本文针对系统容量的不断增大或电网结构变化等原因，电力系统中某些变电站的6-35kV低压侧馈线发生近区故障，会出现特大的短路电流，超过额定电流的100（工频）以上，大大超过所用电流互感器10%误差所允许的电流倍数，电流互感器严重饱和，传变失真，影响到继电保护动作的性能；电气主设备承载能力差，抗短路电流能力较差，不能满足运行要求；主变后备保护整定对35kV和10kV母线及出线近区短路切除时间较长等原因进行分析，并提出相应防范措施。

事故经过

运行方式：110kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行，两台主变分列运行，100母联热备用状态。2012年7月12日22时40分， 110kV某变电站10kVⅠ段母线接地，22时42分，10kV XXX路线过流Ⅱ动作，开关跳闸；重合闸动作，开关合闸；电流加速段动作，开关跳闸。22时42分1号主变本体重瓦斯动作，跳开1101、101开关。

事故发生后检查设备：10kV XXX路线开关柜后柜门受短路电流冲击，向外突出变形，柜内出线电缆头三相分支引线绝缘全部烧毁，电缆头分支引线A 、B相有明显短路烧伤痕迹，柜内避雷器三相全部烧毁，零序CT烧毁，手车开关下触头绝缘护套管烧伤变形。

事故原因调查分析

1.保护检查情况

1）1号主变本体重瓦斯保护动作出口，1101、101开关跳闸；1号主变差动保护、高后备保护、低后备保护均启动；综合分析保护装置报告、故障录波数据及当地监控系统信息，确证首先是10kVⅠ段A相接地，1分28秒后发展为ABC三相短路故障。

2）1号主变保护装置、10kV XXX路线保护装置进行了检查，装置运行正常，保护动作行为正确。10kV XXX路线二次回路破坏严重，电流互感器本体二次回路接线线芯绝缘损坏，线芯全部裸露。

2.电气试验情况

1）变压器变比试验。运行档位高压侧绕组BC与低压侧绕组bc变比误差为5.3%，远远大于规程中变比误差不超过±0.5%的要求。

2）变压器绕组直流电阻试验。10kV绕组直流电阻a相与b相互差为7.6%、a相与c相互差为18.6%、b相与c相互差为27.6%，大于规程中各相电阻互差2%的要求。

3）绕组变形测试。10kV绕组C相与A、B两相有明显差异。

4）变压器本体色谱及瓦斯气样分析存在异常，其结果如表1（单位：ppm）。

表1

运用三比值法分析，变压器内部存在低能量放电。

3保护动作情况分析

1）调取故障录波图分析

根据某10kVXXX线线路保护装置故障报告、1号主变保护装置故障报告、故障录波图及变电站后台信息进行综合分析：2012年7月12日22：40：59.019ms 10kVⅠ段母线A相接地，22：42：26.620ms发展为ABC三相短路，故障电流最大18.1kA,持续30ms A相出现锯齿波，如图1所示。

某10kVXXX线电流互感器（300/5，10P20）处于深度饱和，随后A、C相电流基本接近于零，但从故障录波器录波图，1号主变差动、高后备及低后备装置录波图，如图2所示。

可以看出，在此后故障电流一直存在（主变101电流互感器4000/5），三相短路故障持续到1740ms左右，某10kVXXX线线路保护装置A相再次出现6.6kA左右平顶短路电流(电流互感器仍无法正常传变)，此电流远大于电流Ⅱ段定值（300/5,47.3A）；22：42：28.364ms 10kV XXX线电流Ⅱ保护动作，开关跳闸。22：42：29.408ms重合闸动作，重合于永久故障，短路电流（严重畸变）持续110ms,22：42：29.621ms电流加速段动作跳开开关,故障切除。

图1 线路保护装置录波图

图2 主变后备保护录波图

2）1号主变保护动作情况分析

故障最初是某10kVXXX线路侧故障，对主变差动而言是区外故障，故主变差动保护不动作；故障在主变后备保护范围之内，但由于故障时间（约1800ms）未达到主变后备动作时间（低后备2500 ms，高后备2800 ms），后备保护不动作；在某10kVXXX线故障过程中，变压器内部出现故障，于22：42：29.876 ms本体重瓦斯动作，跳开1101和101开关。

4.1号变压器损坏原因分析

1）经对系统理论计算，本变电站两台主变并列运行时，10kV母线短路电流为43.7kA，分列运行时短路电流为23.4kV，按照设备选型原则，电流互感器保护级应选择1200/5 10P30。

而本线路电流互感器变比为300/5,10P20，线路保护用电流互感器抗饱和能力不满足系统运行要求，在10kV出线近区短路时（短路电流最大可达146倍额定电流，本次故障电流可达62倍额定电流）。

电流互感器原理如图3所示，当特大电流（100倍额定值以上）流过电流互感器时，Ts非常小，I2的饱和波形多为尖脉冲，形成如图1的波形。故障电流中含有直流分量和各种高次谐波分量，使电流互感器饱和后等效时间常数Ts≈（L+Lμ）/R,很快变小，饱和段的过渡过程很短，电流互感器迅速深度饱和不能正确传变短路电流致使线路故障不能瞬时切除，是导致1#变压器低压绕组损坏的主要原因。

图3 电流互感器原理图

2）1号变压器为2006年8月生产的产品，其型号为SZ10-50000/110，于2007年6月30日投运，投运以来，每年对其进行一次色谱周期性分析，在2009年3月期间，根据国网公司《输变电设备状态检修试验规程》要求，对其进行了第一次例行试验和检查，未发现变压器内部存在任何异常，一直处于安全稳定运行。

本次某10kVXXX电缆发生三相短路，通过故障录波分析，1号变压器10kV绕组通过的短路电流为18.102kA，持续时间1.743秒。调阅本变压器相关技术协议，协议中明确规定，某某变10kV系统短路水平为50kA，在4秒持续时间内各部位无损伤和明显变形。在实际短路电流远小于系统短路水平，且持续时间不足2秒的情况下，10kV绕组内部出现了故障，因此，抗短路能力不足是本次变压器损坏的直接原因。

3）线路保护装置动作行为分析

在暂态短路电流的作用下，不管电流互感器饱和程度如何，总存在一段不饱和的时间Ts，有些微机保护装置利用这一特点，抢在电流互感器饱和前做出判断，但当短路电流100倍额定值以上流过电流互感器时，仅在一次电流过零点时存在一段不饱和区，Ts很小，仅靠大大提高保护装置的采样率，给保护设计带来极大的困难。

一般微机保护装置采样频率较低，而且都采用一定长度的数据窗内的若干个采样数据计算电流的大小，如果I2波形变得很窄的尖脉冲时，在一个数据窗内可能可能仅采到很少的几个点（甚至采不到），其他点采样值接近于零，这样计算出来的故障电流肯定偏小或接近零。近区发生严重故障，可能产生特大电流，且短路电流中含有大量的谐波分量，特别是直流分量，使电流互感器迅速抗饱和，造成保护装置拒动后，由上一级保护动作切除故障，损坏设备或扩大停电范围。

4）电缆终端头质量较差，制作工艺不符合规范，缺乏有效管控措施。事故后对部分电缆头进行解剖。

经过分析，电缆损坏的原因主要有以下两点，一是电缆终端本身质量存在问题，应力锥部位收缩不均匀，存在空气间隙。二是电缆终端制作工艺存在问题，如半导体端部不倒角、电缆绝缘层划伤等。当电缆在正常运行过程中，这些缺陷会逐步发展，遇到电压升高时，会造成绝缘击穿，形成相间短路。

5）在设备选型方面，电流互感器应按照各回路的最大短路电流和额定工作电流的比值在合理范围内，以保证保护用电流互感器的工作精度。

保护用电流互感器实际上是在超过额定电流许多倍的短路电流流过一次绕组时，互感器才有效工作，向二次传递信息。而我们对电流互感器变比的选择，特别是在大电流下的传变特性比较模糊，导致保护选用电流互感选型错误。本次事故就是在特大短路电流下，迅速抗饱和，电流传变失真，线路保护拒动，扩大事故。

防范措施

1） 严把设计图纸审查关，确保主要设备的选型正确，使所用设备满足运行需求。根据各变电站实际短路容量，重新校核现有电流互感器保护级的性能是否满足继电保护正确动作的要求。首先应保证在稳态对称短路电流下的误差不超过规定值。

对于短路电流非周期分量和互感器剩磁等暂态影响，应根据互感器所在系统暂态问题的严重程度，所接保护装置的特性、暂态饱和可能引起的后果和运行经验等因素，予以合理考虑，更换各站现不满足设备安全运行要求的电流互感器。

2）严把主设备，尤其是变压器、断路器、互感器等设备的出厂监造、试验关，收集变压器抗短路强度试验报告，确保设备主要技术参数符合设计和技术规范的要求。

3）为防止变压器出口及近区短路，变压器35kV及以下低压母线应考虑绝缘化，10kV线路及变电站出口在2公里内采用绝缘导线。

4）开展变压器抗短路能力的校核工作。基于系统等值阻抗的方法，并按照实际母线电流情况进行校核，将其结果与制造商提供的最大短路电流进行比较，确定抗短路电流的能力不足的变压器。

限制变压器抗短路能力的关键因素为中、低压绕组的抗短路水平，因此，根据设备的实际情况有选择性地采取中性点加装电抗，加装三相固定式限流电抗器及可控电抗器等措施。

5）加强对主变压器中低压后备保护及馈线保护配置、整定值的研究，科学合理确定保护定值，力求在尽短的时限切除主变压器中低压母线或出线近区短路故障，减小主变压器损坏机率。

一是综合考虑各类因素，投入主变保护的限时过流保护。二是随着断路器性能不断提高和微机保护的应用，切除故障的时间缩短，可适当压缩馈线保护动作时限；对保护难以配合的短线路配置光纤保护，达到缩短主变中、低后备保护的动作时限。

6）特大电流流过电流互感器这种情况完全超出了电流互感器正常工作范围，特大电流产生在大型发电机低压侧出口，变压器低压侧，不可能仅靠改进保护装置的性能来适应这种不正常的状况。在一次系统设计和电流互感器选型时应设法避免出现特大短路电流所造成的不良后果。可通过适当提高电流互感器一次额定工作电流，调整运行方式或加装电抗器等措施限制短路电流。

7）加强电缆施工和维护管理。一是严把电力电缆及电缆附件的入网、选型关，尽量采用产品质量好、信誉高的企业产品。二是定期举办电缆头制作培训班，提高施工人员的工艺水平。严格执行《电缆施工工艺规范》，加大对电缆头制作质量的监督把关，确保电缆头施工质量。三是6-35kV电流较大的出线电缆选用单芯电缆，防止由于三芯统包电缆终端三岔故障引起的近区短路。

本文编自《电气技术》，标题为“近区故障引起110kV变压器损坏的故障分析及防范措施”，作者为吴玉硕、赵杰 等。