摘要：介绍一起110kV变电站中母联开关与流变间的死区保护 事故案例，探讨、分析解决的方案。

　　关键词：死区保护、主变差动、COMPASS、双电流互感器接线

　　在电力系统中，我们通常所遇到的差动死区保护，通常认为是因为设计原因或保护装置无法作用到的范围;比如110kV变电站中，母联开关与流变之间即为常见的死区保护，我最近遇到一起典型的差动保护案例：

　　110kV九圩变电站其运行方式如下：110kV九洋线821开关(上级220kV洋司变的出线)供110kVI段母线供1#主变，七张线790开关(由110kV张镇变串供)供110kVⅡ段母线运行供2#主变，110kV母联710开关热备用、母联方式备自投投入;1#主变低压101开关对10kVI段母线供电;2#主变低压102开关对10kVII段母线供电;10kV 母联110开关热备用，1#主变、2#主变分列运行。如图1：

　　图1

　　该站三台110kV开关均为江苏某厂的COMPASS设备，COMPASS为罗盘式的敞开组合电器，由固定部分和可移动部分组成;

　　固定部分：隔离手车插销，接地开关

　　可移动部分：隔离手车、SF6断路器、电流互感器、隔离触头

　　构造相对比一般110kV开关复杂，尤其是手动隔离部分，是运行人员的技术盲区。

　　事故发生：2009年6月18日15：05，集控中心监控机发事故信息：

　　110kV母联710开关SF6压力降低报警

　　110kV母联710开关闭锁分合闸

　　110kV母联710开关隔离开关电源空开跳

　　监控班值班员立刻通知操作人员去现场，15：30分到达，发现110kV母联710开关A相SF6防爆膜破裂，SF6压力降低为零;操作班在现场发现无法电动将隔离手车拉至“试验”位置，手动隔离技术没有培训过，随立刻报告调度和工区领导，15：40分检修工区人员到场，仍无法手动隔离故障设备，15：43分，突然下大雨，710开关A相绝缘下降，对地放电， 2#主变差动保护动作，跳开九张线790开关、2#主变102开关;1#主变髙后备保护闭锁调压， 220kV洋司变821开关距离、零序保护动作，跳开洋九线821开关，此时九圩站全所失电。

　　事故分析：

　　原因一：操作班人员无法手动隔离COMPSS开关手车，不能及时隔离故障设备，负主要责任。

　　原因二：查找故障原因，分析110kV九圩变现场一次接线方式和二次保护进行考究：

　　图2

　　如图2所示，故障点K在110kV母联710开关上，1#主变的差动保护范围在CT1、CT3、CT4包含区域，2#主变的差动保护范围在CT2、CT3、CT5包含区域，所以在110kV母联710开关发生A相SF6防爆膜后，同时又下雨，导致击穿，保护动作。110kV母联710开关在CT3包括范围，所以属于2#主变差动范围之内，故2#主变差动保护动作;而对与1#主变来讲，110kV母联710开关在CT3范围外，所以1#主变差动保护不动作，而对110kV九洋线来讲，710开关击穿则作为线路故障，馈供线路本身无保护，由对侧保护动作跳闸，因此，220kV洋司变的110kV洋九线保护动作。

　　由此可见图2中的K点区域为主变差动的死区保护，对于这种区域的死区保护该如何破解呢。

　　解决方案：

　　方案一：尝试加划断接点

　　运行方式不变，在2#主变差动中加一个划断选择，在母联710开关加入一个辅助接点，，论证如下：

　　(1)母联710开关分开，此时，让接点断开，CT3则不加入2#主变差动保护;发生相同故障时，2#主变差动不动作，1#则是供电洋司线821对侧保护动作跳闸，来切断故障，此时单电源790供电。

　　(2)母联710开关运行，此时让接点闭合，CT3则加入。此时，如果发生相同故障时，则还会出现事故刚开始时的保护动作，2#主变差动，1#主变主供电源821跳闸，问题不能根本解决。

　　此方案的局限是：高压侧并列运行时，则不能满足电力系统和继电保护要求的可靠性、稳定性。同时，电流互感器的二次侧不能开路， 母联710开关辅助接点接在流变二次侧，这样最大的隐患是，当辅助接点接触不可靠时，会导致电流互感器二次开路，造成重大事故。

　　方案二：双电流互感器

在母联710开关两侧各装接一组电流互感器并交叉接线，如图三所示。这样1#主变保护范围是：CT1、CT4、CT6，2#主变的保护范围是CT2、CT3、CT5，同时在1#、2#主变差动保护中均加入低电压闭锁功能，低电压取低压侧10kV母线电压互感器，并在1#、2#主变的差动保护中均实现分阶段动作，即：第一阶段跳母联710开关，第二阶段跳主变各侧开关，论证如下： 正常运行方式,母联710断路器分位。如图3所示

　　图3

　　K点为故障点,1#和2#主变差动保护均会启动,但由于低电压闭锁原因,1#主变满足低压侧条件，差动保护动作，故障隔离，2#主变正常运行，如果负荷运行，可以让2#主变带10kVI段母线运行。 较特殊运行方式，母联710开关运行，双电源供电。如图3所示，K点为故障点，此时，1#、2#主变都满足低电压闭锁条件，此时，1#、2#主变差动保护同时动作，但是，两台主变差动保护都设置了分段跳闸，此时，母联710开关跳闸，110kVII段母线恢复正常，1#主变差动保护第二阶段动作，跳开九洋线821开关和1#主变101开关; 单电源供电时，我们将常用的110kV备自投由母联方式改为线路方式(不考虑备投线路冷备用或检修时备自投停用的极端情况)，如果是九洋线821开关单供，发生相同故障，则按方案二执行，先跳母联710开关，线路备自投动作，2#主变不失电，同时满足低电压闭锁，1#主变差动保护，1#主变失电，负荷运行合上低压侧母联，让2#主变供电。如果是九张线790开关单供，发生相同故障，则按方案二执行，先跳母联710开关，1#主变动作失电，同时故障隔离，2#主变继续运行 此方案的可行性也是很高的，但有时，我们在备自投动作的原理上，选择的线路压变PT上有无电压来动作，或母线有无电流来动作，结合本事故案例，备自投设计时，需要考虑比较全面;局限性是，主变差动保护，本身是不带时限的，一旦故障发生，立即动作;如果故障本身是差动故障，而实行分段跳，先跳母联，后跳主变各侧开关，这样延迟的差动动作时间，可能造成隐患。

　　方案三：双内桥接线

　　如果考虑到安全系数为首位，则可以不考虑投资支出，我们设计双内桥接线方式，即在母线上设计两组流变，两组内桥开关，流变采用交叉接线，同时，低压侧，采用备自投连跳，当一台主变低压侧开关跳闸，则低压侧母联开关合闸，同时，连跳某些非重要用户的出线开关，保证运行主变不超负荷运行。如图4所示：

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