一、 事件概况 1. 事件简述
1. 事件简述
某日某变电站执行#2主变转检修操作任务。
8时46分，操作人员断开#2主变中压侧开关，原#2主变中低压侧负荷全部转由#1主变继续供电。
9时3分，#1主变高压侧复压过流保护三段动作跳开主变三侧开关。
2. 跳闸前运行方式
#1主变跳闸前运行方式如图1所示。
图1 跳闸前运行方式示意图
220千伏电压等级设备中，01、04开关接#1母线运行，03、06、09开关接#2母线运行，02开关联络#1、#2母线运行，07开关处于检修状态。
110 千伏 电压等级设备中，11、20、23开关接5#母线运行，12、16、18、22、24、25开关接4#母线运行，19开关联络4#母线、旁母运行，153刀闸联络5#母线、旁母运行，14、21开关热备用，13开关处于检修状态。
10 千伏 电压等级设备中，31、32、33、34开关接7#母线运行，61、62、63、64开关接8#母线运行，46、47、48开关接9#母线运行，51、52、53开关接10#母线运行，70开关联络7#、9#母线运行，80开关联络8#、10#母线运行，45、55开关处于检修状态。
3. 事件影响负荷情况
#1主 变跳闸后110 千伏 母线、10 千伏 母线失压，造成负荷损失37MW。
4. 跳闸后处理情况
09:12 抢送14开关，该站110 千伏 母线由带电。
09:14 退出#1主变220 千伏 复压过流三段保护。
09:24 将#1主变（04、11、34、63开关）由热备转运行，相关保护按现场运行规程执行。
09:29 #1主变试送成功，恢复运行。损失负荷恢复供电。
1. 设备现场检查情况
跳闸后运维人员检查主变本体、三侧设备未发现明显故障点，调阅保护动作报文显示动作电流2.469A（接近主变高压侧额定二次电流2.51A），检查220 千伏 、110 千伏 故障录波器波形图发现无故障电流突变量、无电压扰动记录，综合判断本次跳闸事件中一次设备无故障。
#1主变双套保护为北京四方公司CSC-326型装置，版本号1.56，2006年12月投运。现场检查发现，A套保护高压侧复压过流三段1时限动作、出口跳主变三侧，动作电流2.469A，B套保护未动作。
2. 保护动作行为分析
（1）仅单套保护装置动作分析
现场检查#1主变两套保护装置，A、B套高压侧复压过流三段保护定值一致，电流定值为2.5A，1时限动作时间为19.7s、跳闸矩阵为跳#1主变三侧，2时限动作时间为20.0s、跳闸矩阵为无动作出口。
根据相关校验规程和技术规范，流入保护装置的二次电流在小于95%整定值时应可靠不动作，在大于105%整定值时应可靠动作；95%~105%范围内为临界值，即在该范围内保护动作或不动作均可视为正常现象，对应#1主变高压侧复压过流三段保护动作临界值范围为2.375A—2.625A。
如图2所示，根据变电站故障录波器记录，跳闸时刻#1主变高压侧二次最大相电流有效值为2.498A。A套保护装置动作报文显示该时刻动作电流为2.469A。即此时刻流入两套主变保护装置的高压侧二次电流均在动作临界值范围内，无论是保护动作或不动作均可视为正常现象。故根据所下达的保护装置定值及当时电网运行情况，A套保护动作、B套保护不动作的行为是正常的。
图2 故障录波器波形图
（2）保护跳#1主变三侧开关行为分析
检查#1主变保护最新的定值单“#1主变-CSC-326高压侧-A(B)屏-06号”，高压侧复压过流三段电流定值见表1。
表1 #1主变高压侧复压过流三段保护定值
注：#1主变高压侧CT变比为600A/5A。
而保护装置高压侧复压过流三段保护实际定值的跳闸出口矩阵与表1中不一致，1时限为跳#1主变三侧开关，2时限为无动作出口（即跳闸出口矩阵整定为0）。
依据正式下达的保护整定值清单，本次跳闸事件中复压过流三段1时限应跳开110 千伏 母联开关，切除110 千伏 #4母线负荷，之后由110 千伏 #5母线给变电站110 千伏 侧负荷供电； 由于误整定保护装置定值，导致本次跳闸停电范围从110 千伏 #4母线扩大至变电站110 千伏 母线全停。
（3）保护整定值合理性分析
保护装置告警与跳闸行为未有效配合。 依据下达的保护整定值清单，#1主变高压侧复压过流三段保护复压元件未投入，仅作为纯过流保护使用，考虑到保护定值（2.5A）近似等于主变高压侧额定二次电流（2.51A），此时高压侧负荷过流三段保护相当于过负荷类保护。同时，保护定值单中投入了过负荷告警功能，电流定值2.93A，动作时间9.0s。对比可知， 过负荷告警定值大于跳闸定值，导致调控、运行人员还未接到变压器过负荷告警信号时保护已动作跳闸，无法实施转移负荷等预控措施。
#1主变高、中侧过流保护未有效配合。 依据下达的保护整定值清单，#1主变中压侧复压过流三段保护定值（复压元件未投）见表2：
注：#1主变中压侧CT变比为1200A/5A。
通过计算可知，中压侧、高压侧复压过流三段定值对应的一次电流数值相同（折算至主变高压侧均为300A），即两者没有合理的级差。#1主变高压侧负荷等于中压侧、低压侧负荷之和， 这就意味着在变压器负荷上升过程中，#1主变高压侧保护会先于中压侧保护动作，即保护会出现越级动作，造成跳闸范围扩大。
（4）变压器额定负荷运行时保护跳闸行为分析
依据下达的保护整定值清单，#1主变高压侧复压过流三段电流定值（2.5A）与主变额定容量（对应高压侧额定二次电流2.51A）几乎一致。由于保护装置高压侧复压过流三段保护延时最大只能设置为20s， 造成仅允许变压器在额定容量下运行20s。 生产实际中，大部分变压器均具备一定的过负荷运行能力，即不仅能在额定负荷情况下长期运行，而且在适当过负荷情况下允许运行一段时间。因此变压器过负荷类保护电流定值应躲开变压器额定电流，并合理考虑变压器承载能力。过于保守的保护定值一方面会给电网运行方式安排带来限制，另一方面也容易引起保护动作增大非停风险。
3. 变压器负荷变化情况分析
图3中红色曲线为调度SCADA系统中记录的4月24日有 功功率变化情况。
图3 4月24日有功功率曲线（红色曲线）
图4 #1主变跳闸前后高压侧有功功率曲线
综上所述，结论如下：
本次#1主变跳闸的直接原因是负荷控制不到位，#1主变电流满足保护动作条件引发保护动作；由于#1主变保护装置跳闸矩阵设置错误，导致停电范围扩大。
本次跳闸事件暴露出如下问题：
1. 电网风险管控要求与措施落实不到位，负荷未有效控制。
在#2主变检修情况下，负荷管控措施不到位，未做好运行主变跳闸的事故预案，导致部分用户未按调度要求做好负荷 控制工作。
2. #1主变保护定值未合理考虑变压器承载能力。
所下达的保护定值清 单中，#1主变高压侧复 压过流三段保护仅允许变压器在额定容量下运行20s，造成#1主变在负荷较大时存在跳闸风险。
3. 保护装置定值修改工作未实现闭环管理。
保护装置定值修改后，未采取有效措施确保 装置定值与定值单一致，导致#1主变保护 装置未按照预期行为动作。
4. 主变保护定值未实现有效配合。
主变高压侧过负荷告警定值大于复压过流三段保护定值，导致保护动作跳闸前无法发 出过负荷告警信号。 中压侧复压过流三段定值与高压侧一致，存在保护越级跳闸的风险。
根据#1主变跳闸事件分析结论，为避免并列运行变压器中一台变压器检修情况下运行变压器跳闸及重要用户停电风险，提出如下建议。
1. 完善检修方式下的运行风险分析、事故预案和预控措施。
充分考 虑运行主变所带负荷特 性，合理转移负荷，确保运行主变有可靠的负荷裕度。 及时通知重要用户，对负荷大的客户提示严格控制负荷水平，对存在停电风险的用户提示准备停电预案。
2. 合理整定变压器过负荷类保护定值。
变压器过负荷类保护定值整定计算应合理考虑变压器承载能力，并保证足够的可靠系数。 变压 器承载能力应依据变压器厂家资料确定，可参考与变压器出厂时间对应有效的《电力变压器负载导则》和《电力变压器运行规程》。
3. 加强保护装置定值修改工作闭环管理。
严格执行 继电保护定值修改流程等相关管理制度，确保装置定值与下发定值单完全一致。 开展变压器保护装置定值及压板投切状态排查，发现问题及时整改。
4. 梳理变压器保护定值，确保保护间有效配合。
反映 主变过负荷保护的告警段定值与跳 闸段定值间应有级差，确保变压器负荷过大时，由告警段保护先发信，以便调控和运维人员采取措施，避免主设备不必要的跳闸。 此外，主变高、中压侧保护应在电流、时间上做到有效配合，确保保护动作行为的正确性。
来源：鄂电安全你我他
