浅谈110kV变电站10kV 1M、3乙M失压事件

浅谈110kV变电站10kV 1M、3乙M失压事件
摘要：本文分析了一起失压事件的过程。

通过收集故障发生各保护装置的动作
信息、对各个部分运行内容进行检查，对此次故障展开分析，完整地还原了故障
发生过程，找到了事故发生的原因，根据这些原因找到了变电站在运行过程中存
在的问题，提出了相应的预防措施。

关键词：110kV变电站；失压事件；事故分析与改进
随着电网负荷的持续增长和电源分部合理性的完善，10k V 电压等级的供电线
路已逐渐普及。

一旦 10k V 线路失压，将严重影响这些用户的生产与生活用电，
造成较大的经济损失，同时也可能危及大用户的设备安全和现场人员的人身安全。

因此，要认真分析复杂情况下保护装置动作的正确性，排除系统故障，消除电网
设备或回路的缺陷，确保最后一道防线的可靠、准确，迅速的动作，保障电网的
安全稳定运行。

1.事件经过：
1.1运行方式：
1.1.1 跳闸发生前，110kV变电站各10kV母线分列运行，分段500、550开关
在分闸位置，各主变变低501、502、503甲、503乙开关在合闸位置（如图1）。

图1跳闸前运行方式
1.1.2 跳闸发生后，110kV变电站#1主变101、501、#3主变503乙开关变为
分闸位置，10kV1M母线、3乙M母线失压（如图2）。

图2跳闸后运行方式
1.2一次设备检查情况
1.2.1 10kV分段500开关检查
①检修人员对跳闸的10kV 1M母线、3乙M母线所有设备进行了初步的外观检查，包括对开关柜各功能室泄压槽、检查柜体发热情况、检查小车开关触头接
触情况等，发现10kV分段500开关合闸线圈烧毁，其它一次设备完好。

② 进一步对10kV分段500开关进行细致检查发现：500开关处于分闸状态，传动部位传动良好，无明显卡阻现象，开关本体三相真空泡及其连接件均完好，
检查开关三相分合闸弹簧及连杆紧固无松动异常，初步判断500开关合闸线圈烧
毁系线圈本身质量问题所致。

③ 对烧坏的合闸线圈外观进行检查，发现线圈局部已烧黑，线圈外壳存在明显裂纹，有黑色物体顺着裂纹从线圈内部溶出（图3）。

对线圈进行解剖，发现
线圈绕组明显烧黑，且有部分绕组铜线有烧断现象（图4），可判断线圈绕组存
在匝间短路现象。

图4 线圈绕组匝间短路
④结合检查情况分析，由于10kV分段500开关合闸线圈绕组间绝缘包漆的
绝缘强度下降，造成匝间短路，在合闸瞬间线圈烧毁，导致开关无法合闸。

⑤现场对烧毁的500开关合闸线圈进行更换处理后，对500开关机构进行了
维护，经对开关机械特性及动作电压的测试，各项数据合格。

公司目前在运行的
10kVKYN型手车开关柜2816面，其中珠江开关厂462面，配ZN63型断路器的手
车开关柜111面。

统计自公司2007年至今，共有一次设备缺陷2207起，其中
10kV及以上线圈缺陷102起（10kV缺陷91起），占比4.6％，线圈缺陷中属于
广东珠江开关有限公司生产的设备缺陷21起，占同类型设备缺陷总额23％，且
主要缺陷集中在第二、第三个B修周期，因此建议在10kV开关柜B修维护策略
增加对分合闸线圈绝缘性能评估内容。

1.2.2主变检查
检修人员对#1主变进行了检查，瓦斯继电器无气体，防爆阀无油漏出，本体
油温油位无异常，呼吸器呼吸正常，主变本体各部位无放电现象，连接螺栓无松
动现象，整体检查正常。

综合当天试研人员油化试验检测结果（#1主变本体油样
各项指标与之前预试数据相比无明显变化），判断变压器内部未发生故障，状态
良好。

1.3二次设备检查情况
1.3.1 10kV 500备自投、550备自投装置检查情况
① #1主变101开关分闸后，造成10kV 1M母线失压，500备自投在2015年
5月25日13时46分04秒325毫秒检测到进线1无流（图5），满足II母暗备
用启动条件。

图5 10kV 500备自投保护装置进线无流记录
② 500备自投经3S整定延时（即13时46分07秒325毫秒左右）进入备自
投均分逻辑，在13时46分07秒843毫秒显示500备自投动作均分成功，跳501、503乙开关，合500开关（合闸不成功），于13时46分13秒327毫秒报“I段母线PT断线告警”，13时46分15秒740毫秒报500开关“控制回路断线告警”（图6）, 10kV 1M母线失压。

图6 10kV 500备自投保护装置动作记录
③ 503乙开关跳开后，13时46分07秒820毫秒550备自投装置检测到进
线2无流（图7）。

图7 10kV 550备自投保护装置进线无流记录
④ 13时46分07秒940毫秒因550备自投“过负荷闭锁分段备自投1”动作（图8），550开关备投失败，13时46分16秒817毫秒报“II段母线PT断线告警”，10kV 3乙M母线失压。

图810kV 550备自投保护装置动作记录
2.设备检查分析结论
① 分析：在101开关分闸后，检查#1主变变高101开关操作箱合后灯保持
点亮，检查站端后台及主变测控、远动机装置均无操作记录，因此判断101开关
分闸不存在由集控或后台误发分闸命令的情况；检查#1主变所有保护装置均无动
作报告，综合分析现场试验情况，动作逻辑及信号、报文正确，因此判断101开
关跳闸不存在保护误动的情况。

二次回路图及核查现场回路接线，如图9所示为101开关正常运行时的机构
分闸二次回路图，其中第一路分闸线圈Y2串接了开关辅助接点S0、弹簧未储能
接点F1、SF6压力重动继电器K2接点；第二路分闸线圈Y3串接了开关辅助接点
S0、弹簧未储能接点F1以及SF6压力表F2内部接点31-33；SF6压力低闭锁继电
器K2经SF6压力表F2内部接点21-23串接在操作电源之间。

在正常的合闸情况下，开关已经储能，此时S0、F1接点均在导通状态，同时SF6压力正常，F2-21
与F2-23接点长期闭合，此时K2继电器长期励磁工作，该回路长期带正电，如图
9红色回路所示。

图9正常运行状态
在检查中发现端子排X1-301、X1-302、X1-305、X1-306对机构外壳绝缘为0
MΩ，即SF6压力表F2-21与F2-23、F2-31与F2-33两副接点均存在接地情况。

其等效原理图如图10所示，此时SF6压力低闭锁回路中的正电源通过接地点
窜进第二路跳闸回路。

当接地情况严重时所加在Y3分闸线圈两端的电压达到其
动作电压时，直接启动第二路跳闸线圈Y3，导致101开关跳闸。

图10接地情况
站内直流系统绝缘监测装置检测到高阻接地情况，由于没有达到动作值（小
于25KΩ）无法发出接地告警信号。

检查开关机构本体及SF6压力表接线盒，发现开关机构内没有独立的二次接地铜排，所有二次接地线直接与开关机构外壳连接，SF6接线盒内二次接地线悬空未接。

SF6压力表接线盒受潮情况下，由于二次接地不良，存在较大的接地电阻，直流系统绝缘检查装置未能检测到接地情况
②结论：主变101开关SF6压力表内部接点受潮绝缘降低，压力低闭锁回路
中正电源窜进开关机构内第二路跳闸回路，造成101开关跳闸，引起501开关进
线无流及10kV 1M母无压，500备自投动作跳501开关，合500开关并进行均分
逻辑，联切503乙开关。

由于500开关合闸线圈绕组间绝缘包漆的绝缘强度下降，造成匝间短路，在合闸瞬间线圈烧毁，开关无法合闸，导致10kV 1M母线失压；
由于550备自投保护过负荷闭锁分段备投，550备自投无法动作，550开关合闸
失败，导致10kV 3乙M母线失压。

2.1事件原因分析（包括直接原因、间接原因、管理原因等）：
2.1.1直接原因
SF6压力表内部接点受潮绝缘降低，造成101开关跳闸，是导致10kV 1M、3
乙M母线失压事件的直接原因。

2.1.2间接原因
1）500开关合闸线圈烧坏，是导致10kV 1M母线失压的间接原因；
2）500开关操作电源空开跳闸，500备自投均分逻辑动作跳开503乙开关，
是导致10kV 3乙M母线失压的间接原因；
3）550备自投过负荷闭锁分段备投动作，是导致10kV 3乙M母线失压的间
接原因。

2.1.3管理原因
1）对于ABB开关机构厂家设计的第二路跳闸回路直接采用SF6压力表接点，未能识别出接点绝缘下降的情况下存在开关误动风险；
2）10kV备自投开入回路中开关位置接点选取操作箱的接线方式，在操作电
源掉电的情况下存在误判开关位置的可能，未能识别该风险。

3）设备投运验收未提出对开关密度继电器接线盒增加密封防水措施，设备维护不到位，未能结合停电维护，对101开关密度继电器接线盒防水措施进行检查、维护；
设备投运验收未提出对开关密度继电器接线盒增加密封防水措施，设备维护
不到位，未能结合停电维护，对101开关密度继电器接线盒防水措施进行检查、
维护；
2.2事件暴露问题：
1）EDFSV2-1型ABB开关机构厂家回路设计存在安全隐患，在SF6压力表内部绝缘下降的情况下存在误启动第二路跳闸线圈的隐患。

2）开关机构、压力表等设备内部的二次接地接线验收工作不到位，未能发现开关机构及SF6压力表二次接地接线不满足要求。

3)开关机构、压力表等设备内部的二次接地接线验收工作不到位，未能发现开关机构及SF6压力表二次接地接线不满足要求。

参考文献：
【1】余波.浅谈母线失压的原因及事故处理[J].中国建材科技. 2015(02)
【2】刘岩,李欣宇,唐亮,杨柱石.一起110千伏变电站10千伏母线失压事故分析[J].新疆电力技术.2015(02)。