一起主变死区故障导致110kV变电站全站失电事故分析.doc

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 xx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），220kVB、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，1OkVI、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1OkVI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lOkVI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7.5，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。 4.21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。 4.3110kV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，110kVI、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，llOkVI、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