李扬 刘宇先 李昕 巴向华

国网安徽省电力有限公司青阳县供电公司 安徽池州 242800

1 事故概况

（1）事故前运行方式。35kV变电站A为单电源供电变电站，35kV线路1为电源进线。10kV线路1发生两相永久性短路故障时，变电站A的35kV线路1运行，35kV1#、2#主变并列运行，10kV母联开关100合位，10kV出线1、出线2、出线3运行。

（2）事故经过2018年11月30日上午10时12分，35kV变电站A的2#主变高压侧过流I段t2保护动作，跳开3502、102开关。约0．6s后，1#主变高压侧过流I段t1、低压侧过流I段t1保护动作，跳开3501、101开关。通过视频安防系统，检查变压器外观及低压母线等一次设备，未发现明显故障[1]。10时26分，供电所汇报10kV出线1的88#电线杆被施工车辆撞断，导致相间短路故障。10时43分，10kV出线1故障隔离结束，经主管领导同意对1#、2#主变试送一次，1#、2#主变均试送成功。

2 设备参数及保护配置

2.1 设备参数

35kV系统正序等值阻抗标幺值：大方式0．7631、小方式1．2939，基准容量100MVA。1#主变容量5．0MVA、阻抗电压6．81%，2#主变容量6．3MVA、阻抗电压7．12%。1#、2#主变额定电压比35/10．5kV，35kV侧CT变比200/5，10kV侧CT变比500/5。

2.2 保护配置

（1）35kV线路1为变电站A的进线电源，阶段电流保护退出，靠线路1电源侧保护装置进行保护。（2）10kV出线配置阶段电流保护，过流Ⅰ段按躲本线路末端最大三相短路电流整定，过流II段按本线路最大负荷电流整定，定值如下。对10kV出线1（200/5）而言，过流Ⅰ段 23．5/940A，0s；过流 II段 6．6/264A，0．4s，重合闸退出[2]。

3 事故分析

3.1 事故报文信息

2#主 变 后 备 保 护 装 置 动 作 报 文：10：12：46．396，Imax=3．58A，高压侧过流Ⅰ段t2时限动作。1#主变后备保护装置动作报文：10：12：47．048，Imax=3．4A，高压侧过流Ⅰ段t1时限动作；10：12：47．048，Imax=4．49A，低压侧过流Ⅰ段t1时限动作；10kV出线1、出线2、出线3保护装置无动作信息。

3.2 保护动作行为分析

（1）10kV出线1保护动作分析。查看10kV出线保护装置及开关机构，3个10kV出线保护装置均未动作，且10kV出线开关机构无卡死等异常现象。查看3个10kV出线保护装置中过流II段延时均为0．4s，与定值单相符。因为10kV出线1短路电流未达到过流I段定值（23．5/940A，0s），所以其过流I段不动作。由故障报文可知，2#主变高压侧过流Ⅰ段t2时限动作，0．1s后切除故障，未达到10kV线路1过流II段时间定值（0．4s），故10kV出线1过流II段不动作。

（2）2#主变保护动作分析。10kV出线1在88#杆处发生两相短路故障时，10kV出线1过流II段、2#主变高、低压侧过流I段t1、t2时限保护同时启动，因故障电流达到2#主变高压侧过流I段t2时限保护运行定值（3．28/131．2A，0．1s），未达到10kV线路1过流I段定值（23．5/940A，0s），故由2#主变高压侧过流Ⅰ段t2时限动作跳闸，0．1s后切除故障，2#主变高压侧过流Ⅰ段t1、低压侧过流Ⅰ段t1、t2时限保护（100s）及10kV线路1过流II段保护（0．4s）可靠返回。

（3）故障电流计算。短路电流示意图如图1所示，在10kV出线1的88#杆处设置两相短路故障并进行故障计算。计算所得故障电流为143A，与2#主变高压侧过流Ⅰ段t2时限保护动作报文数值Imax=3．58/143A相符，验证了2#主变高压侧过流I段t2时限保护动作的正确性。

（4）1#主变保护动作分析。2#主变高后备保护动作跳闸前（10：10AM），1#、2#主变各侧负荷电流如下：3501开关负荷电流61A，101开关负荷电流201A；3502开关负荷电流75A，102开关负荷电流248A。10时12分，35kV变电站A的2#主变高压侧过流I段t2时限保护动作跳开3502、102开关后，单台运行的1#主变过负荷，1#主变高、低侧负荷电流分别瞬间上升至136/3．4A、449/4．49A左右，达到1#主变高、低后备保护过流Ⅰ段的启动值。经过0．6s延时后，1#主变高压侧、低压侧过流I段保护t1时限动作，跳开3501、101开关。1#主变高压侧、低压侧过流I段t1时限保护正确动作[3]。

4 结语

综合上述，当10kV线路1过流II段保护范围内发生故障时，2#主变高压侧过流I段t2时限保护先动作切除故障，造成越级跳闸事件。