黨超鋒　郭藝偉

摘 要：110kV線路缺陷和安全隱患的出現(xiàn)對供電質(zhì)量會產(chǎn)生很大影響，因此，要進行認(rèn)真排查和整改，避免因線路故障導(dǎo)致主變事件發(fā)生。文章對110kV主變跳閘情況產(chǎn)生的原因進行了分析，希望在以后的工作中防止此類故障發(fā)生。

關(guān)鍵詞：110kV主變跳閘；情況；原因分析

1 事件概況

2013年7月4日早，雷雨天氣，響雷不斷。07時52分110千伏正村變電站正#1主變本體重瓦斯保護動作，主變?nèi)齻?cè)跳閘，所帶正10千伏西母I段失壓，09時05分，合上正10開關(guān)，恢復(fù)正10千伏西母供電。

正村變停電前負(fù)荷33606KW，停電后負(fù)荷26402KW，減少負(fù)荷7200KW，損失電量4000KWH。

事件發(fā)生后，當(dāng)日市公司出具的正#1主變絕緣油色譜分析報告認(rèn)為故障性質(zhì)為“電弧放電兼過熱”。

2 設(shè)備基本情況

2.1 正#1主變基本情況

正#1主變自97年投運以來，2011年4月曾大修過，未發(fā)現(xiàn)明顯異常，試驗合格。2012年至今因10kV線路故障沖擊而#1主變跳閘有4次（不含此次跳閘），2013年5月，絕緣油試驗合格。該主變近3年來，一直重載，110kV李村變投運后，系統(tǒng)方式優(yōu)化，情況有所好轉(zhuǎn)，但隨著負(fù)荷增長，在今年7月1日載容比在正常運行方式下為84%。故障前載容比為42%。

2.2 事件前后運行方式和二次保護投入情況

事件前方式：正#1、#2主變運行，110千伏1、2萬正線并列運行送電至正110千伏西母，正110千伏母線并列運行、35千伏母線并列運行，正10千伏母線分列運行。

正#1主變保護定值

處理后方式：正#2主變運行，正#1主變停運，110千伏1、2萬正線并列運行送電至正110千伏西母，正110千伏母線并列運行、35千伏母線并列運行、正10千伏母線并列運行。

2.3 避雷器配置和校驗情況

根據(jù)以上避雷器信息，避雷器配置符合站內(nèi)各等級設(shè)備要求。2011年4月，以上避雷器、全站主設(shè)備及接地網(wǎng)電阻測試均合格。

3 事件經(jīng)過

3.1 綜自信號記錄

07時52分，值班人員看到變電站圍墻外有雷電，同時發(fā)現(xiàn)正#1主變跳閘。查看綜自后臺，保護動作過程如下：

07：52：54 916ms 10kV正王線保護啟動，52：55 946ms 10kV正王1電流III動作，開關(guān)分。52：57 563ms 正王1開關(guān)重合閘動作成功。其中07：52：54 923ms至 934ms 正1主變?nèi)齻?cè)后備保護啟動。

07：52：57 606ms 正1主變差動保護啟動，52：58 185ms 正1主變本體重瓦斯動作，242ms正111開關(guān)分、248ms正101開關(guān)分、291ms正351開關(guān)分。

3.2 檢查站內(nèi)一、二次設(shè)備和站外設(shè)備情況

站內(nèi)檢查情況：故障發(fā)生后，經(jīng)巡視發(fā)現(xiàn)站內(nèi)設(shè)備無異常，站內(nèi)設(shè)備只有“正111、正351、正101”三個開關(guān)跳閘。主變外觀無異常，經(jīng)油化驗后，結(jié)果表明“主變內(nèi)部發(fā)生電弧放電兼過熱的故障”。正王1開關(guān)在合位，開關(guān)柜及所屬設(shè)備無異常。因正10故障前在分位，正101跳閘（帶10kV西母），當(dāng)時站上所帶10kV線路停電情況為：正10kV西母出線線路5條全停（I正城、正鈺、正王、I正澗、正街）。

110kV及35kV母線PT、1#主變避雷器計數(shù)器無動作。

站內(nèi)二次設(shè)備檢查情況：檢查保護裝置綜自后臺事件記錄，正王1開關(guān)電流III段動作，開關(guān)跳閘，重合閘成功；正1#主變重瓦斯動作，三側(cè)跳閘。其他保護裝置無動作情況。

站外設(shè)備情況：站外10kV西母所帶正王線（專線用戶）出線，發(fā)生1#、4#二處斷線、8#桿一處中邊兩相瓷瓶半幅破碎，值班人員目擊該出線遭到雷擊。

3.3 故障隔離和恢復(fù)負(fù)荷情況

故障隔離情況：08：46將正#1主變停止運行解除備用做安全措施，正#1主變做試驗。

恢復(fù)負(fù)荷情況：09：15正10kV西母所有負(fù)荷除正王外全部恢復(fù)運行。

4 原因分析

正王線保護動作情況分析：正王線遭到雷擊，三相短路，正王線、故障電流（以下均為一次值）實際最大為8748A，故障電流且因雷擊電流消失而逐漸減小，因正王線CT變比75/5較?。ㄘ?fù)荷小），產(chǎn)生磁飽和，反映最大故障電流為862A，因而根據(jù)正王線定值，不滿足速斷定值1500A，滿足過流定值90A，1S，正王1開關(guān)保護延時1s正確動作分。后經(jīng)正王線1.5S重合閘延時，正王1開關(guān)重合閘成功。

主變動作情況分析：正王1重合閘43ms后，再次出現(xiàn)故障電流最大值為低壓側(cè)24000A（8倍額定）、中壓側(cè)2308A（4.9倍額定）、高壓側(cè)833A（5.3倍額定）。因不滿足1#主變差動保護定值；故障電流瞬間高峰后逐漸減小不滿足主變后備保護延時動作定值；滿足正王線過流延時1S跳閘定值；故障沒有迅速隔離，故障延時579ms后，主變內(nèi)部突發(fā)較大電弧放電兼過熱的故障，主變重瓦斯動作。

正#1主變?nèi)齻?cè)和10kV線路避雷器配置及接地網(wǎng)電阻都滿足規(guī)程要求，因而正#1主變故障跳閘的原因是，主變因10kV線路出線近端遭受超過避雷設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)的雷擊而受到較大雷擊電壓電流的沖擊，因而主變內(nèi)部發(fā)生電弧放電兼過熱的故障，產(chǎn)生氣體，重瓦斯動作，三側(cè)跳閘。

5 防范措施

排查正村變電站站內(nèi)二次保護設(shè)定情況，對定值計算、定值整定、軟硬壓板投退、按規(guī)程定期保護試驗情況進行檢查。

全面排查，根據(jù)線路短路電流值的大小進行合理的CT變比配置，減少因CT保護用變比較小，達(dá)不到速斷值，而影響故障切除時間。

對正2#主變等各站主變的絕緣油進行化驗，進行認(rèn)真分析，根據(jù)結(jié)論，制定措施，嚴(yán)格落實相關(guān)檢修規(guī)定。

檢查站內(nèi)外設(shè)備和線路的防雷措施運行情況，現(xiàn)有的防雷設(shè)施一定要維護投運到位。

對站內(nèi)設(shè)備接地網(wǎng)電阻進行測試，不合格的給予及時整改。

對正王柜及附屬設(shè)備、電纜、線路、避雷設(shè)施進行全面試驗和隱患排查。