刘歆蔚

（广东电网有限责任公司阳江阳春供电局，广东 阳江 529600）

0 引 言

由于变电站是电力传输系统的基础设施和关键构成，所以通常对其进行合理的继电保护。然而在多种因素的影响下，继电保护故障时有发生，严重制约了变电站乃至整个电力系统的运行效率与质量，故重视110 kV变电站继电保护故障分析，并采取措施予以妥善处理与科学预防。

1 110 kV变电站继电保护概述

继电保护主要是指对电力系统中发生的故障或者异常情况进行检测，当出现故障或异常时，发出报警信号或者直接将故障部分隔离、切除的一种措施。继电保护在110 kV变电站的应用至关重要，《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》中对继电保护有明确规定。

110 kV变电站主要包括主变压器、110 kV设备区及35 kV设备区等，其继电保护系统的工作特点如图1所示。具体地，继电保护系统不仅可以对设备或元件能否正常运行进行判断，还可对故障属于内部或者外部作出进一步分析。例如，当被保护的元件或设备出现故障时，在继电保护的作用下可准确而迅速地将其切除，同时断路器执行跳闸指令，确保故障能够与电力系统分离，以降低对元件和电力系统的损害[1]。继电保护装置的原理结构如图2所示。

图1 110 kV变电站继电保护工作特点

图2 继电保护装置的原理结构图

2 110 kV变电站继电保护故障分析

2.1 故障类型阐述

110 kV变电站继电保护故障分为产源故障、运行故障及隐形故障。其中，产源故障是指继电保护装置自身质量与功能存在缺陷，直接增加了故障风险，为电力系统的安全运行埋下了隐患；运行故障通常表现为开关拒合、主变差动保护误动等，其对继电保护的不良影响是最为严重的；隐形故障不仅最难处理，而且难以预防，80%的继电保护故障属于隐形故障，需要予以高度重视。此外，继电器不复位、烧毁等故障也时有发生。

2.2 常见故障分析

第一，受瞬间电流冲击的影响，引发继电保护受损。这是因为变压器抗电流冲击能力低，而瞬间电流破坏性极强，所以继电保护装置会受到损坏，甚至造成设备击穿。当继电保护运行正常时，若变压器低压周围出现短路，则会瞬间致使电流升高，并形成一定的电流冲击；若短路时间过长，还可能烧毁变压器内部设备。第二，由于缺少双重保护，致使断路器失灵。当变压器10 kV母线出现故障时，往往会基于主变10 kV侧保护加以处理，并争取故障处理时间，但有时上述保护可能会失灵或拒动，继电保护动作就不能正常执行。如果高压侧过流，失灵的断路器无法对低压侧故障进行响应，进而失去分断作用，致使继电保护保持故障状态[2]。第三，10 kV出线间隔故障。因110 kV变电站的配电装置需要参考继电保护装置的要求，若配电装置具有非常小的设备间隔，与间隔标准规定不符，便会降低配电装置质量，并以母线故障为主要形式干扰继电保护，使其在整体上发生拒动、失灵等故障，影响母线正常传输。其实电流互感饱和保障在110 kV变电站继电保护中也会出现，即随着配电系统终端负荷的增容，容易形成较大的短路电路，且当电流倍数增大时电流互感器的误差也会随之增大，然后引发饱和故障，并减少所感应的二次电流甚至使其接近零。

3 110 kV变电站继电保护故障处理

3.1 选用科学的方法分析故障

110 kV变电站继电保护故障类型较多、原因复杂且影响严重，因此必须切实完善故障处理制度，采用合理有效的方法进行分析和判断，如应用广泛的直观法、替换法及短接法等。其中，直观法适用于开关拒分、拒合等故障的诊断，较为便捷，但需要工作人员专业素质过硬，实践经验丰富，以结合继电保护故障的实际表现确定故障位置和原因。例如，当电气回路合闸接触器正常时，若发现110 kV继电器出现黄色或伴有烧焦气味，可判断为内部元件故障。替换法适用于继电保护元件的运行故障，即当保护元件运行异常时，可用正常元件替换故障元件，若故障消除表示属于元件损伤，若故障存在还需要替换其他元件进行检测[3]。短接法适用于故障范围的缩小，尤其适用于电磁故障的处理，即通过短线路与继电保护装置的相连，分析当前部位是否存在故障，若发现故障点可进行针对性处理，若情况正常则需更换短接位置，以期在最短时间内锁定故障点。

同时检修更新法和电路拆除法也较为常见，其中检修并更新元件是最基本也是最有效的一种故障处理方法。检修期间及时更换故障元件、老旧元件，将其替换为高品质的新元件，或者基于微机综合保护装置加以整合，使其使用效率在提高的同时还能降低故障风险，保证继电保护功能高效发挥。必要时可采用电路拆除法，就是通过对110 kV变电站继电保护故障电路，以一定的顺序逐项解开并联的二次回路，以准确定位故障原因，然后利用小分路对故障进行查找。该方法一般适用于直流接地故障的分析，就是按照负荷重要程度解开直流负荷回路，当切断某一回路故障消除时，此处为故障所在，经确认无误后可予以维修或更换[4]。

3.2 及时采取针对性的处理措施

为更直观地了解110 kV变电站继电保护故障及其处理要点，可结合实例加以分析。已知该110 kV变电站具有2×104kVA的主变容量和110 kV、35 kV及10 kV的电压等级。其中，35 kV的电压和10 kV的电压分别采用的是单母线和单母线分段带旁路的接线方法。后因实际需要增设一台容量为1×104kVA的主变压器，在调试正常的基础上先对110 kV测开关进行24 h的空载运行，随后在测验35 kV测开关时主变差动保护发生了动作，经分析确定是由CT极性接错造成的。但重新连接再次启动设备时发现，35 kV侧负荷功率超过了620 kW，警报装置立刻启动，将其设定值改为0.2 A后警报系统的启动时间会后延5s。该情况说明线路流过了超出临界值的不平衡线路，通过认真计算和分析，35 kV侧的Kpm和CT变比应分别为1.39和200/5，但却误认为是400/5，在将其改正后调试，上述故障消失。因此，110 kV变电站继电保护接线操作中应注意开关等装置的参数值检查和保护限定值设置，以免因匹配不良影响继电保护正常动作。

此外，针对瞬间电流冲击问题，可将过流保护装置设于变压器低压侧位置，利用其限流速断功能快速切断低压出线，也可以结合使用限时速断和过电流保护两种方式，及时对故障做出反应并予以解决。同时，注意充分发挥计算机与信息技术的优势，基于微机保护综合性与自动化程度的提高，快速判断继电保护故障所在，并根据逻辑分析获取合理的处理措施，经电子信号的传输无误差地执行处理措施，以及时、准确及高效地处理110 kV变电站继电保护故障。

4 结 论

110 kV变电站继电保护故障不可避免且危害较大，因此应尽可能地缩短故障时间，并降低故障发生率。要求结合110 kV变电站继电保护故障的实际表现，科学判断快速定位故障位置和原因，然后采取针对性措施予以解决，配以日常维护和管理，切实降低故障风险。