变电站主变后备保护越级动作事故探讨范文

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摘要：本文介绍了降压变电站低压侧线路故障保护未出口，经延时主变低后备越级动作事故分析，总结了故障原因和排查方法，为今后的事故预防和排查提供了经验。

关键词：主变；线路保护；后备保护；事故分析

1概述

我国现有变电站主变低压侧出线保护由线路保护构成，当线路保护失效或出线开关失灵拒动时，则由主变低压侧后备保护动作，从而切断电源侧进而切除故障。以上两级保护有鲜明的先后级关系，若上一级保护越级动作跳闸，则会导致扩大事故范围，损失电力负荷，严重影响电力系统的供电可靠性[1]。

2事故概述

本文以一起事故案例为背景，分析了降压变电站低压侧线路故障保护动作未出口主变低压侧后备越级动作事故现象及原因。首先介绍事故现象，通过分析调取的故障录播及现场保护装置动作报文可知，10kV母线215出线单相接地故障，保护过流I段动作，但未出口，开关未断开，故障继续发展，后发展为相间故障，2#主变低后备保护启动，约6s后，故障发展为三相短路，#2主变低压侧102分支后备保护经延时动作，跳开102断路器，此时故障被切除。由于线路保护动作未出口，主变低压侧后备保护越级动作，并闭锁备自投，最终导致10kVII段母线失压，扩大事故范围。分析故障点在线路保护出口回路中，根据以往的验收以及整组试验的经验，该段回路的薄弱环节可能有二：其一是保护装置出口板出口继电器坏，导致保护动作后出口继电器辅助接点没有闭合；其二是跳闸出口压板接线松掉，导致出口接点闭合正电位没有过来，开关未能跳开，导致故障继续发展。现场通过查阅图纸量相应接点电位，最终确认为第一种原因。现场更换保护装置出口板件后，再做整组传动试验，开关即可以正确开合。最后，分析了事故反映出的管理不足，为今后类似问题的解决提供参考。

2.1故障前变电站运行方式

江苏省某220千伏降压变电站共有220kV/110kV/10kV主变2台，容量均为180MVA，自耦变，接线组别为YN，yn0，d11。220kV及110kV系统均为双母线接线方式；10kV共有I、II、III、IV段母线。故障前1号主变低压侧101分支带I段母线运行，201分支带III段母线运行；2号主变低压侧102分支带II段母线运行，202分支带IV段母线运行；I、II母分段开关110，III、IV母分段开关210均处于分闸位置。该变电站10kV为小电阻接地方式。故障前运行方式如图1所示。该变电站2号主变A、B套保护装置型号分别为PST1202A与PST1202B，均为主、后备一体保护装置。102分支低后备保护插件编号为HB5，版本为V1.32，程序校验码：26A0，投运时间为2003年4月3日，设备由国电南京自动化股份有限公司生产。10kV公共路线215间隔线路保护型号为RCS-9611A，版本为V3.10，投运时间为2003年5月20日，设备由南京南瑞继保电气有限公司生产。

2.2故障概述

某日13时51分23秒，该变电站10kVII段母线上的公共路线215间隔保护过流I段动作，但开关未跳闸。从保护装置的记录可以看到，二次故障电流为114.35A，折合成一次电流为13722A，该线路CT变比为600/5，识别出故障相为C相，仅为单相接地故障。约6秒钟后，2号主变A、B套保护装置102分支低后备复压过流保护动作，102开关跳闸成功。从保护装置的记录可以看到，二次故障电流约为28.29A，折合一次电流为16974A，2号主变低压侧102分支CT变比为3000/5，此时识别出故障类型为三相短路故障。

3保护动作情况及原因分析

3.1现场检查情况

3.1.1一次设备检查情况。现场重点对站内10kV开关柜室进行了检查，未发现任何异常，对10kV公共路线215间隔开关进行遥控拉合与就地分合试验，均能够正确分合。结合后台记录与保护动作情况，确定215间隔开关功能良好，基本排除站内一次设备故障的可能。

3.1.2二次设备检查情况

3.1.2.12号主变保护检查情况。经检查，2号主变A、B套保护，在低后备保护启动约1.8秒后，102分支低后备复压过流保护I时限动作出口（跳分段开关110），约2.1秒后，102分支低后备复压过流保护II时限动作出口，102开关跳闸成功。根据2号主变低后备保护定值单，2号主变低后备复压过流定值为二次值8.33A，I时限动作时间定值为1.8s，II时限动作时间定值为2.1s。而主变后备保护动作时，根据主变保护录波记录，二次故障电流约为29A，达到电流定值，且自保护启动起一直保持至102开关跳闸切除故障，电压同时也满足复压闭锁开放条件，故2号主变A、B套保护装置自身动作行为正确。

3.1.2.210kV公共路线215间隔保护检查情况。经检查，10kV公共路线215间隔保护过流I段动作，故障相为C相，动作时二次故障电流为114.35A，超过过流I段定值16.67A，保护动作逻辑正确。

3.2事故扩大分析

根据后台报文、保护动作情况，主变保护故障录波图中电压、电流变化趋势，及现场设备检查情况，可看出，该日13时51分23秒（以后台时间作为参考），该变电站10kV公共路线215发生C相接地故障，该间隔保护过流I段动作，但因出口回路故障，保护出口不成功，215开关未跳闸。约4s后，B相出现了与C相等大反向的故障电流，同时B相电压也大幅降低，故障发展为BC两相故障，此时2号主变低后备保护启动，约6s后，故障发展为三相短路，2主变低压侧102分支后备保护满足延时要求，顺序动作，跳开102断路器，此时故障被切除。

3.3故障恢复情况

经检查排除站内设备问题后，于当日下午15时06分，拉开215间隔开关，合2号主变102开关，恢复10kVII段母线运行。19时35分，215间隔保护更换出口板后，通过整组试验；19时50分，215间隔恢复运行。

3.4事故原因排查

针对215间隔保护动作后开关未能跳闸的情况，对该间隔保护装置及二次回路进行了全面检查。利用继保试验仪进行加量试验，同样出现保护装置动作但开关未跳闸的情况，即对装置二次跳闸回路进行检查。根据图纸，当跳闸压板处于连接状态时，在保护未动作时压板上端头应为负电；保护动作出口时，保护跳闸接点BTJ搭通，该点变为正电。检查中发现，压板端头不论保护动作与否，始终为负电；而用短接线将正电短至该点，开关可正常分闸。根据检查情况，可基本确认故障点位于保护装置出口板，其保护跳闸继电器BTJ故障，在保护动作时，该接点未能正常吸合，导致正电无法搭通，装置跳闸出口失败。现场紧急调集RCS-9611A装置出口板备件，对215间隔保护原出口板件进行了更换，更换后再次进行保护整组试验，开关均能正确跳合。综上所述，2主变低压侧102分支后备保护动作的原因为：故障线路10kV公共路线215保护装置出口板故障，导致保护出口失败，该间隔断路器未跳闸。之后故障迅速发展为相间短路，2主变低压侧102分支后备保护感受到故障，并满足其动作条件完成跳闸，切除故障。

4总结经验

4.1故障排查要遵循一定的顺序进行，在本次故障中一次开关能正确分合，二次保护装置也能正确动作，则怀疑出口回路有问题。

4.2平时工作应严格按照规范进行例行保护试验，以及时发现设备存在的缺陷，并及时更换问题插件。

参考文献

[1]Q/GDW-10-35-2005.江苏电力系统调度规程[S]

作者：宗文婷 单位：国网江苏省电力有限公司南京供电公司