一起110kV智能化变电站送电过程中的跳闸事故分析

福建省送变电工程有限公司 盛 明

一起110kV智能化变电站送电过程中的跳闸事故分析

福建省送变电工程有限公司 盛 明

文章介绍了在一起关于110kV智能化变电站启动送电过程中，110kV备投保护不成功后的运行误操作导致了110kV线路避雷器气室击穿防爆膜爆裂，造成主变高后备保护动作跳闸。对事故原因进行了分析，同时提出了运行操作上存在的一些问题以及处理意见。

避雷器；击穿；保护动作；倒送电

1.工程概括

110kV XX智能化变电站，本期含两台主变，110kV两条进线（春江Ⅰ回111、春江Ⅱ回112），三段母线分别设置两个内桥（100、190），扩大内桥运行方式；10kV三段母线，#1主变单分支（901），#2主变双分支（992、994），#1、#2主变间设置1个母联分段开关（900）。主变高压侧均无断路器，采用110kV进线开关作为主变的高压侧开关。

2.事故描述

2016年7月，110kV XX智能化变电站启动送电。04:00，启动送电进线至备投试验阶段，在成功完成第一种备投方式试验后进行第二种方式下的备投试验时，110kV备投没有成功（备投未动作），10kV备投正确动作，试验成功。04:15，经过现场调试人员分析后要求重新恢复到试验前状态再试验一遍，运行人员向地调申请后，调度要求现场运行人员自行恢复。此时，#2主变低一分支992开关在分位，10kV母联分段900开关在合位， 110kV侧内桥二190开关、进行二112开关均在合位，对侧变电站春江Ⅱ回断路器在分位。04:27，运行人员自行恢复运行状态时将992开关遥控合闸，04:28监控报#2主变保护动作跳闸，190、992开关由合变分，110kV春江Ⅱ回112线路避雷器气室气压低报警，同时110kV GIS室伴随剧烈异响。GIS室全部被白色气体笼罩，有明显的臭鸡蛋气味。主变保护装置显示：“跳闸”，自产零序电压41.35V。待GIS室气体回收并充分通风30分钟后进入现场，初步检查发现：110kV春江Ⅱ回112线路避雷器防爆膜爆裂，A、C相避雷器监测仪均动作一次，B相监测器全部发黑。

3.故障原因分析

3.1对110kV备投未动作的原因分析

在进行110kV备投试验第一种方式时，根据本站备投保护逻辑，110kV的备投情况为：备投动作应跳开内桥一100开关，合内桥二190开关；10kV的备投情况为：备投动作应跳开901开关，合900开关。实际动作情况正确。在进行第二次备投试验时，即对侧变电站110kV春江Ⅱ回开关断开后，根据本站备投保护逻辑，110kV的备投情况为：备投动作应跳开进线二112开关，同时联跳内桥二190开关，合内桥一100开关；10kV的备投情况为：备投动作应跳开992开关，合900开关。然而110kV备投没有动作，10kV备投正确动作。经查发现110kV备投保护装置未充电。因为在此种方式下，110kV备投保护装置充电条件需要判190开关的合位（HWJ）以及合后位（KKJ），然后190开关是前一次备投试验时备投保护动作合上去的，190智能终端只将HWJ发送到备投装置，而KKJ并不会闭合，备投保护在未接收到智能终端的KKJ开入的情况下不会充电，故而备投保护不会动作。需要人工对位，即在进线一次手合或遥合190开关，使190开关智能终端操作箱KKJ闭合。

3.2对#2主变保护动作的原因分析

运行人员自行恢复运行状态时，#1主变尚处于运行状态，在#2主变110kV侧开关、110kV进线开关以及10kV母联分段开关均在合位，均未断开的情况下，遥控合上992开关时，形成了#2主变通过#1主变通过10kV侧开关对其倒送电至110kV开关、110kVⅡ、Ⅲ段母线以及110kV春江Ⅱ回整条线路。110kV春江Ⅱ回、110kV春江Ⅰ回两条线路均采用全程高压电缆，线路全长约7.6KM，线路较长，容性阻抗很大，根据主变保护动作报文显示，A相二次故障电流0.08A，B相3.27A，C相3.16A，CT变比为1200/5，折算成一次电流分别为19.2A，784.8A，758.4A。#2主变保护定值单中“高复流Ⅱ段1时限”整定为2.1A，2.2s。达到#2主变高后备保护动作条件，故而造成#2主变“高复流Ⅱ段1时限” 正确动作跳闸，跳开190、992开关（见图1）。

图1　

3.3对线路避雷器气室击穿的原因分析

事故发生后，现场查看，未发生事故的110kV春江Ⅰ回避雷器监测仪放电次数是5次，而发生事故的110kV春江Ⅱ回线路避雷器监测仪放电次数是6次，显然发生事故的避雷器多经历了一次内部过电压。考虑到避雷器下方的连接盆子为不通的死盆子，且其他相邻气室表压没有任何变化，判断仅为避雷器气室发生了内部击穿，很可能是B、C相间击穿或B、C相同时对地击穿。现场能看到的只有B相检测仪全部变黑。监测仪发生击穿的可能性只有一个，就是内部的电阻片全部击穿，导致内部电流经导线传导至监测仪。通过#2主变保护装置报文显示，故障发生时高压侧自产零序电压UH0=41.35V，说明当时的线路母线电压严重不平衡且其中某一相或两相幅值相当高，避雷器一定是经历了一次无法承受的过电压。根据国网招标技术参数中对避雷器应能承受的工频暂态过电压的幅值及持续时间明确要求：1.2Ur、0.1s；1.15Ur、1s；1.1Ur、10s（查阅避雷器出厂试验报告以及现场交接试验报告相关数据均满足要求）。因变电站未设计故障录波装置，无法直接调取波形图确认事故发生时的线路电压。后通过故障信息系统装置中调取故障时的文件进行解析形成波形图，发现故障时的二次电压有效值达到80V左右，而峰值超过了150V。严重超出避雷器能够承受的电压，故而造成避雷器内部击穿，防爆膜爆裂，导致事故跳闸（见图2）。