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（广东电网有限责任公司韶关供电局 广东 韶关 512000）
摘 要：本文结合实际案例，分析了110kV主变低压侧TA与开关之间死区故障条件下的后备保护动作逻辑及行为，指出了现有运行方式和后备保护整定方案的不足，并有针对性地提出了解决措施。
关键词：110kV；主变；故障跳闸；保护动作
引言
变压器是当前电力供应企业中输变电设备重要组成部分之一。因此，电力变压器的工作状况将对电力系统的安全和经济运行产生重要影响。一旦出现电力变压器故障，会严重影响居民的正常生活和企业的正常生产。而变压器会因为各种原因造成主变跳闸，造成变电线路停电。下文对110kV主变低压侧故障跳闸及保护动作进行研究。
1故障案例
1.1故障前运行方式
某110kV变电站高压侧为内桥接线（如图1所示），110kV甲线供全站负荷，进线181及内桥180开关运行，进线182开关热 备 用；#1、#2主 变 为 三 圈 变 压 器，35kV两段母线因负荷不平衡而并列运行，10kV两段母线分列运行；110kV及10kV备自投投入，35kV备自投由于运行方式不适应而退出运行。
1.2故障经过
2015年5月20日11时34分，该110kV变电站#1主变各侧开关（181、180、301）及35kV母联312开关跳闸，110kV备自投动作合上182开关。事故造成35kV I段母线及10kV I段母线失压，损失负荷约9000kW。检查发现#1主变低压侧001开关柜TA与开关之间三相均有明显放电痕迹，属于典型的低压死区故障。对#1、#2主变开展详细试验检查后，发现#1主变油色谱试验不合格，绕组轻微变形，说明短路故障对变压器造成了一定程度的损害。
2后备保护动作分析
2.1短路电流分析
根据故障前的运行方式、故障点的位置以及故障录波分析报告，可得到故障期间短路电流大小（一次值）及电流流向图，如图2所示。
由图2可知，故障点位于主变差动保护范围外，差动保护应可靠不动作；#1主变10kV侧短路电流高达18006A，已超过了额定电流的8倍；死区故障期间，除#1主变高、低压侧流过故障电流外，由于中压侧并列运行，#2主变通过180→302→312→301的环形通路向故障点提供电流，为2台主变中后备保护动作创造了条件。
2.2后备保护定值及逻辑分析
#1、#2主变保护配置及整定值完全相同：高后备设置一段过流，作为变压器故障的总后备；中、低后备各设两段两时限，作为中低压母线及出线的后备保护。经查阅定值单，主变各侧后备保护定值及逻辑见表1。结合表1和图2可知，故障期间短路电流达到#1主变高后备过流、低后备过流I段定值；由于中压侧环流经过2台主变，且高、低压侧电抗较大，故环路分配到的电流仅达到中后备过流II段定值。
2.3故障时序分析
事故后通过调取现场保护装置动作报告、故障录波文件、监控后台报文，经过整理可得到故障时序图，如图3所示。
结合图2、图3、表1可知，故障发生后，#1主变低后备I段1时限首先闭锁10kV分段自投，经2时限跳开001开关后，故障仍未隔离，各间隔TA流过的短路电流仍持续；中压侧环流持续约2s，301、302间隔电流达到中后备II段定值及时间，1时限跳开分段312后，中压侧环流消失；系统仍通过#1主变高压侧向故障点提供电流，最终达到高后备定值，#1主变各侧跳闸；由于故障前110kV侧为线自投方式运行，且高后备不闭锁进线自投，故110kV备自投动作空跳181后合上182开关对全站恢复供电。整个故障过程中，直至#1主变高后备动作跳开高、中压侧开关时，故障才被完全切除，短路电流持续时间达到了2662ms。因故障切除时间较长，造成了#1主变轻度损坏。
3分析结论及改进措施
根据前文分析的结论，发现以下问题：
（1）只需跳开#1主变各侧开关并闭锁10kV备自投即可隔离故障，不应造成35kV I段母线的失压。换个角度来看，本次故障因#1、#2主变中后备跳开分段312开关而造成了停电范围的扩大化。
（2）本次低压开关柜死区故障短路电流较大，且持续了较长时间，已超出了变压器的承受能力，造成了设备的损伤，说明主变后备保护尚不能完全满足特殊故障条件下快速切除的要求，故提高后备保护的速动性十分迫切和必要。
3.1运行方式的改进
#1、#2主变中后备II段1时限动作系中压侧并列运行引起，若采取正常时分列运行的方式，在低压侧故障时中压侧将不存在环流，中后备保护也不会动作，可有效消除停电范围扩大的风险。长期以来安排中压侧并列运行是因为两段中压母线负荷分布不均和降低变压器的铜损，然而还应考虑到110kV侧单线供电增加了线路的损耗，进线永久故障且备自投拒动时存在全站失压的风险，降低了系统可靠性等关键因素。经综合评估，建议全站采取线路变压器组的运行方式，即各电压等级母线均分列运行。规划部门应做好出线间隔负荷接入的合理安排，尽量确保各段母线上的主变负载率相接近；变电部门应在日常巡检中做好备自投的维护，确保单一线路或变压器故障时备自投能可靠动作恢复供电。
3.2后备保护整定及逻辑的改进
按照行标整定规程，为提高后备保护的可靠性，中低后备II段电流定值按躲负荷电流整定，时间定值与本侧出线保护或母聯保护最末段时间配合，跳本侧断路器、再跳三侧断路器，然而并未明确中低后备限时速断（即I段）保护应具有跳变压器各侧的时限段。但从本次事故造成的后果来看， 中/低压侧的死区故障不仅与主变电气距离近、短路电流大，而且具有故障不容易隔离的特点。假设本次故障发生期间#1主变高后备保护处于退出状态，那么故障将只能依赖上一级110kV线路的距离III段远后备保护切除，短路持续时间超过2.9s，会对变压器造成更严重的破坏，同时故障停电范围可能进一步扩大。
综上所述，为了提高中低压死区故障切除的快速性，110kV主变中低后备I、II段均应增加第3时限用于跳开变压器各侧开关，其时限按照与2时限配合整定，即取2時限加上一个级差Δt（取0.25～0.3s），这样当中/低压死区故障期间I段1、2时限动作仍无法切除故障时，可通过3时限动作跳开变压器各侧开关将故障隔离，达到保护设备安全的效果。
4结束语
总而言之 ，随着我国电力系统改革的不断深入 ，继电保护动作已经成为了电力行业各方关注的重点 ，加之其涉及到的技术难度大、故障种类多、影响严重等问题。因此 ，加强对继电保护动作故障的原因分析已经成为了电力部门工作的重中之重 ，也只有这样 ，才能减少故障发生的频率 ，保证电力系统的安全平稳运行。参考文献
[1]符树雄，刘志鹏.变压器低压侧故障跳三侧开关及高压侧出线的原因分析[J].电工技术，2014，6（27）：26，27.
[2]吴玉硕，赵杰，杨志华.近区故障引起110kV变压器损坏的故障分析及防范措施[J].电气技术，2013（27）：76～79.
[3]DL/T 584—2007 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程[S].
[4]狄卫星，刘春玲，吴丽红，孟祥萍.一起110kV主变差动保护误动事故分析及对策[J].变压器，2010，12（12）：43-45.
摘 要：本文结合实际案例，分析了110kV主变低压侧TA与开关之间死区故障条件下的后备保护动作逻辑及行为，指出了现有运行方式和后备保护整定方案的不足，并有针对性地提出了解决措施。
关键词：110kV；主变；故障跳闸；保护动作
引言
变压器是当前电力供应企业中输变电设备重要组成部分之一。因此，电力变压器的工作状况将对电力系统的安全和经济运行产生重要影响。一旦出现电力变压器故障，会严重影响居民的正常生活和企业的正常生产。而变压器会因为各种原因造成主变跳闸，造成变电线路停电。下文对110kV主变低压侧故障跳闸及保护动作进行研究。
1故障案例
1.1故障前运行方式
某110kV变电站高压侧为内桥接线（如图1所示），110kV甲线供全站负荷，进线181及内桥180开关运行，进线182开关热 备 用；#1、#2主 变 为 三 圈 变 压 器，35kV两段母线因负荷不平衡而并列运行，10kV两段母线分列运行；110kV及10kV备自投投入，35kV备自投由于运行方式不适应而退出运行。
1.2故障经过
2015年5月20日11时34分，该110kV变电站#1主变各侧开关（181、180、301）及35kV母联312开关跳闸，110kV备自投动作合上182开关。事故造成35kV I段母线及10kV I段母线失压，损失负荷约9000kW。检查发现#1主变低压侧001开关柜TA与开关之间三相均有明显放电痕迹，属于典型的低压死区故障。对#1、#2主变开展详细试验检查后，发现#1主变油色谱试验不合格，绕组轻微变形，说明短路故障对变压器造成了一定程度的损害。
2后备保护动作分析
2.1短路电流分析
根据故障前的运行方式、故障点的位置以及故障录波分析报告，可得到故障期间短路电流大小（一次值）及电流流向图，如图2所示。
由图2可知，故障点位于主变差动保护范围外，差动保护应可靠不动作；#1主变10kV侧短路电流高达18006A，已超过了额定电流的8倍；死区故障期间，除#1主变高、低压侧流过故障电流外，由于中压侧并列运行，#2主变通过180→302→312→301的环形通路向故障点提供电流，为2台主变中后备保护动作创造了条件。
2.2后备保护定值及逻辑分析
#1、#2主变保护配置及整定值完全相同：高后备设置一段过流，作为变压器故障的总后备；中、低后备各设两段两时限，作为中低压母线及出线的后备保护。经查阅定值单，主变各侧后备保护定值及逻辑见表1。结合表1和图2可知，故障期间短路电流达到#1主变高后备过流、低后备过流I段定值；由于中压侧环流经过2台主变，且高、低压侧电抗较大，故环路分配到的电流仅达到中后备过流II段定值。
2.3故障时序分析
事故后通过调取现场保护装置动作报告、故障录波文件、监控后台报文，经过整理可得到故障时序图，如图3所示。
结合图2、图3、表1可知，故障发生后，#1主变低后备I段1时限首先闭锁10kV分段自投，经2时限跳开001开关后，故障仍未隔离，各间隔TA流过的短路电流仍持续；中压侧环流持续约2s，301、302间隔电流达到中后备II段定值及时间，1时限跳开分段312后，中压侧环流消失；系统仍通过#1主变高压侧向故障点提供电流，最终达到高后备定值，#1主变各侧跳闸；由于故障前110kV侧为线自投方式运行，且高后备不闭锁进线自投，故110kV备自投动作空跳181后合上182开关对全站恢复供电。整个故障过程中，直至#1主变高后备动作跳开高、中压侧开关时，故障才被完全切除，短路电流持续时间达到了2662ms。因故障切除时间较长，造成了#1主变轻度损坏。
3分析结论及改进措施
根据前文分析的结论，发现以下问题：
（1）只需跳开#1主变各侧开关并闭锁10kV备自投即可隔离故障，不应造成35kV I段母线的失压。换个角度来看，本次故障因#1、#2主变中后备跳开分段312开关而造成了停电范围的扩大化。
（2）本次低压开关柜死区故障短路电流较大，且持续了较长时间，已超出了变压器的承受能力，造成了设备的损伤，说明主变后备保护尚不能完全满足特殊故障条件下快速切除的要求，故提高后备保护的速动性十分迫切和必要。
3.1运行方式的改进
#1、#2主变中后备II段1时限动作系中压侧并列运行引起，若采取正常时分列运行的方式，在低压侧故障时中压侧将不存在环流，中后备保护也不会动作，可有效消除停电范围扩大的风险。长期以来安排中压侧并列运行是因为两段中压母线负荷分布不均和降低变压器的铜损，然而还应考虑到110kV侧单线供电增加了线路的损耗，进线永久故障且备自投拒动时存在全站失压的风险，降低了系统可靠性等关键因素。经综合评估，建议全站采取线路变压器组的运行方式，即各电压等级母线均分列运行。规划部门应做好出线间隔负荷接入的合理安排，尽量确保各段母线上的主变负载率相接近；变电部门应在日常巡检中做好备自投的维护，确保单一线路或变压器故障时备自投能可靠动作恢复供电。
3.2后备保护整定及逻辑的改进
按照行标整定规程，为提高后备保护的可靠性，中低后备II段电流定值按躲负荷电流整定，时间定值与本侧出线保护或母聯保护最末段时间配合，跳本侧断路器、再跳三侧断路器，然而并未明确中低后备限时速断（即I段）保护应具有跳变压器各侧的时限段。但从本次事故造成的后果来看， 中/低压侧的死区故障不仅与主变电气距离近、短路电流大，而且具有故障不容易隔离的特点。假设本次故障发生期间#1主变高后备保护处于退出状态，那么故障将只能依赖上一级110kV线路的距离III段远后备保护切除，短路持续时间超过2.9s，会对变压器造成更严重的破坏，同时故障停电范围可能进一步扩大。
综上所述，为了提高中低压死区故障切除的快速性，110kV主变中低后备I、II段均应增加第3时限用于跳开变压器各侧开关，其时限按照与2时限配合整定，即取2時限加上一个级差Δt（取0.25～0.3s），这样当中/低压死区故障期间I段1、2时限动作仍无法切除故障时，可通过3时限动作跳开变压器各侧开关将故障隔离，达到保护设备安全的效果。
4结束语
总而言之 ，随着我国电力系统改革的不断深入 ，继电保护动作已经成为了电力行业各方关注的重点 ，加之其涉及到的技术难度大、故障种类多、影响严重等问题。因此 ，加强对继电保护动作故障的原因分析已经成为了电力部门工作的重中之重 ，也只有这样 ，才能减少故障发生的频率 ，保证电力系统的安全平稳运行。参考文献
[1]符树雄，刘志鹏.变压器低压侧故障跳三侧开关及高压侧出线的原因分析[J].电工技术，2014，6（27）：26，27.
[2]吴玉硕，赵杰，杨志华.近区故障引起110kV变压器损坏的故障分析及防范措施[J].电气技术，2013（27）：76～79.
[3]DL/T 584—2007 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程[S].
[4]狄卫星，刘春玲，吴丽红，孟祥萍.一起110kV主变差动保护误动事故分析及对策[J].变压器，2010，12（12）：43-45.