现场︱一起主变保护拒动事件分析
“2015第二届轨道交通供电系统技术大会”本周五开幕
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许继电气股份有限公司的研究人员陈德生、张敏等，在2015年第10期《电气技术》杂志上撰文，介绍了某110kV 变电站10kV母线故障时主变低压侧保护未动作，导致上一级线路跳闸，对主变保护低压侧未动作的原因进行了分析，并对类似的改造站提出了针对性建议，以保证设备的安全运行。
1 事故经过
2014年4月11日，该站发生一起10kV母线三相弧光短路故障，当时，1＃主变及2＃主变均在运行状态，1#主变保护为微机保护,2＃主变保护为电磁型常规保护，故障时，2＃主变低压侧保护动作，跳开低压侧断路器，但1＃主变保护未动作，致使该站上一级线路保护动作。
事故后，1#主变保护装置只有复合电压动作信息，此外无任何故障记录。
2 事故前运行方式
110kV进线5023、5083运行，1#主变及2#主变运行，10kV线路316、332、334等运行。主接线如下：
图1 系统主接线图
母线接线方式为单母分段带旁母[1]，当时低压母联处于合闸位置。
3 事故经过
2014年4月11日，10kV母线三相弧光短路故障，2＃主变低压侧保护动作，跳开低压侧断路器，但1＃主变保护未动，致使该站上一级线路保护动作。事故后，1#主变保护装置只有复合电压动作信息，此外无任何故障记录。
2014-04-1117:19:15.844 １＃主变保护复压动作，动作时间100ms，动作值如下：
高压侧动作值表1：
|
UAB |
80.18∠213 |
|
UBC |
82.57∠104 |
|
UCA |
93.96∠337 |
|
负序电压 |
5.03 |
中压侧动作值表2：
|
UAB |
63.31∠185 |
|
UBC |
54.73∠116 |
|
UCA |
97.56∠333 |
|
负序电压 |
17.22 |
低压侧动作值表3：
|
UAB |
16.33∠178 |
|
UBC |
70.42∠147 |
|
UCA |
84.87∠333 |
|
负序电压 |
24.03 |
2014-04-1117:19:15.828 中压侧TV断线动作，动作时间80ms，动作值如下：
中压侧TV断线动作值表4：
|
UA |
56.03∠254 |
|
UB |
22.68∠147 |
|
UC |
51.71∠51 |
|
IA |
0.18∠209 |
|
IB |
0.10∠232 |
|
IC |
0.27∠036 |
2014-04-1117:19:17.699 装置0067次上电启动。
2014-04-1117:19:32.786 10kV 316线装置，电流III段动作，动作时间502ms，动作值如下：
316线电流III段动作值表5：
|
Ia |
8.879 |
|
Ib |
8.650 |
|
Ic |
8.838 |
4 保护动作分析
4.1 定值整定
1＃主变定值见表6：
|
保护项 |
定值 |
|
CT变比 |
2000/5 |
|
复压过流 |
6A |
|
TV断线额定电流 |
4.5A |
|
TV断线闭锁电流 |
5.1A |
|
高中低三侧负序电压 |
6V |
|
高中低三侧动作低电压 |
70V |
|
TV断线 |
投入 |
2＃主变定值见表7：
|
保护项 |
定值 |
|
CT变比 |
1200/5 |
|
过流 |
7A |
10kV316线定值见表8：
|
保护项 |
定值 |
|
过流I段 |
40A |
|
过流I段延时 |
0s |
|
过流II段 |
25A |
|
过流II段延时 |
0.3s |
|
过流III段 |
7A |
|
过流III段延时 |
0.5s |
4.2 保护动作行为分析
17时19分15秒828毫秒1#主变保护中压侧TV断线动作，由于中压侧报TV断线，所以不再对中压侧复合电压进行判别，根据复合电压动作报告，也不是由高压侧启动的（TV断线闭锁定值为1，在TV断线后退出该侧复压动作判别），可以判定是低压侧复合电压动作，故障时刻保护装置的复合电压动作。
由复合电压动作报告可以看出，低压侧也应该发生TV断线，而低压侧TV断线未动作，是由于当时故障电流大于低压侧TV断线闭锁电流值5.1A。下图为TV断线逻辑图
图2 TV断线逻辑图
由此可以得出结论：装置的复压动作是由主变低压侧启动的，在故障时刻主变低压侧复压开放。
17:19:15.844 1#主变保护复合电压动作，
17:19:17.699 1#主变保护装置0067次上电启动。
根据报文可以判定在复合电压动作后，保护装置出现过断电现象，而且在复合电压动作1.855s后装置又重新上电，后经过分析和询问用户得知：
由于该站正处于改造阶段，改造过程中，直流屏未能及时接入，而是采用将所用变的交流整流为直流的方式供电，所以，当旁母发生弧光短路时，电流增大，所用变电压降低，导致全站装置失电而在故障发生时未能及时动作。故对1#主变保护装置来说有0067次上电启动报文。
并且根据监控系统历史记录，在17:23:05左右，规约转换器全部恢复通信，可以肯定在故障发生时刻全站失电，监控系统重启，才会有所有规约转换器通信恢复的报文，所以保护装置当时没有动作主要是由于装置失电。
该站1＃主变CT变比为2000/5，2＃主变CT变比为1200/5，1＃主变保护动作电流定值为6A，2＃主变动作电流定值为7A，根据2＃主变动作电流值，可折算一次值大概为1680A，而使1＃主变保护动作的一次电流值至少要达到2400A，在该站所用变电压恢复后，可以肯定电流值小于2400A。
在该站所用变电压恢复后，可以肯定电流值肯定小于2400A。根据10kV 316线动作报告，故障时二次电流为8.8A左右，10kV 316线变比为200/5，折算到1#主变的电流也只有0.88A，并没有达到1#主变复压过流动作定值。
根据316线的动作报告，可以肯定的是该线路动作时为三相短路故障，且动作正确，由于投运时该线路的控制电源根据操作规程的要求没有合上，所以该线路开关在故障时刻没有跳开。
该线路速断动作电流为40A，折算到1#主变也只有4A，所以在装置恢复送电后，故障已经由弧光短路发展为三相短路故障，故障电流已经降低，达不到主变低压侧动作电流[2]，此时1#主变保护装置仍然不会动作，最终导致上一级越级跳闸，1#主变保护装置的定值配置不合理，需要根据地区实际情况重新核对整定[3]。
5 主要结论及处理建议
根据10kV 316线动作报告二次电流为8.8A左右，变比为200/5，折算到主变的电流只有0.88A；根据10kV 316线的动作报告，可以肯定的是该线路动作时为三相短路故障，且动作正确，由于该线路的控制电源根据操作规程要求没有给上，所以该线路开关未能跳掉，最终导致上一级越级跳闸[4]。
该线路速断动作电流为40A，折算到主变也只有4A，所以在装置恢复送电后，故障已经由弧光短路发展为三相短路故障，故障电流已经降低，此时1#主变保护装置仍然不会动作。
在改造站施工过程中，现场情况比较复杂，危险点比较多，带电设备和不带电设备均有，要设置好警示牌等告警标志，并且必须要保证站内电源的稳定，直流系统必须是带有蓄电池组，防止出现意外情况断电，而造成站内运行的保护测控及通讯等装置失电，从而对运行带来隐患。
应充分考虑变电站内的各种情况，针对可能出现的各种意外做好应对措施，从而保证变电站内所有设备稳定、可靠运行[5]。
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