章 楨，莊 嚴，陳 浩，董美玲

（國網(wǎng)江蘇省電力有限公司常州供電分公司，江蘇 常州 213000）

隨著電力系統(tǒng)不斷發(fā)展，繼電保護在電網(wǎng)的安全、穩(wěn)定運行中的重要尤為凸顯[1]，對變電站二次系統(tǒng)的可靠性要求越來越高。本文以一起110 kV主變低壓側(cè)故障為例，通過報文、波形、理論論證等方式分析了事故發(fā)生原因，重點解析了事故中10 kV備自投動作異常行為，并給出了相應(yīng)的整改處理方案。

1 事故情況說明

某日，110 kV某變電站1號主變差動保護動作，711 開關(guān)、101 開關(guān)、102 開關(guān)跳閘。隨后10 kV Ⅱ、Ⅲ分段備自投動作，分段120開關(guān)合閘，10 kV Ⅱ段母線電壓恢復，而10 kV I、Ⅳ分段備自投異常放電，10 kV I段母線失壓。故障發(fā)生前，該變電站711、712 開關(guān)為運行狀態(tài)，次總101、102、103、104開關(guān)合位，10 kV母線分段110、120開關(guān)處于熱備用狀態(tài)，10 kV I、Ⅳ段母線，10 kV Ⅱ、Ⅲ分列運行。經(jīng)檢查后確認1號主變102開關(guān)柜后間隔內(nèi)1號主變與次總TA 間發(fā)生短路故障，A、B、C 三相母排及開關(guān)柜體均有放電痕跡。1號主變差動保護正確動作，10 kV Ⅱ、Ⅲ分段備自投正確動作，而10 kV I、Ⅳ分段備自投未動作，存在異常放電行為。

2 事故原因分析

2.1 主變低壓側(cè)故障過程分析

2.1.1 動作報文及故障波形分析

事故發(fā)生后，調(diào)取監(jiān)控系統(tǒng)記錄的動作報文及1 號主變差動保護裝置故障錄波圖，如表1 和圖1所示。

圖1 1號主變差流及高壓側(cè)電流故障波形

表1 監(jiān)控系統(tǒng)動作報文

第一個周波內(nèi)，高壓側(cè)A 相電流與B 相電流在第一個周波內(nèi)幅值基本相等，相位相同，高壓側(cè)C相電流幅值為A、B相的2倍，相位相反。此特征為低壓側(cè)BC 相間短路的故障波形，因此判斷第一個周期內(nèi)102開關(guān)柜后間隔發(fā)生了BC相間短路故障。

第二個周波開始高壓側(cè)三相電流Iah、Ibh、Ich幅值近似相等，相位關(guān)系為正序互差120°。從第二個周波開始故障演變?yōu)閷ΨQ性三相短路故障，70 ms后，1號主變差動保護動作跳開711、101、102開關(guān)后故障切除。

2.1.2 理論分析

對波形分析結(jié)果進行理論論證，以典型的變壓器Ydll接線為例，如圖2所示，當圖中△側(cè)BC相發(fā)生兩相短路時，△側(cè)的短路電流為：IB=-IC=IK，IA=0。

圖2 變壓器Ydll接線電流分布圖

為簡化計算，設(shè)變壓器變比為1，即變壓器星行側(cè)的空載線電壓和三角形側(cè)的空載線電壓比為1，根據(jù)變壓器對稱運行時的電流分布圖可以推導出三角形側(cè)電流和星型側(cè)電流之間的關(guān)系[2-4]：

將△側(cè)BC 兩相短路時的故障電流關(guān)系代入式（1），可以求得

上述分析論證了Ydll 接線的變壓器，△側(cè)BC兩相短路時，Y 側(cè)A 相電流與B 相電流幅值相位均相等[5]，而C 相電流幅值為A、B 相的2 倍，相位相反的結(jié)論。也證明了我們由Y 側(cè)電流錄波推測△側(cè)故障類型的結(jié)論。

2.1.3 現(xiàn)場驗證

結(jié)合當時現(xiàn)場設(shè)備運行環(huán)境及102 開關(guān)柜內(nèi)母排、柜體表面放電痕跡，判斷一次故障的原因為變電站外單相接地引起系統(tǒng)過電壓，導致102 開關(guān)柜內(nèi)次總TA 與1 號主變間的母排BC 相間放電，最終發(fā)展為三相短路。

2.2 10 kV Ⅰ、Ⅳ分段備自投動作異常分析

表2 10 kV Ⅰ、Ⅳ分段備自投裝置變位報告

由變位報文發(fā)現(xiàn)，16:40:47.580 備投啟動后，1DL 合后變位，備投放電，導致備自投沒有正確動作。原則上差動保護動作跳101 開關(guān)不應(yīng)該導致1DL 合后變位，初步判斷101 操作回路可能存在問題，導致保護跳101 開關(guān)時合后繼電器KKJ 誤變位（由1變?yōu)?）。

查看廠家101 開關(guān)操作回路原理圖和操作板，發(fā)現(xiàn)現(xiàn)場操作板上并沒有能提供KKJ輸出的合后繼電器，裝置背板也并未提供KKJ 輸出接點的出口，經(jīng)進一步檢查，10 kV I、Ⅳ分段備自投裝置采集的KKJ 開入量并沒有取實際的合后繼電器接點，而是接了101 開關(guān)合位輔助接點。因此，10 kV I、Ⅳ分段備自投沒有正確動作的直接原因是用101 開關(guān)合位替代合后位置，導致1號主變保護跳閘后，101開關(guān)由合變分，造成10 kV I、Ⅳ分段備自投裝置閉鎖放電。

2.3 故障原因及現(xiàn)場處理

2.3.1 原因分析

一次設(shè)備故障原因：10 kV I Ⅱ段系統(tǒng)接地后引起102 開關(guān)后間隔內(nèi)次總TA 與1 號主變之間的母排發(fā)生BC相間放電，在電弧作用下發(fā)展成三相短路，導致1號主變差動保護動作。

10 kV I、Ⅳ分段備自投裝置未正確動作的原因：1 號主變101 后備保護（含操作箱），一期投運型號為DSA-2324 變壓器后備保護配套的操作箱，10 kV I、Ⅳ分段備自投裝置型號為NSR-3641 備自投裝置。查閱擴建工程設(shè)計圖紙，發(fā)現(xiàn)相關(guān)回路僅設(shè)計了新建10 kV I、Ⅳ分段備自投裝置一側(cè)，并在此回路處作了示意要求接入“101 開關(guān)合后位置”，而原1 號主變保護屏一側(cè)未重新設(shè)計出圖。實際原101 操作箱不能滿足新增10 kV I、Ⅳ分段備自投裝置對自投邏輯的要求，無法提供“合后位置”開出。施工人員在接1 號主變保護屏一側(cè)回路時，未向設(shè)計人員提出異議，對分段備自投裝置邏輯原理理解不夠，錯誤地將“合后位置”開出接于“合閘位置”開出。而在自投調(diào)試過程中一般驗證與低后備保護的閉鎖邏輯和相關(guān)自投邏輯，對差動保護跳閘之后自投的動作行為并未作過多關(guān)注和驗證。

那么相同故障情景下，為什么10 kV Ⅱ、Ⅲ段備自投裝置就能夠正確動作呢？經(jīng)查，1號主變102開關(guān)操作箱雖與101為同型號產(chǎn)品，但與其配合的10 kVⅡ、Ⅲ段備自投裝置為一期同一廠家設(shè)備，邏輯與10 kV I、Ⅳ分段備自投有所不同，充放電條件均不判KKJ位置，而采用手跳開入方式（101、102操作箱均能夠提供手跳開出、但無合后位置開出），因此10 kV Ⅱ、Ⅲ段備自投裝置邏輯所須開入與102操作箱開出是匹配的，可以正確動作。

2.3.2 現(xiàn)場后續(xù)處理方案

一次設(shè)備缺陷消除后，后續(xù)工作主要為消除10 kV I、Ⅳ分段備自投缺陷。為了減小停電范圍，降低工作危險性，減少放電纜的工作量，采用外加裝合后繼電器方法。如圖3所示，具體方案如下：

圖3 外接KKJ繼電器后的設(shè)計圖

利用1 號主變保護測控屏到10 kV I、Ⅳ分段110 開關(guān)柜的備用電纜BT-111（4×2.5 mm2）提供KKJ接點，同時拆除原先錯接入自投的“101合位”開入。完成合后繼電器接入、合后功能調(diào)試及10 kV I、Ⅳ分段備自投KKJ充、放電邏輯驗證。

3 總結(jié)與建議

備自投判據(jù)中利用手跳放電或KKJ 消失放電2種方式本沒有邏輯上的優(yōu)劣，都能實現(xiàn)相應(yīng)功能，關(guān)鍵是要讓備自投裝置邏輯所須開入與操作箱開出相匹配，在消除缺陷的同時，還需要對同期建設(shè)的變電站進行排查，舉一反三。加強對圖紙的管理不得僅提供新建一側(cè)的設(shè)計圖或以方框示意的方式簡化設(shè)計。加強對施工單位技術(shù)人員的培訓，調(diào)試項目不得缺項、漏項，確保把好驗收最后一道關(guān)。