一起主變跳閘事件分析
1. 事件簡述
某日某變電站執(zhí)行#2主變轉(zhuǎn)檢修操作任務。
8時46分，操作人員斷開#2主變中壓側(cè)開關(guān)，原#2主變中低壓側(cè)負荷全部轉(zhuǎn)由#1主變繼續(xù)供電。
9時3分，#1主變高壓側(cè)復壓過流保護三段動作跳開主變?nèi)齻?cè)開關(guān)。
#1主變跳閘前運行方式如圖1所示。2. 跳閘前運行方式
220千伏電壓等級設(shè)備中，01、04開關(guān)接#1母線運行，03、06、09開關(guān)接#2母線運行，02開關(guān)聯(lián)絡(luò)#1、#2母線運行，07開關(guān)處于檢修狀態(tài)。
110千伏電壓等級設(shè)備中，11、20、23開關(guān)接5#母線運行，12、16、18、22、24、25開關(guān)接4#母線運行，19開關(guān)聯(lián)絡(luò)4#母線、旁母運行，153刀閘聯(lián)絡(luò)5#母線、旁母運行，14、21開關(guān)熱備用，13開關(guān)處于檢修狀態(tài)。
10千伏電壓等級設(shè)備中，31、32、33、34開關(guān)接7#母線運行，61、62、63、64開關(guān)接8#母線運行，46、47、48開關(guān)接9#母線運行，51、52、53開關(guān)接10#母線運行，70開關(guān)聯(lián)絡(luò)7#、9#母線運行，80開關(guān)聯(lián)絡(luò)8#、10#母線運行，45、55開關(guān)處于檢修狀態(tài)。
3. 事件影響負荷情況
#1主變跳閘后110千伏母線、10千伏母線失壓，造成負荷損失37MW。
4. 跳閘后處理情況
09:12 搶送14開關(guān)，該站110千伏母線由帶電。
09:14 退出#1主變220千伏復壓過流三段保護。
09:24 將#1主變（04、11、34、63開關(guān)）由熱備轉(zhuǎn)運行，相關(guān)保護按現(xiàn)場運行規(guī)程執(zhí)行。
09:29 #1主變試送成功，恢復運行。損失負荷恢復供電。
跳閘后運維人員檢查主變本體、三側(cè)設(shè)備未發(fā)現(xiàn)明顯故障點，調(diào)閱保護動作報文顯示動作電流2.469A（接近主變高壓側(cè)額定二次電流2.51A），檢查220千伏、110千伏故障錄波器波形圖發(fā)現(xiàn)無故障電流突變量、無電壓擾動記錄，綜合判斷本次跳閘事件中一次設(shè)備無故障。 #1主變雙套保護為北京四方公司CSC-326型裝置，版本號1.56，2006年12月投運?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，A套保護高壓側(cè)復壓過流三段1時限動作、出口跳主變?nèi)齻?cè)，動作電流2.469A，B套保護未動作。 現(xiàn)場檢查#1主變兩套保護裝置，A、B套高壓側(cè)復壓過流三段保護定值一致，電流定值為2.5A，1時限動作時間為19.7s、跳閘矩陣為跳#1主變?nèi)齻?cè)，2時限動作時間為20.0s、跳閘矩陣為無動作出口。 根據(jù)相關(guān)校驗規(guī)程和技術(shù)規(guī)范，流入保護裝置的二次電流在小于95%整定值時應可靠不動作，在大于105%整定值時應可靠動作；95%~105%范圍內(nèi)為臨界值，即在該范圍內(nèi)保護動作或不動作均可視為正?，F(xiàn)象，對應#1主變高壓側(cè)復壓過流三段保護動作臨界值范圍為2.375A—2.625A。 如圖2所示，根據(jù)變電站故障錄波器記錄，跳閘時刻#1主變高壓側(cè)二次最大相電流有效值為2.498A。A套保護裝置動作報文顯示該時刻動作電流為2.469A。即此時刻流入兩套主變保護裝置的高壓側(cè)二次電流均在動作臨界值范圍內(nèi)，無論是保護動作或不動作均可視為正?，F(xiàn)象。故根據(jù)所下達的保護裝置定值及當時電網(wǎng)運行情況，A套保護動作、B套保護不動作的行為是正常的。1. 設(shè)備現(xiàn)場檢查情況
2. 保護動作行為分析
（1）僅單套保護裝置動作分析
2）保護跳#1主變?nèi)齻?cè)開關(guān)行為分析
檢查#1主變保護最新的定值單“#1主變-CSC-326高壓側(cè)-A(B)屏-06號”，高壓側(cè)復壓過流三段電流定值見表1。
而保護裝置高壓側(cè)復壓過流三段保護實際定值的跳閘出口矩陣與表1中不一致，1時限為跳#1主變?nèi)齻?cè)開關(guān)，2時限為無動作出口（即跳閘出口矩陣整定為0）。
依據(jù)正式下達的保護整定值清單，本次跳閘事件中復壓過流三段1時限應跳開110千伏母聯(lián)開關(guān)，切除110千伏 #4母線負荷，之后由110千伏 #5母線給變電站110千伏側(cè)負荷供電；由于誤整定保護裝置定值，導致本次跳閘停電范圍從110千伏#4母線擴大至變電站110千伏母線全停。
（3）保護整定值合理性分析
保護裝置告警與跳閘行為未有效配合。依據(jù)下達的保護整定值清單，#1主變高壓側(cè)復壓過流三段保護復壓元件未投入，僅作為純過流保護使用，考慮到保護定值（2.5A）近似等于主變高壓側(cè)額定二次電流（2.51A），此時高壓側(cè)負荷過流三段保護相當于過負荷類保護。同時，保護定值單中投入了過負荷告警功能，電流定值2.93A，動作時間9.0s。對比可知，過負荷告警定值大于跳閘定值，導致調(diào)控、運行人員還未接到變壓器過負荷告警信號時保護已動作跳閘，無法實施轉(zhuǎn)移負荷等預控措施。
#1主變高、中側(cè)過流保護未有效配合。依據(jù)下達的保護整定值清單，#1主變中壓側(cè)復壓過流三段保護定值（復壓元件未投）見表2：
通過計算可知，中壓側(cè)、高壓側(cè)復壓過流三段定值對應的一次電流數(shù)值相同（折算至主變高壓側(cè)均為300A），即兩者沒有合理的級差。#1主變高壓側(cè)負荷等于中壓側(cè)、低壓側(cè)負荷之和，這就意味著在變壓器負荷上升過程中，#1主變高壓側(cè)保護會先于中壓側(cè)保護動作，即保護會出現(xiàn)越級動作，造成跳閘范圍擴大。
（4）變壓器額定負荷運行時保護跳閘行為分析
依據(jù)下達的保護整定值清單，#1主變高壓側(cè)復壓過流三段電流定值（2.5A）與主變額定容量（對應高壓側(cè)額定二次電流2.51A）幾乎一致。由于保護裝置高壓側(cè)復壓過流三段保護延時最大只能設(shè)置為20s，造成僅允許變壓器在額定容量下運行20s。生產(chǎn)實際中，大部分變壓器均具備一定的過負荷運行能力，即不僅能在額定負荷情況下長期運行，而且在適當過負荷情況下允許運行一段時間。因此變壓器過負荷類保護電流定值應躲開變壓器額定電流，并合理考慮變壓器承載能力。過于保守的保護定值一方面會給電網(wǎng)運行方式安排帶來限制，另一方面也容易引起保護動作增大非停風險。
圖3中紅色曲線為調(diào)度SCADA系統(tǒng)中記錄的4月24日有功功率變化情況。3. 變壓器負荷變化情況分析
綜上所述，結(jié)論如下： 本次#1主變跳閘的直接原因是負荷控制不到位，#1主變電流滿足保護動作條件引發(fā)保護動作；由于#1主變保護裝置跳閘矩陣設(shè)置錯誤，導致停電范圍擴大。 本次跳閘事件暴露出如下問題： 在#2主變檢修情況下，負荷管控措施不到位，未做好運行主變跳閘的事故預案，導致部分用戶未按調(diào)度要求做好負荷控制工作。 所下達的保護定值清單中，#1主變高壓側(cè)復壓過流三段保護僅允許變壓器在額定容量下運行20s，造成#1主變在負荷較大時存在跳閘風險。 保護裝置定值修改后，未采取有效措施確保裝置定值與定值單一致，導致#1主變保護裝置未按照預期行為動作。 主變高壓側(cè)過負荷告警定值大于復壓過流三段保護定值，導致保護動作跳閘前無法發(fā)出過負荷告警信號。中壓側(cè)復壓過流三段定值與高壓側(cè)一致，存在保護越級跳閘的風險。 根據(jù)#1主變跳閘事件分析結(jié)論，為避免并列運行變壓器中一臺變壓器檢修情況下運行變壓器跳閘及重要用戶停電風險，提出如下建議。 充分考慮運行主變所帶負荷特性，合理轉(zhuǎn)移負荷，確保運行主變有可靠的負荷裕度。及時通知重要用戶，對負荷大的客戶提示嚴格控制負荷水平，對存在停電風險的用戶提示準備停電預案。 變壓器過負荷類保護定值整定計算應合理考慮變壓器承載能力，并保證足夠的可靠系數(shù)。變壓器承載能力應依據(jù)變壓器廠家資料確定，可參考與變壓器出廠時間對應有效的《電力變壓器負載導則》和《電力變壓器運行規(guī)程》。 嚴格執(zhí)行繼電保護定值修改流程等相關(guān)管理制度，確保裝置定值與下發(fā)定值單完全一致。開展變壓器保護裝置定值及壓板投切狀態(tài)排查，發(fā)現(xiàn)問題及時整改。 反映主變過負荷保護的告警段定值與跳閘段定值間應有級差，確保變壓器負荷過大時，由告警段保護先發(fā)信，以便調(diào)控和運維人員采取措施，避免主設(shè)備不必要的跳閘。此外，主變高、中壓側(cè)保護應在電流、時間上做到有效配合，確保保護動作行為的正確性。1. 電網(wǎng)風險管控要求與措施落實不到位，負荷未有效控制。
2. #1主變保護定值未合理考慮變壓器承載能力。
3. 保護裝置定值修改工作未實現(xiàn)閉環(huán)管理。
4. 主變保護定值未實現(xiàn)有效配合。
1. 完善檢修方式下的運行風險分析、事故預案和預控措施。
2. 合理整定變壓器過負荷類保護定值。
3. 加強保護裝置定值修改工作閉環(huán)管理。
4. 梳理變壓器保護定值，確保保護間有效配合。