間設(shè)備屬于低壓側(cè)母線保護范圍，因10 kV母線不設(shè)母差保護，低后備是主保護，但低后備不能切除，可以說此區(qū)域無主保護，只能通過高后備經(jīng)延時來切除。

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

此區(qū)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(cè)開關(guān)流變改裝在開關(guān)母線側(cè)，將開關(guān)包含在主變差動保護范圍內(nèi)，瞬時切除，同時閉鎖備自投。開關(guān)柜內(nèi)流變這樣安裝技術(shù)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(cè)發(fā)生的故障，低壓開關(guān)都能切除，避免保護死區(qū)。

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(cè)開關(guān)流變。汊江變1號主變低后備為上海申瑞公司產(chǎn)品，DEP-535N型，其復壓閉鎖過流一段2 600 A，1.5 s跳10 kV母聯(lián)110開關(guān)，復壓閉鎖過流二段2 600 A，1.8 s跳低壓側(cè)101開關(guān)。

在該次故障中，低壓側(cè)母聯(lián)本來在分位，低壓側(cè)101開關(guān)1.8 s跳開后(其實當時開關(guān)已發(fā)生短路，跳開關(guān)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(cè)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(cè)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(cè)開關(guān)，故障不能切除(保護不返回)后再經(jīng)延時跳開主變各側(cè)開關(guān)，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(cè)開關(guān)與流變之間故障無主保護時后備的后備，同時閉鎖備自投?？梢赃@樣理解，因為此處為保護死區(qū)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(fā)一個跳閘命令來切除主變也是應(yīng)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(xù)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(chǎn)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(guān)在分位，母聯(lián)(橋)710開關(guān)在合位，無閉鎖輸入，充電正常。備自投在汊新線868開關(guān)對側(cè)跳開失電5 s后跳開汊新868開關(guān)，合上汊毛線893開關(guān)。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(cè)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(cè)開關(guān)跳閘造成線路失電，或?qū)?cè)開關(guān)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(yīng)閉鎖備自投。該次故障中，對側(cè)是距離三段動作，不在本線范圍內(nèi)，備自投不應(yīng)動作。所以距離三段保護動作應(yīng)該閉鎖備自投，但動作保護是對側(cè)，本側(cè)無法知道，除非有通道傳輸對側(cè)的動作信號，故無法實現(xiàn)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(guān)中不流過故障電流，否則就不是線路故障，應(yīng)該閉鎖。對系統(tǒng)內(nèi)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(guān)保護的分析

高壓側(cè)橋開關(guān)即710開關(guān)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(guī)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(nèi)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(guān)在分位)、橋自投(橋開關(guān)在分位)、串供方式(線路開關(guān)、橋開關(guān)都在合位)，此保護較難整定。據(jù)了解正常運行時，多數(shù)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(guān)距離三段動作前跳開，故障切除，對側(cè)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(cè)開關(guān)故障，主變高后側(cè)未正確動作，故障多次發(fā)生，存在一定前提。如內(nèi)橋接線主變差動保護高壓側(cè)采用獨立流變，變電站內(nèi)主變高壓側(cè)流變與兩進線開關(guān)范圍內(nèi)所有設(shè)備發(fā)生故障，本站都無法切除，只能靠對側(cè)開關(guān)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(shè)備內(nèi)部故障，4次故障沖擊，設(shè)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(nèi)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(jié)束語

內(nèi)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(xiàn)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(qū)分是線路故障還是變電站內(nèi)部故障，同時作為本站設(shè)備后備保護，保證設(shè)備安全，保證可靠供電。

[1]DL/T 584－2007，3～110 kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程[S].