0 引言

变压器是电力系统中的关键设备，承担着电压变换、电能分配和传输等功能。主变压器故障不仅严重影响电力系统的正常输电，而且会引发大规模停电事故，严重影响电网的安全稳定运行。本文以一起220 kV变电站主变压器跳闸事故为例，对现场保护配置、整定计算、运行方式以及事故处理措施进行分析总结，为同类型事故处理提供参考。

某220 kV变电站现有3台主变压器，容量均为90 MVA，电气主接线如图 1所示。2014-08-31T10：08，2号主变压器三侧断路器202、152、952跳闸；3号主变压器两侧断路器203、153跳闸（断路器953在断开位置）；母联断路器910自投装置自投成功，2号站用变压器断路器962跳闸，后台监控机、集控机和通信管理机失电。10：19，母联断路器212、1号主变压器断路器201先后跳闸。10：25，依次合上母联断路器212、断路器201，1 号主变压器恢复运行。10：32，1号主变压器三侧断路器跳闸。最后，3台主变压器全部跳闸，2条联络线跳闸，电厂2台并网运行机组解列。事故损失负荷216 MW。

图 1

图 1 某220 kV变电站电气主接线示意图

1.2 事故发生时运行方式

事故发生时，变电站3 台220 kV 主变压器运行。1号、2号主变压器220 kV、110 kV、10 kV三侧运行，3号主变压器220 kV、110 kV两侧运行。

220 kV、110 kV母线采用双母线接线方式，10 kV母线为单母线分段接线方式。1号主变压器220 kV侧断路器接入Ⅰ段母线，110 kV侧断路器接入Ⅰ段母线，2号、3号主变压器220 kV侧断路器接入Ⅱ段母线，110 kV侧断路器接入Ⅱ段母线。220 kV母联断路器212、110 kV母联断路器110在合位，1号主变压器10 kV侧断路器接入Ⅰ段母线（母联断路器910在分位），2号主变压器10 kV侧断路器接入Ⅱ段母线，3号主变压器10 kV侧断路器接入Ⅲ段母线（通过母联断路器920），3台变压器并列运行。

110 kV侧Ⅰ回线路、Ⅱ回线路为变电站与电厂联络线。

事故发生前，电压互感器（以下简称TV）983因故障停运，临时敷设了二次电缆，10 kVⅢ段母线电压取自TV 982。当2号、3号主变压器跳闸后，现场运行人员合TV 981、982二次联络断路器。考虑到当时1号主变压器严重过负荷，随时可能跳闸，因此运行人员对2号主变压器进行试送。在合上断路器152后，主变压器出现异常声音，立即断开断路器152、202。在对2号主变压器进行检查时，1号主变压器断路器201、母联断路器212已跳闸，运行人员当时判断为误跳；10：25，合母联断路器212和断路器201，1号主变压器恢复运行。

10：32，1号主变压器三侧断路器跳闸，运行人员再次检查时发现TV 981二次侧W相熔断器熔断，随即将故障TV 982完全隔离，并更换TV 981 W相熔断器，TV 981恢复正常。对其他设备进行检查，无异常后，10：50，1号主变压器恢复送电。

11：30，对变电站3号主变压器进行检查，无异常后，3号主变压器恢复运行。检查2号主变压器保护装置时发现有重瓦斯动作信号，于是将2号主变压器由热备用转检修。至此事故处理结束，现场恢复运行。

该变电站于20世纪90年代末投运，变电站内设备运行时间已久，部分设备性能下降，且维护困难。发生事故的TV 982为常见的户内单相TV，已投运十多年，其绝缘、铁心叠片及绕制工艺已不能满足负荷需求，发热量过大致绝缘长期处于高温状态。同时由于二次侧负荷偏大，一、二次电流较大，使二次侧负载电流的总和超过额定值，造成TV内部绕组发热量增加，尤其是在电压高于额定电压（10 kV）情况下，TV内部发热更加严重^[1]。本变电站采用中性点非有效接地系统，因此一次侧电压在运行中容易发生三相不平衡，当某相出现高电压时，该相TV容易发生热膨胀爆裂，造成熔断器熔断。

主变压器保护配置了不同型号、不同保护原理的双套保护装置，符合《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》要求^[2]。具体配置情况见表 1。

表 1

表 1 3台主变压器保护装置配置情况

表 1 3台主变压器保护装置配置情况

2.3 保护装置动作情况 2.3.1 2号主变压器

故障发生时，第1套保护装置动作，动作类型为中压侧复合电压闭锁过流Ⅰ段三时限，动作值4.47 A（保护定值2 A），保护延时3900 ms。

故障发生时，3号主变压器第1套保护装置动作，动作类型为中压侧复合电压闭锁过流Ⅱ段一时限，动作值2.63 A（保护定值2.6 A），保护延时3900 ms。

10：19，1号主变压器第1套保护装置动作跳闸，动作类型为高压侧复合电压过流Ⅰ段一时限，动作值3.859 A（保护定值2 A），保护延时3300 ms。

10：32，第2套保护装置动作，跳开1号主变压器侧断路器。动作类型为中压侧复合电压闭锁过流Ⅰ段三时限，动作值为2.18 A（保护定值为2 A），保护延时为3900 ms。

结合WBZ-500型保护装置方向过流及过流保护逻辑简化图（见图 2）及CSC-326D型保护装置复流保护控制字，分析认为1号主变压器复合电压闭锁元件开放是因为复合电压现场整定原则为取三侧（高、中、低压三侧如果有一侧电压开放，复合电压闭锁元件就会开放）。

图 2

图 2 WBZ-500型保护装置方向过流及过流保护逻辑简化图

2.5 事故原因分析

2号、3号主变压器跳闸后，1号主变压器仍在运行状态。此时1号主变压器所带负荷约为160 MW，严重过负荷（额定容量为90 MW）。在试送2号主变压器前，由于10 kV TV布置在一楼高压室，而TV并列装置布置在三楼保护间，楼上运行人员将TV 981与TV 982二次联络断路器合上且试送2号主变压器时，因楼上、楼下运行人员沟通、配合不好，楼下运行人员未能及时将故障TV 982完全隔离，造成TV981 W相熔断器在运行中熔断。

因1号主变压器保护装置整定为复合电压取主变压器三侧电压，当有一侧TV发生断线，即导致复合电压闭锁元件开放^[3]，最终引起1 号主变压器CSC-326D型保护装置高压侧复合电压闭锁方向过流保护Ⅰ段（指向母线）动作，先后跳开母联断路器212、1号主变压器断路器201，与电厂解列。

运行人员在没有认真检查设备的情况下，急于恢复1号主变压器运行。此时，TV 981二次系统仍处于断线状态，1号主变压器接带全变电站110 kV、10 kV 负荷，在负荷恢复过程中，当负荷达到40.8 MW时，1号主变压器中压侧保护装置复合电压闭锁过流保护动作，三侧断路器跳闸。这时，运行人员再次检查才发现TV 981一次侧W相熔断器熔断，最终将故障TV 982完全隔离，并更换TV 981一次侧W相熔断器后，试送1号主变压器成功。

（1） 没有建立事故预案，事故处理组织混乱。

（2） 运行人员巡视检查流于形式，没有及时发现故障点，未能及时隔离故障TV。

（3） 保护整定值不合理，存在故障隐患。

（4） 运行人员责任心不强，没有发现10 kVⅡ段母线TV断线的后台告警信息。

（5） 设备维护管理不到位，事故前TV 983因事故停运，没有尽快更换而是敷设临时电缆，从TV982转接电压，从而波及正常运行的3号主变压器，扩大了事故范围。

针对本次事故，建议采取以下整改措施。

（1） 尽快更换停运的TV 983，拆除用于临时转接电压的二次电缆，恢复3号主变压器系统的正常运行。

（2） 对3台主变压器保护装置重新进行整定，根据现场情况将高压侧复合电压元件整定为取主变压器三侧电压，将中压侧复合电压元件整定为取本侧电压。 （3） 日常工作中要通过事故演习来提高运行人员的事故处理能力，及时发现生产工作的薄弱环节，并加以整改。不定期对运行人员进行反事故和事故处理预案的现场演习，做好事故预想，明确事故状态下的处理方法和步骤，保证事故发生时能快速处理，防止事故扩大^{[4, 5]}。

（4） 变电站运行人员作为事故预案的具体实施人员，只有做到将事故处理措施烂熟于心，当真正发生事故时才能积极、迅速、妥善地处理事故。

虽然事故的发生有偶然因素，但导致事故扩大的直接原因主要是人为因素。为了避免再次发生类似事故，关键要抓好各项规章制度的贯彻执行和落实，规范变电站电气操作规程。运行人员要不断提高业务能力，加强责任心，从根本上杜绝事故发生。