解析一起主变跳闸事故

曾昌祥

（怀化电业局，湖南 怀化 418000）

1 事故经过

2010-02-13T20:20，110 kV李家坡变红阳工业区线406线路过流保护动作跳闸，ZCH不成功，同时1号主变响声异常，发轻瓦斯动作信号。20:28，强送406线路成功。21:06，将李家坡变1号主变负荷倒由2号主变供电，并将1号主变退出运行。21:44，406线路过流保护动作跳闸，ZCH成功。随后，2号主变110 kV复压闭锁过流保护跳开2号主变520，420，320断路器， 2号主变全停。

李家坡变110 kV母线接线方式为双母分段带旁母，35 kV母线接线方式为单母分段带旁母，10 kV母线接线方式为单母分段。该站有1，2号2台主变供电，正常运行方式为1号主变带35 kV线路负荷，2号主变带10 kV负荷。20:20，由于该站运行人员巡视发现1号主变运行有异响，同时有轻瓦斯发信号现象，在调度员指挥下改变该站运行方式。21:44，该站运行方式改为2号主变带35 kV及10 kV全部负荷。

李家坡变一次接线如图1所示。

图1 李家坡变一次接线示意

2 事故波形分析

李家坡变2号主变跳闸后，对406线路保护装置进行检验，其动作值及时间并无异常。而后对2号主变110 kV复压过流保护进行检查，同样未发现异常。由此，可排除相关保护装置本身发生故障的情况。

为继续查找线路跳闸原因，对2号主变高压侧故障录波21:44左右的波形进行了详细分析。

2.1 第1时间段(-100 ms～0)

故障前正常运行时负荷电流为0.8 A左右。

2.2 第2时间段(0～402 ms)

2号主变520断路器故障电流为2.4 A，折算到35 kV侧406线路故障电流为2.52 A，未达到406线路过流保护定值(6 A)。

2.3 第3时间段(402 ms～2 025 ms)

在402 ms时刻，故障由AC相间短路转换为三相短路，2号主变520断路器故障电流A，C相增大至7.7 A左右，折算到35 kV侧406线路电流为8 A，大于406线路过流保护定值(6.0 A)。

三相短路故障持续1 623 ms后(该时间段包括406线路过流保护整定时间定值1.5 s，加上保护装置动作固有时间及断路器动作切断故障电流时间)，在2 025 ms时刻，406线路过流保护动作，406断路器跳闸。此时，2号主变高压侧电流恢复为正常的负荷电流波形。

2.4 第4时间段(2 025 ms～3 381 ms)

经过1 356 ms后(此段时间包含406线路保护重合闸整定时间定值1.0 s，加上保护装置动作及断路器动作固有时间)，在3 381 ms时刻，406断路器重合闸动作成功，而此时系统故障并未消除，转化为AB相间短路。2号主变520断路器故障电流较小，约为1.1 A，折算到35 kV406线路侧约为1.15 A，未到达406线路过流保护定值(6.0 A)。经调查，故障前2号主变10 kV侧约有2 000 kW负荷，折算到2号主变高压侧电流约为0.58 A(设10 kV侧功率因数为0.9)。考虑该负荷电流的影响，2号主变高压侧电流折算到2号主变35 kV侧420断路器约为2.42 A，未达到35 kV复压过流保护定值(4.2 A)。

2.5 第5时间段(3 381 ms～5 650 ms)

到5 650 ms时刻，AB相间故障电流增大至3.017 A，开始超过2号主变高压侧复压过流保护定值(3.0 A)，但故障持续时间未达到时间整定动作值(2.7 s)。此时，2号主变高压侧520断路器故障电流减去低压侧负荷电流(0.58 A)后折算至2号主变中压侧420断路器故障电流为3.83 A，尚未达到35 kV侧复压过流保护定值(4.2 A)。

2.6 第6时间段(5 650 ms～8 248 ms)

在8 248 ms时刻，故障持续时间达到2号主变110 kV复压过流保护时间定值(2.7 s)，2号主变110 kV复压过流保护动作，跳开2号主变三侧断路器，至此2号主变全停。

3 事故原因分析

通过对故障时2号主变高压侧录波波形进行具体分析可知，相关保护均正确动作，但各保护间配合不当，导致2号主变110 kV侧复压闭锁过流保护动作，主变全停。

正常运行方式下，35 kV线路由1号主变供电，但2号主变保护定值没有考虑与35 kV线路保护配合。在406线路故障时，系统处于临时运行方式(2号主变带35 kV及10 kV全部负荷)下，2号主变保护定值并没有作出相应调整，因此引起2号主变高后备保护动作跳开三侧断路器，造成主变全停。

后经查实，由于406线路用户侧线路下端有1个工厂烟囱长期排放含有金属粉末的气体，导致架空导线间绝缘降低，引起406断路器跳闸。

4 防范措施

(1)把好电力调度运行安全关。在系统运行方式发生变化时，及时调整相关设备的保护定值，以满足具体运行方式的工作要求。在计划内改变系统运行方式时，继电保护人员对电网相关设备的保护调整基本能考虑周全。但在计划外发生电网运行方式改变时，往往存在继电保护人员工作不到位或电力调度员来不及等待继电保护人员作出反馈方式变更的情况，因此在加强继电保护专业人员工作责任心的同时，电力调度员作为电网运行方式的具体执行者，需要及时调整电网相关设备的保护定值，把好电网安全运行最后一关。

(2)加强对调度、现场运行人员的业务技能培训。对于电网工作者而言，电网二次设备系统较一次设备系统复杂、难学且不易掌握，学习周期也比一次设备系统长，而对于未在基层一线工作锻炼的人员来说更难掌握。因此，电网二次设备系统相关知识的培训，应是各单位生产培训工作的重点；对于从事电力调度及现场运行的工作人员，尤其要加大继电保护专业知识的培训力度。

(3)强化电力二次系统运行分析，尤其是继电保护运行分析。随着电力网络日趋坚强，电网继电保护配置愈加复杂，电力调度员在做好电力调度日常运行分析的同时，应加大对继电保护相关专业知识的分析研究。这也是从事电力调度岗位工作应具备的必要业务技能之一。

(4)加强设备运行维护。线路设备运行单位需将定期巡线、特殊巡线、节假日巡线及砍青扫障等工作做实，及时掌握线路运行通道的环境情况，防范外界因素影响线路正常运行。

(5)因110 kV李家坡变电站所带供电属于用电负荷，中低压侧无反送电源，可暂时退出2号主变110 kV侧复压过流保护、35 kV侧复压过流保护及35 kV侧复压过流方向保护，待整定计算及定值调整完毕后，再根据实际情况考虑是否投入。

5 结束语

在电力系统工作中，继电保护作为保障电力系统安全稳定运行的重要技术措施，在电网各类运行方式下如何用好其功能特性，有效保障电网安全运行，是各级继电保护人员需要认真研究总结的重要工作。电力调度运行人员作为电网运行方式变更的重要指挥者和执行人员，应及时调整电网运行设备相关保护，把好电网稳定运行安全关。只有各级电网运行工作者各司其职、共同把关，不断加强电网运行分析，提升自身技能水平，才能有效提高防范电网事故的能力。

1 李光琦.电力系统暂态分析[M].北京：中国电力出版社，1996.

2 王世祯.电网调度运行技术[M].沈阳：东北大学出版社，1997.

3 杨冠城.电力系统自动装置原理[M].北京：中国电力出版社，1995.

4 杨新民，杨隽琳.电力系统微机保护培训教材[M].北京：中国电力出版社，2000.

5 张宇辉.电力系统微型计算机继电保护[M].北京：中国电力出版社，2000.

6 于永源.电力系统分析[M].长沙：湖南师范大学出版社，1991.

7 国家电力调度通信中心.继电保护实用技术问答[M].北京：中国电力出版社，2000.

8 江苏省电力工业局.变电运行技能培训教材[M].北京：中国电力出版社，1995.

9 李 坚，郭建文.变电运行及设备管理技术问答[M].北京：中国电力出版社，2005.

10 全国电力工人技术教育供电委员会.变电运行岗位技能培训教材[M].北京：中国电力出版社，1997.