一起110 kV主变低压侧故障后备自投动作异常分析

章 桢，庄 严，陈 浩，董美玲

（国网江苏省电力有限公司常州供电分公司，江苏 常州 213000）

随着电力系统不断发展，继电保护在电网的安全、稳定运行中的重要尤为凸显[1]，对变电站二次系统的可靠性要求越来越高。本文以一起110 kV主变低压侧故障为例，通过报文、波形、理论论证等方式分析了事故发生原因，重点解析了事故中10 kV备自投动作异常行为，并给出了相应的整改处理方案。

1 事故情况说明

某日，110 kV某变电站1号主变差动保护动作，711 开关、101 开关、102 开关跳闸。随后10 kV Ⅱ、Ⅲ分段备自投动作，分段120开关合闸，10 kV Ⅱ段母线电压恢复，而10 kV I、Ⅳ分段备自投异常放电，10 kV I段母线失压。故障发生前，该变电站711、712 开关为运行状态，次总101、102、103、104开关合位，10 kV母线分段110、120开关处于热备用状态，10 kV I、Ⅳ段母线，10 kV Ⅱ、Ⅲ分列运行。经检查后确认1号主变102开关柜后间隔内1号主变与次总TA 间发生短路故障，A、B、C 三相母排及开关柜体均有放电痕迹。1号主变差动保护正确动作，10 kV Ⅱ、Ⅲ分段备自投正确动作，而10 kV I、Ⅳ分段备自投未动作，存在异常放电行为。

2 事故原因分析

2.1 主变低压侧故障过程分析

2.1.1 动作报文及故障波形分析

事故发生后，调取监控系统记录的动作报文及1 号主变差动保护装置故障录波图，如表1 和图1所示。

图1 1号主变差流及高压侧电流故障波形

表1 监控系统动作报文

第一个周波内，高压侧A 相电流与B 相电流在第一个周波内幅值基本相等，相位相同，高压侧C相电流幅值为A、B相的2倍，相位相反。此特征为低压侧BC 相间短路的故障波形，因此判断第一个周期内102开关柜后间隔发生了BC相间短路故障。

第二个周波开始高压侧三相电流Iah、Ibh、Ich幅值近似相等，相位关系为正序互差120°。从第二个周波开始故障演变为对称性三相短路故障，70 ms后，1号主变差动保护动作跳开711、101、102开关后故障切除。

2.1.2 理论分析

对波形分析结果进行理论论证，以典型的变压器Ydll接线为例，如图2所示，当图中△侧BC相发生两相短路时，△侧的短路电流为：IB=-IC=IK，IA=0。

图2 变压器Ydll接线电流分布图

为简化计算，设变压器变比为1，即变压器星行侧的空载线电压和三角形侧的空载线电压比为1，根据变压器对称运行时的电流分布图可以推导出三角形侧电流和星型侧电流之间的关系[2-4]：

将△侧BC 两相短路时的故障电流关系代入式（1），可以求得

上述分析论证了Ydll 接线的变压器，△侧BC两相短路时，Y 侧A 相电流与B 相电流幅值相位均相等[5]，而C 相电流幅值为A、B 相的2 倍，相位相反的结论。也证明了我们由Y 侧电流录波推测△侧故障类型的结论。

2.1.3 现场验证

结合当时现场设备运行环境及102 开关柜内母排、柜体表面放电痕迹，判断一次故障的原因为变电站外单相接地引起系统过电压，导致102 开关柜内次总TA 与1 号主变间的母排BC 相间放电，最终发展为三相短路。

2.2 10 kV Ⅰ、Ⅳ分段备自投动作异常分析

表2 10 kV Ⅰ、Ⅳ分段备自投装置变位报告

由变位报文发现，16:40:47.580 备投启动后，1DL 合后变位，备投放电，导致备自投没有正确动作。原则上差动保护动作跳101 开关不应该导致1DL 合后变位，初步判断101 操作回路可能存在问题，导致保护跳101 开关时合后继电器KKJ 误变位（由1变为0）。

查看厂家101 开关操作回路原理图和操作板，发现现场操作板上并没有能提供KKJ输出的合后继电器，装置背板也并未提供KKJ 输出接点的出口，经进一步检查，10 kV I、Ⅳ分段备自投装置采集的KKJ 开入量并没有取实际的合后继电器接点，而是接了101 开关合位辅助接点。因此，10 kV I、Ⅳ分段备自投没有正确动作的直接原因是用101 开关合位替代合后位置，导致1号主变保护跳闸后，101开关由合变分，造成10 kV I、Ⅳ分段备自投装置闭锁放电。

2.3 故障原因及现场处理

2.3.1 原因分析

一次设备故障原因：10 kV I Ⅱ段系统接地后引起102 开关后间隔内次总TA 与1 号主变之间的母排发生BC相间放电，在电弧作用下发展成三相短路，导致1号主变差动保护动作。

10 kV I、Ⅳ分段备自投装置未正确动作的原因：1 号主变101 后备保护（含操作箱），一期投运型号为DSA-2324 变压器后备保护配套的操作箱，10 kV I、Ⅳ分段备自投装置型号为NSR-3641 备自投装置。查阅扩建工程设计图纸，发现相关回路仅设计了新建10 kV I、Ⅳ分段备自投装置一侧，并在此回路处作了示意要求接入“101 开关合后位置”，而原1 号主变保护屏一侧未重新设计出图。实际原101 操作箱不能满足新增10 kV I、Ⅳ分段备自投装置对自投逻辑的要求，无法提供“合后位置”开出。施工人员在接1 号主变保护屏一侧回路时，未向设计人员提出异议，对分段备自投装置逻辑原理理解不够，错误地将“合后位置”开出接于“合闸位置”开出。而在自投调试过程中一般验证与低后备保护的闭锁逻辑和相关自投逻辑，对差动保护跳闸之后自投的动作行为并未作过多关注和验证。

那么相同故障情景下，为什么10 kV Ⅱ、Ⅲ段备自投装置就能够正确动作呢？经查，1号主变102开关操作箱虽与101为同型号产品，但与其配合的10 kVⅡ、Ⅲ段备自投装置为一期同一厂家设备，逻辑与10 kV I、Ⅳ分段备自投有所不同，充放电条件均不判KKJ位置，而采用手跳开入方式（101、102操作箱均能够提供手跳开出、但无合后位置开出），因此10 kV Ⅱ、Ⅲ段备自投装置逻辑所须开入与102操作箱开出是匹配的，可以正确动作。

2.3.2 现场后续处理方案

一次设备缺陷消除后，后续工作主要为消除10 kV I、Ⅳ分段备自投缺陷。为了减小停电范围，降低工作危险性，减少放电缆的工作量，采用外加装合后继电器方法。如图3所示，具体方案如下：

图3 外接KKJ继电器后的设计图

利用1 号主变保护测控屏到10 kV I、Ⅳ分段110 开关柜的备用电缆BT-111（4×2.5 mm2）提供KKJ接点，同时拆除原先错接入自投的“101合位”开入。完成合后继电器接入、合后功能调试及10 kV I、Ⅳ分段备自投KKJ充、放电逻辑验证。

3 总结与建议

备自投判据中利用手跳放电或KKJ 消失放电2种方式本没有逻辑上的优劣，都能实现相应功能，关键是要让备自投装置逻辑所须开入与操作箱开出相匹配，在消除缺陷的同时，还需要对同期建设的变电站进行排查，举一反三。加强对图纸的管理不得仅提供新建一侧的设计图或以方框示意的方式简化设计。加强对施工单位技术人员的培训，调试项目不得缺项、漏项，确保把好验收最后一道关。