（广西电建电力工程有限公司）
摘要：本文针对一起110kV电站主变三侧开关跳闸事故，分析跳闸过程中调度自动化系统发出的信号，指出其中的瞬间接地信号有助于判断故障点的位置，并分别阐述该站35kV和10kV系统对失电负荷恢复送电的处理过程，对同类型事故的处理具有指导意义。
关键词：110kV主变；跳闸；原因；防范措施
主变事故跳闸会对供电可靠性产生重大影响，甚至导致对外限电。为了保护变压器，调度规程规定：变压器瓦斯或差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前不得送电。本文针对一起110kV变电站主变跳闸事故，分析故障原因及各开关的动作情况，总结了事故的处理过程。
1.实例1：事故情况及原因分析
该110kV变电站一次接线如图1所示，设计有3台3圈变压器，包含110kV、35kV、10kV三个电压等级。其中，110kV侧为线变组接线方式；35kV侧包含甲、乙、丙三段母线，甲乙、乙丙母线间通过分段开关联络；10kV侧包含甲、乙I、乙II、丙四段母线，甲乙I、乙II丙母线间通过分段开关联络；#1主变、35kV甲母线及10kV甲母线未送电。
.png)
图1 某110kV变电站一次接线示意图
.png)
事故前，该站运行方式为：110kV进线乙供#2主变及10kV乙I、乙II母线，110kV进线甲供#3主变、35kV乙／丙母线及]0kV丙母线，35kV乙丙分段开关合环，#2主变35kV侧开关解环，10kV乙II丙分段开关解环，10kV分段备投投入。受容量所限，#2主变同时供三段母线易引起过负荷。10kV分段备投具备联切功能，即当备自投动作，合上乙II丙分段开关时，同时拉开#2主变10kV乙I侧开关，合上10kV甲乙1分段开关，将乙I母线调由#1主变供电。某日，#3主变跳闸时，调度自动化系统监控到的信号见表1。
由表l可知，主变跳闸前35kV丙母线出现了两次瞬间接地；之后#3主变比率差动保护和差动速断保护动作跳开主变三侧开关，导致10kV丙母线失电；接着10kV乙II丙分段备自投动作合上乙II丙分段开关，拉开#2主变10kV乙I侧开关，但因该站的#1主变和10kV甲母线未送电，从而导致乙I母线失电。至此，该事故共造成35kV乙、丙母线和10kV乙I母线失电。通过35kV丙母线的两次瞬间接地信号，推测故障点在#3主变35kV侧的概率更大。随后现场重点检查#3主变35kV侧，最终确认是监控用穿线管落在#3主变35kV电缆接头处造成主变AB相故障[1]。
2.事故处理分析
2.135kV系统处理过程
该站35kV系统的联络关系及事故后开关的分合位置如图2所示，甲站为故障站，乙站和丙站与甲站存在联络；白色开关表示开关在分位，黑色表示开关在合位；金晶玻璃、思远化工等为双电源用户，均为停电调度，即供电线路停电后才能启用备用线路供电；T表示开关柜，其内部接线不再展开。
.png)
图2 35kV系统联络关系图
35kV系统处理流程如下。
（1）通知金晶玻璃将负荷调富韩线供电，富太线不作备用。（2）#2主变35kV侧开关在热备用位置，若合上该开关可由#2主变恢复35kV乙、丙母线供电，但多次远方控合该开关均未成功，由此怀疑现场设备存在问题，通知特巡#2主变。（3）35kV乙母线上未带负荷，而35kV丙母线上所带富太线已调出，且失电前富山线电流为30A，乙站海富乙线电流为282A，能够承受丙母线所带负荷，因此，远方拉开35kV乙丙分段开关，合上甲站海富乙线开关串供
35kV丙母线，恢复富山线、富太线供电。（4）因线路串供母线风险较大，在确认#2主变正常，
35kV侧开关具备送电条件后，令现场合上#2主变35kV侧开关以及35kV乙丙分段开关，拉开甲站海富乙线开关，35kV乙、丙母线调由#2主变供电[2]。
2.210kV系统处理过程
该站10kV系统的联络关系及事故后开关的分合位置如图3所示。
.png)
图3 10kV系统联络关系图
事故后，lOkV乙I母线失电，考虑到动作原因为10kV备投联切，且多次控合#2主变10kV乙I母线侧开关均未成功，则可能有以下两种情况。（1）现场设备正常，具备送电条件，则合上#2主变10kV乙I母线侧开关，恢复10kV乙1母线供电。（2）若现场设备有问题而无法送电，则通过10kV线路的手拉手联络将负荷调出。10kV联络点内部接线如图4所示。物流线与龙岗线联络点为物流T3、龙岗T2，联络开关为龙岗T2H03，因此合上龙岗T2H03开关，拉开甲站物流线开关，则可将物流线负荷调龙岗线供电，而事故前物流线电流为122A，龙岗线电流为46A，满足线路的承受能力。铁路线与路园线联络点为铁路T1、路园T5，联络开关为路园T6H05，因此合上路园T6H05开关，拉开甲站铁路线开关，则可将铁路线负荷调由路园线供电，而事故前铁路线电流为10A，路园线电流为180A，满足线路承受能力[3]。
.png)
图4 10kV联络点内部接线图
3.实例2事件简述
某日某110kV正村变电站正#1 主变本体重瓦斯保护动作，主变三侧跳闸，所带正10千伏西母I段失压，合上正10开关，恢复正10千伏西母供电。正村变停电前负荷33606KW，停电后负荷26402KW，减少负荷7200KW，损失电量4000KWH。事件发生后，当日市公司出具的正#1主变绝缘油色谱分析报告认为故障性质为“电弧放电兼过热”。
检查站内一、二次设备和站外设备的情况：站内检查情况：故障发生后，经巡视发现站内设备无异常，站内设备只有“正111、正351、正101”三个开关跳闸。主变外观无异常，经油化验后，结果表明“主变内部发生电弧放电兼过热的故障”。正王1开关在合位，开关柜及所属设备无异常。因正10故障前在分位，正101跳闸（带10kV西母），当时站上所带10kV 线路停电情况为：正10kV 西母出线线路 5 条全停（I 正城、正钰、正王、I 正涧、正街）。110kV 及 35kV 母线 PT、1# 主变避雷器计数器无动作。站内二次设备检查情况：检查保护装置综自后台事件记录，正王1开关电流 III 段动作，开关跳闸，重合闸成功；正1# 主变重瓦斯动作，三侧跳闸。其他保护装置无动作情况。站外设备情况：站外10kV西母所带正王线（专线用户）出线，发生1#、4#二处断线、8#杆一处中边两相瓷瓶半幅破碎，值班人员目击该出线遭到雷击。
4.原因分析
正王线保护动作情况分析：正王线遭到雷击，三相短路，正王线、故障电流（以下均为一次值）实际最大为8748A，故障电流且因雷击电流消失而逐渐减小，因正王线CT变比75/5 较小（负荷小），产生磁饱和，反映最大故障电流为 862A，因而根据正王线定值，不满足速断定值1500A，满足过流定值90A，1S，正王1开关保护延时1s正确动作分。后经正王线1.5S重合闸延时，正王1开关重合闸成功。主变动作情况分析：正王1重合闸43ms后，再次出现故障电流最大值为低压侧 24000A（8倍额定）、中压侧 2308A（4.9倍额定）、高压侧833A（5.3倍额定）。因不满足1#主变差动保护定值；故障电流瞬间高峰后逐渐减小不满足主变后备保护延时动作定值；满足正王线过流延时1S跳闸定值；故障没有迅速隔离，故障延时579ms后，主变内部突发较大电弧放电兼过热的故障，主变重瓦斯动作。正#1主变三侧和10kV线路避雷器配置及接地网电阻都满足规程要求，因而正#1主变故障跳闸的原因是，主变因10kV线路出线近端遭受超过避雷设计标准的雷击而受到较大雷击电压电流的冲击，因而主变内部发生电弧放电兼过热的故障，产生气体，重瓦斯动作，三侧跳闸[4]。
5.防范措施
排查正村变电站站内二次保护设定情况，对定值计算、定值整定、软硬压板投退、按规程定期保护试验情况进行检查。全面排查，根据线路短路电流值的大小进行合理的CT变比配置，减少因 CT保护用变比较小，达不到速断值，而影响故障切除时间。对正2#主变等各站主变的绝缘油进行化验，进行认真分析，根据结论，制定措施，严格落实相关检修规定。
检查站内外设备和线路的防雷措施运行情况，现有的防雷设施一定要维护投运到位。对站内设备接地网电阻进行测试，不合格的给予及时整改。对正王柜及附属设备、电缆、线路、避雷设施进行全面试验和隐患排查。
参考文献：
[1]邓永红.某变电所110kV线路跳闸原因分析[J].信息技术，2019，2（11）：196.
[2]李进，文莹，朱景林.110kV开关异常跳闸事故排查及分析[J].中国新技术新产品，2012，11（23）：113-114.
[3]汪泽州，徐光年，马勤良.110kV变电站两种运行方式分析[J].农村电气化，2014，6（5）：90-91.
[4]钟世民，王文刚.110kV变电站主变跳闸事故分析及处理[J].电工技术，2013，5（1）：41-42.