一起主变死区故障导致110kV变电站全站失电事故分析

周超，王洪富

（山东省临沂供电公司，山东 临沂276003）

摘要：阐述了主变死区故障导致110kV变电站全站失电的保护动作过程及原因分析。通过对现场保护动作报告、录波分析，发现当故障点在主变低压侧开关和CT之间时，主变高后备保护因复压闭锁条件未开放造成高后备未动作，无法第一时间内切除故障，引起对侧线路距离III段动作、110kV备自投装置动作、主变差动动作等连锁反应，最终造成该变电站全站失电。

关键字：全站失电；保护死区故障；复压闭锁开放

作者简介：周超，男1983年生，山东临沂人，工程师，继电保护技师，主要从事继电保护检修工作。

王洪富，男1987年生，硕士，助理工程师，主要从事继电保护检修工作。

1 引言

目前，随着电网电压等级不断提高以及特高压电网的快速发展，110kV等级的变电站变成为配网系统的关键一环。如果110kV变电站因故障造成全站失电，会造成大面积停电，严重影响对用户的正常供电，降低电网供电可靠性，后果严重。本文针对一起110kV变电站全站失电事故，分析保护装置动作情况及全站失电原因，并提出相应的改进措施。

2 事故情况概述

2.1 事故前系统运行方式

2014年某月某日，某110kV变电站（以下简称A站）站内起火、全站停电，一、二次设备损毁严重。事故前，系统运行方式如图1所示（黑色开关表示合位，下同），220kV B、C站llOkVII段母线的116开关和118开关是A变电站两条电源进线，两条线路均处于运行状态。

该110kV变电站内有两台110kV/1OkV变压器，容量50MW，Y／△-11绕组接线，2条110kV进线，内桥接线，35条1OkV出线。事故前，110kV进线二112开关通过110kV母线桥100开关带1、2号主变运行，110kV进线-111开关热备用，1OkV分段开关18开关热备用，1OkV I、II段母线分列运行。该站内配置深圳南瑞ISA系列保护装置．#1、2号主变保护和110kV各自投装置均处于正常投入状态。图2为事故前该站110kV系统运行方式示意图。

2.2 事故现场检查情况

事故发生后对现场设备进行检查，1号主变本体瓦斯内有气体、低压侧套管三相渗油，油色谱试验结果显示氢，甲烷、乙烯及总烃增长明显，严重超标，2号主变试验结果各项数据均正常：1号主变低压侧9开关柜及母线桥严重烧毁，I段、II段母线部分出线柜、电容器柜和母线PT柜内设备损毁。

3 保护动作过程和断路器动作情况

根据保护装置和主站调度自动化动作报文，对此次事故的保护动作过程和断路器动作情况进行如下分析。表1为保护动作报文及断路器动作情况表。

（1） 21时47分12秒493毫秒，1号主变低后备保护I段限时速断电流保护动作，跳1OkV分段18开关，0.3秒后II段限时速断电流保护动作，跳开1号主变低压侧9开关，故障电流大小17.05A。1号主变低后备保护I、II段限时速断的整定值是7.5A，动作时限是0.3秒（跳分段）和0.6秒（跳本侧），保护动作满足定值要求，保护正确动作。由于分段18开关处于热备用，判定故障点发生在1OkV I段母线。

（2） 21时47分47秒047毫秒，低后备I段限时速断电流保护动作，紧接着在0.3、0.6和0.9秒后，II段限时速断电流保护及I段、II段复压闭锁过流保护依次动作，故障电流为16. 61A。在9开关已经跳开的情况下，低后备保护再次动作，判定故障点在9开关至CT之间，即图2中的故障点K2，此时低后备保护已经无法切除故障点K2。

1号主变低压侧CT变比为4000/5A，低后备保护第一次动作时的故障电流为17.05A，可以计算出故障时低压侧的一次电流约为13640A，结合现场检查发现9开关已经严重烧毁，判定初始的故障点在lOkV I段母线和9开关之间，即图2中的故障点Kl。

通过以上保护动作分析及结合现场检查，一开始故障时，由于一次故障电流过高，导致9开关起火，尽管低后备保护第一时间内跳开9开关，但由于火势过大、四处蔓延，经过大约35秒左右，故障点蔓延至9开关静触头之上造成三相弧光短路，从而造成低后备保护再次动作。

（3） 21时47分49秒270毫秒，C站llOkV118开关距离III段保护动作，跳开118开关。由于进线- 111开关热备用，造成A站第一次暂时性全站失电。在此期间，低后备保护I、II段限时速断电流保护和I段、II段复压闭锁过流保护动作返回。

（4） 21时47分57秒965毫秒，即经过8.695秒之后，110kV各自投装置保护动作，跳开进线二112开关，合上进线- 111开关。运行方式变为进线- 111开关带1、2号主变运行。

（5） 21时47分58秒032毫秒，1号主变PCPU复式比率差动动作，跳开111开关和桥100开关。这是由于当进线- Ill开关带1号主变运行时，故障点已蔓延至CT和主变之间，即图2中的故障点K3，此时故障区域进入主变差动保护范围，1号主变复式比率差动动作，差流为13.88A。

（6）1号主变复式比率差动动作之后，该110kV变电站进线- Ill开关和进线二112处于分位，造成该站永久性全站失电。

4 事故原因分析

通过表1保护动作分析可知，1号主变高后备保护作为低后备保护的后备保护未动作，而是作为1号主变高后备保护后备保护的118开关距离III段动作。下面对118开关距离III段动作的正确性以及1号主变高后备保护未动作的原因进行分析。

4.1118 开关距离Ⅲ段动作原园分析

从C站118开关保护装置（RCS-941A）获取距离III段动作故障波形图，如图3。tO为118开关保护未启动前正常态时刻，t1为保护启动时刻，t2为保护未动作前故障态时刻，t3为保护动作、三相跳闸时刻，t4为118开关完全跳开时刻，此时故障电流消失，系统电压恢复额定电压。通过故障波形图可知，从t1至t3整个故障过程中，零序电流3IO和零序电压3UO始终为零，故障电流和电压幅值和相角保持不变、三相对称，确认1号主变低压侧在故障点K2处发生称性三相短路故障。

计算故障后t2时刻的故障电流和电压数据，结果如表2。根据计算结果可知，故障期间故障电流IA、IB和IC的有效值约为9.5A，故障电压约为55.6V。对比图3，保护电流变化较大，而电压波动较小。由于故障三相对称，以A相为例，计算故障期间的测量阻抗Zk，计算结果见公式（1）。通过查看118开关的保护定值，相间距离III段的整定值为7.5Ω，正序灵敏角72°，整定阻抗ZD如公式（2）所示，动作时间2.5秒，多相故障闭重控制字为1。

比较公式（1）和（2）的幅值，根据距离保护正方向故障判据公式，计算出判据公式的相角，如公式（3）和（4）所示。

根据公式（3）和（4），满足118开关距离III段动作的幅值条件和相角条件，距离III段经过延时后在t3时刻保护动作。从图3可知，t1至t3时刻的时间差为2.513秒，与整定动作时间2.5秒相同。

通过以上分析可知，在1号主变高后备保护未动作无法切除故障时，距离III段作为后备保护动作，跳开118开关，其保护动作行为正确。

4.2 1号主变高后备保护未动作原因分析

深瑞厂家主变高后备保护为复压闭锁过流保护，其原理是，复压闭锁条件满足后，满足规定的电流值经延时后保护动作。图4为复合电压闭锁逻辑图，在两种情况下可满足复压闭锁条件，一是本侧复压动作，即线电压或负序电压满足整定值，同时，如果本侧复压闭锁输出接点控制字d277投入时，复压闭锁动作接点就会闭合；二是在邻侧复压闭锁控制字投入d276的情况下，邻侧复压闭锁接点动作，即邻侧复压动作。其中，d276表示邻侧复压闭锁投退，d277表示本次复压闭锁输出接点投退，d048表示复压闭锁线电压低压值，d067表示复压闭锁负序电压定值。

图5为I段复压闭锁方向过流保护逻辑图，III段的原理相同。在保护功能压板、复压过流和复压元件控制字d112和d167投入时，当复压元件动作时，任一相电流超过整定值d114且方向元件动作，经过整定动作时间d115后，复压闭锁电流保护动作出口，跳开开关。其中，d112表示复压过流元件投退，d167表示复压过流复压元件投退，d114表示复压过流电流定值，d115表示复压过流时限。

1号主变高后备保护投入I、III段复压闭锁过流保护，表3为相关定值列表，从表3可知，邻侧复压闭锁控制字d276投入，I、III段复压过流元件控制字d112和d140投入，复压元件控制字d167和d169投入，方向元件控制字退出，保护不判方向。此外，事故前，高压侧复压保护硬压板投入状态。

由前述可知，1号主变低后备保护第二次动作时的故障电流为16.61A，而低压侧CT变比4000/5，计算出低压侧一次电流约为13288A。根据功率平衡，可以计算高压侧一次电流为1328. 8A，而高压侧CT变比800/5，计算出高后备保护二次故障电流为8. 3A，大于I、III段复压过流电流整定值2. 8A，电流条件满足。

在电流条件满足的情况下，根据图5和表3的定值，只要复压闭锁条件开放，则高后备I、III段复压闭锁过流保护就会动作。由图3可知，tl至t3时刻，故障电压幅值基本不变，根据表2的计算结果，故障期间正序电压有效值约为55.5V，负序电压为0V，计算出线电压为1.732倍正序电压，即为96V，大于复压闭锁线电压低压值69V，高压侧本侧复压条件不满足。

图6为低后备复压闭锁接点开入高后备保护示意图，查看低后备保护定值可知，1号主变低后备本次复压闭锁输出接点控制字d277投入。低压侧三相短路时故障电压为零，本侧复压条件满足，复压闭锁输出接点动作，但在实际运行中邻侧复压开放硬压板并未投入，导致高后备保护无法接收邻侧复压闭锁接点的开入，低后备保护邻侧复压动作亦无法开放高后备保护复压闭锁条件。

由以上分析可知，高后备保护I、III段复压闭锁过流保护虽电流条件满足，但本侧复压和邻侧复压均无法开放复压闭锁，从而导致高后备保护一直未动作，无法切除故障，进而造成C站118开关距离III动作。

4.3 110kV备自投动作分析

在图2中，故障发生前，进线二112开关、桥开关100开关合位且处于合后状态，进线- 111开关跳位，110kV I、II母有压，进线- 111开关线路有压，110kV各自投装置进线各自投处于充电状态。当C站118开关距离III段跳开118开关时，llOkV I、II母失压，而进线- 111开关线路有压，进线二112开关无电流，同时无其他放电条件，满足各自投动作逻辑，110kV各自投经8.643秒后跳开进线二112开关，在确认进线二112开关跳开后合上进线- 111开关。从动作逻辑来看，110kV各自投装置动作行为正确。

综合以上分析可知，主变低压侧开关和CT之间发生三相短路故障时，1号主变高后备保护复压闭锁条件无法满足，高后备保护无法动作，导致高后备保护的后备保护118开关的距离III段动作，短时切除故障，造成110kV变电站第一次全站失电。失电后，110kV各自投装置动作，使得故障依然存在，最终由1号主变差动保护动作切除故障，造成110kV变电站全站失电。

5 改进措施

在此次事故中，若1号高后备保护动作，跳开桥100开关后就能切除故障，118开关距离III段和110kV各自投装置就不会动作，此时112开关仍可带着2号主变运行，就不会造成110kV变电站全站失电。根据此次事故分析，提出以下改进措施。

（1）对110kV变电站主变保护邻侧复压开放硬压板投入情况进行全面检查，确保当故障发生在主变低压侧开关和CT之间时高后备保护能够正确动作，消除保护死区。

（2）核查110kV主变保护和110kV线路保护定值单，检查主变低后备保护的最长动作时间小于主变高后备I段复压闭锁过流保护的动作时间，保证主变高后备不越级动作，检查110kV线路末端保护的动作时间大于主变高后备复压闭锁过流保护的最长动作时间，保证110kV线路末端保护不发生越级动作。

（3）检查110kV各自投装置的运行情况，手跳或遥跳开关时进线和分段各自投保证放电，在分段各自投充电方式下，110kV主变差动、非电量和高后备保护动作后能使分段各自投放电，保证备自投装置不会误动作。

6 结束语

在110kV变电站中，故障发生在主变低压侧和CT之间，存在保护死区。为消除该保护死区，应通过投复压闭锁开放硬压板和保护控制字，保证低后备复压闭锁条件满足后能够开放高压侧复压闭锁，同时在各保护在动作时间上要协调配合，避免出现越级动作，保证供电可靠性。