一起220kV主变跳闸事故分析与对策

孔 军 ，郎燕娟

(1.泰州供电公司，江苏 泰州 225300；2.苏州供电局，江苏 苏州 215004)

随着电力系统的发展，变电站由有人值守逐步向现场无人值守、集中监控模式转变。为提高监控效率、优化监控模式，在设计、验收、投运的过程中将现场一二次信号加以合并或筛选传到监控，此过程中会出现一些重要信号的遗漏，可能导致设备或保护装置的异常不能及时发现，就会扩大事故范围，造成大面积停电事故，降低了供电可靠性。文中以一起220kV主变跳闸为例，分析了事故原因，提出改进建议。

1 事故简要经过

事故前运行方式如图1所示，变电站仅有1台主变，观兴线4962开关运行于220kV副母，1号主变2601开关、观盛线4961开关运行于220kV正母，220kV母联2610开关合环运行；1号主变经701开关供110kV正母，110kV母联710开关合环运行供110kV副母；1号主变101开关供10kVⅠ段母线，10kV母联110开关运行供10kVⅡ段母线。

2011年8月2日19:44，220kV观五变1号主变低后备速断过流Ⅰ段保护动作，跳开1号主变高压侧2601开关、中压侧701开关，低压侧101开关保护出口跳闸但未能跳开。事故导致下级2座110kV变电站、1座35kV变电站全站停电。

2 事故原因分析

2.1 观五变1号主变低后备保护动作情况

事故发生时，观五变1号主变A/B柜低后备保护（保护型号为国电南自PSL-1200）启动，速断过流Ⅰ段出口，跳开1号主变高压侧2601开关、中压侧701开关，保护出口跳低压侧101开关，但未能跳开，现场仍在合闸位置。

初步分析动作报告，故障开始时B，C相相间故障，二次故障电流为6 A，低后备保护启动，2757 ms后，发展为A，B，C三相短路，二次故障电流达到11 A，大于速断过流保护定值，延时2825 ms后保护出口跳主变三侧开关。

2.2 一、二次设备检查分析

2.2.1 保护范围内一次设备情况

经检查1号主变低后备保护范围内的101开关进线，10kV母线无故障放电现象，且1号主变后备保护装置无异常非保护误动跳闸。考虑到越级跳闸的可能性，对10kV母线上的出线进行检查，发现10kV周梓1号线157开关保护装置 （保护型号为南瑞科技NSR612）运行灯不亮，装置闭锁，后巡线发现该线34号塔向南支线瓷瓶被击穿，判断是因线路保护拒动引起主变后备保护动作。

2.2.2 观五变主变低后备保护配置情况

观五变1号主变保护为双重化配置，型号为国电南自生产的PST1202 A/B系列主变保护，低后备保护版本号为1.35，配置两段复压过流保护和一段速断过流保护。复压过流Ⅰ段设置2个时限，复压Ⅱ段设置1个时限，速断过流保护设置2个时限。

依据文献[1]，复压过流Ⅰ段保护整定为11.25 A，0.6 s跳低压侧母联110开关，0.9 s跳低压侧主变开关101开关；复压过流Ⅱ段保护整定为5.5 A，2.5 s跳低压侧101开关；低电压和负序电压定值按照整定规程，分别整定为65 V和6 V。速断过流保护作为纯电流保护，整定为6.19 A，动作时间与复压Ⅱ段配合，2.8 s跳主变三侧开关。

2.2.3 观五变主变低后备复压过流保护未动作的原因

从主变保护低后备保护故障录波（如图2所示）可以看出，保护启动11 ms时，B，C两相电压明显下降，电流明显增大，B相电流达到7.07 A，C相电流达6.24 A，大于速断过流保护定值和复压过流Ⅱ段保护定值，负序电压为8.885 V（大于6 V），负序电压开放复压保护闭锁，后备保护中复压过流Ⅱ段保护和速断过流保护启动；但故障241 ms时，负序电压为5.443 V（小于6 V），复压元件重新闭锁，复压过流Ⅱ段保护启动返回；保护启动后320 ms，A相电压也跌落至41 V，A相电流达到9.37 A，B，C相故障电流始终大于速断过流保护定值，速断过流保护保持启动，低电压为68.21 V，负序电压上升为6.2 V （大于6 V），复压元件重新开放，复压过流Ⅱ段保护启动。保护启动后320 ms至341 ms，低电压上升为71 V，负序电压下降为5.06 V（小于6 V），复压元件重新闭锁，复压过流Ⅱ段保护再次启动返回；保护启动后2432 ms期间，由于故障点放电电弧燃烧不稳定，造成10kV母线电压波动，复压元件多次开放和闭锁，复压过流Ⅱ段保护启动元件随之启动和返回。

在此期间A，B，C相电流始终大于速断过流保护定值，保护启动后2797 ms，速断过流保护出口，跳主变三侧开关。保护出口时，A相电流为8.27 A，B相电流为7.43 A，C相电流为7.85 A，负序电压为1.26 V，低电压为73.26 V。

2.2.4 观五变主变低后备速断保护动作的原因

检查发现周梓1号线线路测控保护装置运行灯灭，进入“事件记录”菜单，发现装置报“CPU异常”信号。巡线人员检查发现线路有多处瓷瓶爆裂，一处电缆头爆炸，但保护装置未动作，判断为10kV周梓1号线线路保护拒动，造成主变低后备速断保护越级动作。

2.2.5 1号主变101开关拒动原因

现场检查101开关，发现保护动作后出现控制回路断线的信号，测量分闸线圈的电阻值很小，判断为保护发出跳闸脉冲后跳闸线圈烧坏。更换跳闸线圈后，101开关手动分合正常，保护模拟传动开关正确。

2.2.6 10kV周梓1号线保护装置死机监控未发现原因

10kV周梓1号线采用南瑞科技NSR612保护测控装置，具备完善的自检功能，其逻辑框图如3所示。据南瑞科技厂方分析结论，因外部极端条件干扰造成装置DPRAM区内部数据异常，装置自检出错，闭锁了保护功能，因此在线路发生故障时无法正确动作。但设计图纸（如图4所示）中，南瑞科技NSR612保护装置有“闭锁”、“报警”2个信号，其中“报警”用于二次回路、过负荷等情况，“闭锁”用于装置故障、装置闭锁、保护功能退出等严重情况。在设计时未将“闭锁”信号引至测控装置，更未上传至监控，所以当故障装置死机时，后台与监控均未收到装置故障闭锁的信号，未能及时处理设备异常，导致了偶发的越级跳闸事故。

图3 NSR612装置自检逻辑

图4 保护二次设计

综上所述，当时10kV线路周梓1号176线由于遭雷击，绝缘瓷瓶爆裂，造成B，C相两相短路，线路保护因死机拒动后，进而发展成三相短路故障；主变低后备保护在感受到故障电流时正确启动，但由于故障点放电电弧燃烧不稳定，造成10kV母线电压波动，主变后备复压元件频繁启动复归，复压过流保护多次启动后返回，最终由主变后备保护速断过流保护于保护启动后2.8 s时动作，跳主变三侧开关，切除了故障。该事故发生的主要原因是设计中未充分认识 “装置告警”、“装置闭锁”信号的来由和区别，导致“保护装置闭锁”信号未接入监控，保护死机时未能及时发现，此时10kV线路上出现故障而保护拒动扩大了事故停电范围。

3 结束语

该次事故发生后，该公司已对观五变二次保护设备“装置闭锁”、“装置故障”信号输出接点短接并进行了相关试验，且对辖区内所有该类保护信号进行了排查整改，防止有重要信号在设计时未接入监控系统，确保监控人员实时掌握设备状态。

[1]DL/T584—2007，3～110kV电网继电保护装置运行整定规程[S].