1 故障的发生1.1 故障概况

2012-05-07T09：20，包头供电局张家营变电站张召Ⅱ回线路252电流互感器U相起火爆裂，线路侧引线连接板与相邻互感器变比组合导流板均有放电烧蚀痕迹，变比组合导流板严重烧蚀。故障引发252断路器U相接地，张家营变电站252张召Ⅱ回线路电流差动保护以及220 kVⅡ段母线差动保护动作，跳开母联212断路器及220 kVⅡ段母线上运行的203、252、254、258、262断路器，张家营变电站220 kVⅡ段母线失压。同时，召庙变电站张召Ⅱ回线路258断路器电流差动保护动作。由于故障为永久性故障，所以保护加速动作跳开258断路器三相，张召Ⅱ回线路失电。

1.2 故障前系统运行方式

张家营变电站220 kVⅠ段、Ⅱ段母线，212断路器，1、2、3号主变压器并列运行；1号主变压器201、2号主变压器202、张召Ⅰ回251、张前线253、张河线255、都张Ⅱ回259、鹿张Ⅰ回261断路器在Ⅰ段母线运行；3 号主变压器203、张召Ⅱ回252、高张Ⅱ回254、都张Ⅰ回258、鹿张Ⅱ回262断路器在Ⅱ段母线运行。

召庙变电站220 kVⅠ、Ⅱ段母线、212断路器、1、2号主变压器并列运行；1号主变压器201、沙召Ⅰ回251、张召Ⅰ回257断路器在Ⅰ段母线运行；2号主变压器202、沙召Ⅱ回252、张召Ⅱ回258断路器在Ⅱ段母线运行。故障时220 kV系统运行方式见图1。

图1(Figure 1)

图1 故障前系统运行方式

1.3 保护动作情况

张家营变电站张召Ⅱ回线路电流互感器U相起火爆裂时，220 kV张召Ⅱ回线路保护动作情况见表1，220 kV母线保护动作情况见表2。

表1(Table 1)

表1 故障时张召Ⅱ回线路保护动作情况

表1 故障时张召Ⅱ回线路保护动作情况

表2(Table 2)

表2 故障时220 kV母线保护动作情况

表2 故障时220 kV母线保护动作情况

2 故障原因分析2.1 保护动作分析2.1.1 召庙侧线路保护动作分析

由于张家营侧张召Ⅱ回线路252电流互感器U相爆裂，故障点在线路保护电流差动保护范围内，达到电流差动保护动作值（整定值为1.5 A，实际故障差流53.62 A），召庙变电站2套线路保护电流差动保护动作，跳开张召Ⅱ回线路258断路器U相，2套保护装置重合闸均动作，U相断路器重合，重合到故障点后距离加速、零序加速保护动作跳开258断路器三相，切除故障，同时RCS-931B保护装置向张家营发远跳命令。

2.1.2 张家营侧线路保护动作分析

从张家营侧张召Ⅱ 回线路252 断路器RCS-931B保护录波图（图2）可以看出，故障前U相电流增大，保护装置已启动，但电流未达到差动保护动作值（差动保护动作最低值为3 A），说明此时U相电流互感器已发生异常。装置启动后29 620 ms，U相电流互感器爆裂，U相电流增大，达到差动保护动作值（差动电流为106.64 A），2套保护装置电流差动保护动作，29 676 ms（保护动作经过56 ms）252断路器U相跳闸，29 678 ms（经过2 ms）220 kVⅡ段母差保护动作，此时RCS-931B保护装置启动尚未返回，所以RCS-931B保护装置再次发电流差动动作命令，跳开252断路器三相。

图2(Figure 2)

图2 张家营侧张召Ⅱ回线路保护录波图

2.1.3 张家营侧母线保护动作分析

根据母线保护装置故障录波图（图3）分析，故障时张家营220 kVⅡ段母线U相电压为0 V，母线保护复合电压低电压定值为66 V，满足Ⅱ段母线差动保护开放条件，Ⅱ段母线差动保护开放。此时Ⅱ段母线小差电流及大差电流值均为123 A，达到母差保护动作定值（比率差动门槛值为5 A）。经延时2套母线差动保护动作，先跳开212母联断路器，然后跳开Ⅱ段母线上所有断路器，切除故障。

图3(Figure 3)

图3 张家营侧母线保护录波图

对现场调取的张家营变电站和召庙变电站的线路保护、母线保护、故障录波器故障时刻波形图进行综合分析，认为线路保护及母线差动保护各套继电保护装置动作行为均正确。

2.2 原因分析

《GB/T 14285—2006 继电保护和安全自动装置技术规程》中4.8.5条规定：母线保护动作或失灵保护后，除一个半断路器接线外，对不分支且带有纵联保护的线路，应传送远方跳闸信号，使对侧相应纵联保护快速跳闸并闭锁重合闸^{[ 1 ]}。

由于张召Ⅱ回线路张家营侧线路保护未接入远方跳闸回路，导致在张召Ⅱ回线路电流互感器发生U相接地故障时，张家营侧母线差动保护虽已动作跳开Ⅱ段母线上运行的所有断路器，但由于252断路器线路保护装置未向召庙侧纵联保护发远方跳闸命令，召庙侧张召Ⅱ回线路258断路器保护判定U相接地故障时，2套线路保护电流差动保护动作，258断路器单跳单合，重合到故障点后断路器三跳。由于重合到故障点，对系统造成很大的冲击^{[ 2 ]}。

经以上分析可以看出，包头供电局早期投入运行的220 kV线路未接入远方跳闸回路，是导致本次故障的直接原因。

3 220 kV线路保护远方跳闸回路改造

针对本次故障的原因，对220 kV线路保护远方跳闸回路进行了改造。《华北电网继电保护标准化设计——原则篇》中规定：动作于永跳的保护应闭锁重合闸，并由操作箱中TJR永跳继电器实现^{[ 3 ]}。因母线保护仅实现三相跳闸，并且闭锁重合闸，同时纵联保护在双母线母差保护动作或失灵保护动作时，要采取使线路对侧相应纵联保护快速、可靠跳闸的措施，所以母差保护、失灵保护动作后的接点应接至纵联保护的“远跳”开入。

3.1 远方跳闸原理

当母差保护、失灵保护动作跳开断路器时，操作箱中的永跳继电器TJR动作，相应的TJR接点闭合，纵联保护装置远跳开入。保护装置采样远跳开入为高电平时，经过互补校验处理，作为开关量，连同电流采样数据及CRC校验码等，打包为完整的1帧信息，通过数字通道，传送至对侧保护装置。对侧保护装置收到远跳信号后，保护装置启动出口跳闸，同时闭锁重合闸。远方跳闸原理如图4所示。

图4(Figure 4)

图4 远方跳闸原理

3.2 改造方案

根据远方跳闸的原理，远方跳闸的开入只能接入永跳继电器TJR的长开接点。对包头供电局现运行但未接入远方跳闸回路的220 kV线路进行了检查，发现北京四方继保自动化股份有限公司生产的FCX-12J-1 型和许继电气股份有限公司生产的ZFZ-12S型分相操作箱，将永跳继电器TJR接点与三跳继电器TJQ接点并联后输出供保护使用，由于在装置内部已将TJR与TJQ接点焊死，不能分开，所以不满足远方跳闸开入的要求，因此不能直接接入远方跳闸回路。

经过对该型号操作箱操作回路进行全面分析后，决定利用分相操作箱中的备用中间继电器1ZJ、2ZJ，使1ZJ、2ZJ中间继电器线圈与TJR继电器线圈并联，将中间继电器的长开接点扩充为远方跳闸开入接点，接入远方跳闸回路。改造方案如图5所示。

图5(Figure 5)

图5 改造方案

3.3 现场试验

确定改造方案后，选择1条220 kV线路进行实施。回路改造完成后，现场进行了模拟试验。当母差保护或失灵保护动作跳该线路断路器时，由于已将操作箱中TJR继电器与ZJ继电器线圈并联（如图5 所示），在启动1TJR1、1TJR2、1TJR3、2TJR1、2TJR2、2TJR3 继电器的同时，中间继电器1ZJ、2ZJ启动，相应长开接点1ZJ1、1ZJ2、2ZJ1、2ZJ2接点闭合，由于已将中间继电器接点接入纵联保护装置的远方跳闸回路，保护装置收到远方跳闸开入，向对侧纵联保护发远方跳闸命令，使线路对侧断路器快速跳闸。

现场试验结果表明，220 kV线路保护中加入远方跳闸回路，可抑制断路器重合到故障点而产生的谐振过电压，减少一次设备的损坏，保障系统安全稳定运行。

4 结束语

通过上述分析可知，包头供电局早期投运的220 kV 线路由于FCX-12J-1 型和ZFZ-12S 型分相操作箱存在设计缺陷，不满足继电保护和安全自动装置技术规程要求，需要对二次系统进行改造。在220 kV线路保护中接入远方跳闸回路后，提高了继电保护装置动作的可靠性，使得早期投产的线路保护方式更加合理。包头供电局已按计划进行了大范围的改造工作，从而提高了二次系统运行可靠性，保证了电力系统的稳定运行。