变电所越级跳闸事故分析_secret

1、 变电所越级跳闸事故辽宁省岫岩满族自治县农电局66kV洋河变电所发生一次越级跳闸的事故，过程如下。2007年11月8日16:24:03.982，洋河变马卜线保护ABC三相故障，I段过流动作，A相电流89.86A、B相电流89.20A、C相电流72.98A。16:24:05.161，电容器低电压动作，相电压0.07V、0.00V、0.02V。16:24:05.071，洋河变马卜线保护重合闸动作，检查断路器在合闸位。洋河变电所总保护动作，但装置并无显示，具体时间不详。当时的天气为雷雨天气。经与变电所当值运行人员了解及查阅记录，没有其他情况。事后，恢复送电一切又正常。1 问题对于跳闸的继电保护基本技

2、术要求选择性、速动性、灵敏性和可靠性，要准确快速地切除故障，保证其它用电负荷的正常供电，缩小停电面积，维护电力系统运行的稳定性。事故的起因为马卜线落雷，继之为该线继电保护装置正确动作，然后是总受电柜断路器动作越级跳闸，造成全变电所停电，扩大了事故范围。本着“事故三不放过”的原则，必须要找出设备越级跳闸的根本原因。变电所越级跳的原因，一般为上下级保护配置不适当，二次系统接线存在问题，断路器拒动，重合闸的设置不合理等等，但发生事故的原因只会有一个，可以对所有的现象做出最科学合理的解释。只有找到原因，隐患才算真正排除。2 事故原因的分析洋河变电所安装5000kVA主变压器1台，户外小型化布置，微机综

3、合自动化系统，高频直流电源。总受电柜及配出口采用三段式电流保护，I段过流保护上下级之间的配合，是通过计算系统故障电流及相关的整定原则确定的。II、III段过流保护之间的配合，则主要是通过时间梯度来实现的，见表1。表1 洋河变电所过流保护定值表为提高配电线路供电可靠性，对配电出口投入一次自动重合闸功能，重合闸动作时间1s。电容器低电压动作时间为1s，电压限值为85V。2.1 保护配合的分析经计算，在最大运行方式下，洋河变电所10kV出口侧三相短路电流为2.42kA。马卜线的三相故障动作电流为0.89kA，远大于马卜线I段过流整定值（260A），小于总受电柜I段过流整定值（1800A），马卜线速断

4、保护动作是正确的。考虑当时极端情况，加上各配出线的最大电流，其总和也不会超过总受柜II段过流整定值1200A，即使达到1200A，也会因故障电流持续时间达不到0.2s，总受电柜II段过流保护也不会动作，能够排除因过流保护电流配合不当造成跳闸的可能性。2.2 对总受电柜动作时间的分析总受电柜何时动作，动作受什么影响，根据记录，可以看出电容器组失压动作时，母线电压为零，电容器组设定在母线失压1s后切除。能够判定总受电柜在电容器柜断路器动作1s之前已经动作，据此推断总受电柜断路器动作时间大约为16:24:04。在事件记录库和遥信变位库中，可以清楚地看到断路器动作的时间和相互关系，基本上证明了上述观点

5、。但在时间上稍有出入。为了便于比较，这里列举了事件记录库中的内容：11月08日16:24:04.046，66kV洋河变电所10kV马卜线8310断路器分断。11月08日16:24:05.125，66kV洋河变电所10kV1#总电柜8202断路器分断。11月08日16:24:05.118，66kV洋河变电所10kV马卜线8310断路器合。11月08日16:24:05.217，66kV洋河变电所10kV电容器8308断路器分断。分析以上记录可以知道：洋河变1#断路器在10kV马卜线断路器动作，大约80ms后动作，与实际的继电保护定值不符；电容器柜动作时间在总受电柜断路器跳闸约1s以后；马卜线重合闸

6、动作时间约在该线路断路器动作1s以后；总受电断路器动作于马卜线跳闸后重合之前，看不出它的动作受什么因素影响，总受电柜断路器动作原因尚不明确，其它的断路器动作均属正常。2.3 总受电柜断路器动作未记录的原因洋河变电所直流电源装设了逆变装置，为控制保护设备提供交流后备电源，即使是全所停电，总受电柜断路器的动作记录，也应该在事项登陆库和保护操作库中记录，不可能在这两个记录库中竟然查不到记录。要想直观核实是否为总受电断路器保护动作，可以监视主变保护屏上方“保护跳”灯。“保护跳”灯亮，则表明总受电柜保护动作，反之则不是。据现场运行人员报告，总受电柜灯亮。经仔细核实，才知道是主变保护屏上的告警灯亮，至于“

7、保护跳”亮没亮，并不知道，也没有这个概念。TV断线、控回断线等均是告警灯亮的原因，并不代表总受电柜断路器保护动作。2.4 线路自动重合闸的相关设置分析根据我国一些电力系统的运行经验，配电线路实际设定的重合闸动作时间为1s是适合的。马卜线进行重合时，因为总受电柜断路器已经断开，线路的故障是“瞬时的”还是“永久的”已不重要。所以，马卜线断路器会保持“合位”不变。重合闸装置采用投入方式或后加速方式均不重要。因为总受电断路器保护动作在马卜线重合闸之前，所以可以认定总受电柜断路器动作原因与线路重合闸无关。2.5 二次接线的检查与分析该变电所的保护装置为综合自动化装置，每一个单元相互独立，在二次接线上也相

8、互独立，不会相互跨接线。况且总受电柜断路器与配出线断路器分属两面屏，不会在接线上产生影响。类似的情况在其它线路上也出现过，所以认定在二次接线上不会出现问题。3 分析结论通过上面的分析以及对各种可能性的排除，各种情况似乎表明，在10kV总受电柜上还存在着一个不受综合自动化保护装置控制的保护装置，疑点落在10kV户外断路器上。该真空断路器为ZW10-12型，即可以装于线路及可以安装于变电所。在断路器的进线套管上有内置用作保护的套管TA的位置，虽然在提出技术条件时，并没有要求配置TA，但存在误装的可能性。线路断路器采用的电流互感器变比较小，一般为200/5、400/5或600/5。套管TA的脱扣电流

9、一般为5A，电流脱扣动作时间，一般设定为0.1s。无论从动作时间上还是从动作电流上，均与此次事故动作的情况相符。由于电流脱扣造成的保护动作，在控制保护装置中不会存在事件记录。但因出现断路器变位，在遥信变位库会有断路器“开”或“合”的记录。利用停电机会，拆开10kV总受断路器端子箱，看到从断路器本体内孔到箱端子排上的电流线，检查是内置电流互感器的电流线，那是所预想的电流互感器，问题找到了，剩下的问题简单了。4 关于事故分析认真做好一次事故的彻底分析，远胜于一百次肤浅的没有结论的调查。除了真正的意义重视之外，还要注意以下几点：要尽量收集各方面的资料，对收集来的资料要仔细鉴别，去伪存真。进行事故分析的人在自行分析的时候，要注意与各专业人员相互配合，集思广益，立足于理论与实