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35kV高壓開關(guān)柜絕緣隱患引發(fā)的主變跳閘事故分析

文檔作者：王少龍胡云芳文檔來源：天水供電公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2021年06月03日
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繼電保護技術(shù)
35kV高壓開關(guān)柜絕緣隱患引發(fā)的主變跳閘事故分析
王少龍，胡云芳
(天水供電公司，甘肅天水741000)
[摘要] 以一起35kV高壓開關(guān)柜絕緣隱患引發(fā)的主變跳閘事故為例，通過逐一還原分析現(xiàn)場保護裝置動作過程，開
展相關(guān)設(shè)備檢查試驗，找出其跳閘原因，并針對性地提出了防范措施建議，以防止同類事故的再次發(fā)生。
關(guān)鍵詞 高壓開關(guān)柜絕緣主變跳閘保護配合
1事故經(jīng)過
某日，某1lOkV變電站的#1、#2主變中壓側(cè)復(fù)壓
過流I段一時限動作，3500開關(guān)跳閘；#1主變中壓側(cè)復(fù)
壓過流I段二時限動作，3501開關(guān)跳閘；#1主變高壓側(cè)
復(fù)壓過流I段動作，1101、101開關(guān)跳閘。該llOkV變電
站ll0kV、35kV、10kV母線接線方式均為單母分段，
llOkV配電裝置為戶外布置，35kV、1OkV配電裝置為戶
內(nèi)布置，其一次接線如圖1所示。該站由#1、#2兩臺主
變供電，正常運行方式為#1、#2主變并列運行帶35kV
及l(fā)OkV線路負荷。
。 叭
繁
】13II L 121II 122l123
圖1 某11OkV變電站一次接線示意圖
2保護動作過程分析
事故后，對一次設(shè)備初步檢查發(fā)現(xiàn)，35kV配電室
3501開關(guān)柜異常，其它設(shè)備均正常。檢查二次設(shè)備發(fā)現(xiàn)，
#1主變微機保護屏“#1主變后備動作”燈亮，#2主變
微機保護屏“#2主變后備動作”燈亮，3500、3501、
1101、101開關(guān)均在斷開位置，微機故障錄波裝置啟動。
為徹底查找#1主變跳閘原因，根據(jù)故障錄波圖，結(jié)合該
站#1、#2主變后備保護定值，對主變保護動作過程進行
詳細分析。#1、#2主變后備保護定值一次值見表1。
2．1第一階段
k 點發(fā)生故障，3500開關(guān)跳開前，主變各側(cè)的短路
電流(折算到相應(yīng)電壓等級的一次值，下同)如圖2所示。
根據(jù)短路電流值及故障錄波圖分析，此時故障為A、B相
間短路。
表1 撐1、#2主變后備保護定值表
說明：llOkV側(cè)復(fù)壓過流保護動作跳主變?nèi)齻?cè)開關(guān)。35kV側(cè)復(fù)壓過流保
護動作一時限跳分段3500開關(guān)；二時限跳主變35kV側(cè)開關(guān)。lOkV側(cè)復(fù)壓過流
保護動作一時限跳分段100開關(guān)；二時限跳主變lOkV側(cè)開關(guān)。
變
圖2 第一階段短路電流分布圖
對比分析圖2中的短路電流和表1的保護定值可知，
#l、#2主變高、中壓側(cè)短路電流達到后備保護動作值，
高、中壓側(cè)后備保護動作，l 520ms時刻#l、#2主變中
壓側(cè)復(fù)壓過流I段一時限出口動作，跳開3500開關(guān)。
2．2第二階段
k 點發(fā)生故障，3500開關(guān)跳開后，主變各側(cè)的短路
電流如圖3所示。根據(jù)故障錄波圖及短路電流值分析，此
時故障已發(fā)展為三相短路故障。
llo0
變
圖3 第二階段短路電流分布圖
由圖3可知，3500開關(guān)跳閘后故障點仍未隔離，短路
電流走向發(fā)生變化：#1主變高壓側(cè)短路電流增加，仍高
于后備保護I段電流定值；#2主變高壓側(cè)短路電流減
小，故#2主變高壓側(cè)后備保護返回。在此情況下，
收稿日期：2014—04—19
作者簡介：王少龍(1977一)，高級工程師，高級技師，從事變電運維管理工作。
8 1 WWW．chinaet．net l中國電工網(wǎng)
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繼電保護技術(shù)
2 420ms1％~ 0#1主變高壓側(cè)后備保護出口動作，跳開
1101、101開關(guān)。
需要說明的是，第二階段3500開關(guān)跳開后，#2主變
高壓側(cè)經(jīng)低壓側(cè)向故障點提供短路電流，且低壓側(cè)短路電
流(3 O37A)達到低壓側(cè)后備保護動作定值，在3500開關(guān)
跳開后1．2s跳開100開關(guān)；但因#1主變高壓側(cè)后備保護
已在第一階段啟動，在3500開關(guān)跳開后0．9s出口(從故
障發(fā)生至3500開關(guān)跳開已耗時1．5s)，跳開1101、101開
關(guān)，將故障點隔離，主變低壓側(cè)故障電流消失，故主變低
壓側(cè)后備保護返回。
通過分析故障時保護動作過程可知，該站相關(guān)保護裝
置均正確動作。
3事故原因查找及分析
因本次故障點在#1主變35kV出口處，屬主變近區(qū)
短路故障，短路電流較大，主變受沖擊嚴(yán)重。檢修人員到
達現(xiàn)場后，立即安排對相關(guān)設(shè)備進行了全面的檢查試驗，
分析3501開關(guān)的故障原因。
3．1 #1主變試驗情況
(1)絕緣性能測試：分別測量變壓器各繞組絕緣電
阻、泄漏電流、介質(zhì)損耗因數(shù)、電容量以及高壓電容套管
絕緣電阻、介質(zhì)損耗因數(shù)、電容量，并與歷史數(shù)據(jù)進行比
較，均未發(fā)現(xiàn)明顯變化，說明變壓器的主絕緣完好。
(2)直流電阻的測量：高壓、中壓、低壓繞組的直流
電阻數(shù)據(jù)均合格。
(3)繞組變形測試：與上次測試數(shù)據(jù)比較未見明顯異
常。
(4)鐵心對地絕緣電阻測量：數(shù)據(jù)合格。
(5)變壓器電壓比測量：數(shù)據(jù)合格。
3．2 35kV開關(guān)柜檢查試驗情況
(1)3501開關(guān)各部位空氣絕緣距離測量?，F(xiàn)場對3501
開關(guān)各部位空氣絕緣距離進行測量，相與相之間的距離
(觸頭部位)為280mm，相與相之間的距離(機構(gòu)部位)為
200mm，相與相之間的距離(機構(gòu)部位經(jīng)絕緣隔板后)為
270mm。查看該站35kV戶內(nèi)高壓開關(guān)柜技術(shù)協(xié)議可知，
各相導(dǎo)體的相間與對地凈距：導(dǎo)體至接地間為309mm，不
同相導(dǎo)體間為309mm。經(jīng)過測量比較，該高壓開關(guān)柜各相
導(dǎo)體的相間凈距不滿足技術(shù)協(xié)議要求。
(2)35kV開關(guān)交流耐壓試驗。經(jīng)現(xiàn)場檢查，故障設(shè)備
3501開關(guān)機構(gòu)外表B、C相真空滅弧護室均見破損處，真
空泡已完全漏氣無法使用，真空開關(guān)斷口及合閘對地絕緣
電阻分別為0、2MQ，故未對該開關(guān)進行交流耐壓試驗。
選取35kV另一間隔開關(guān)作為檢查對象，在測量絕緣電阻
合格后，分別對斷口、相間、合閘對地施加相對地運行電
壓(23kV)、運行最高電壓(40．5kV)、8O 的交接試驗電
壓(76kV)，觀測開關(guān)放電情況發(fā)現(xiàn)放電主要集中在被測開
關(guān)鴨嘴觸頭及機構(gòu)下部位的固定銷、絕緣護套等部位。將
絕緣護套去掉后，按上述方法再次進行試驗，機構(gòu)下部位
放電現(xiàn)象有所好轉(zhuǎn)，放電部位主要在固定銷子及機構(gòu)本體
的尖端上。對絕緣包覆護套進行耐壓試驗， 當(dāng)電壓升至
17kV時，已能聽到明顯的放電聲音，因此判定絕緣包覆
護套的材質(zhì)有問題。
(3)3501間隔耐壓試驗(甩開母線)。對3501間隔上靜
觸頭盒相對地之間進行交流耐壓試驗，用紫外探傷儀進行
觀察發(fā)現(xiàn)，電壓升至23kV時，三相觸頭盒內(nèi)都有明顯的
放電現(xiàn)象；電壓升至40．5kV時，三相觸頭盒內(nèi)有嚴(yán)重的
放電現(xiàn)象。通過35kV I段母線耐壓試驗發(fā)現(xiàn)，35kV I段
其它間隔三相觸頭盒內(nèi)都有嚴(yán)重的放電現(xiàn)象。
3．3結(jié)論
綜上所述，本次事故原因為3501開關(guān)柜三相鴨嘴觸
頭及觸頭盒在正常運行電壓下，內(nèi)部有嚴(yán)重的電暈放電現(xiàn)
象，使得觸頭盒內(nèi)空氣電離，隨著運行時間的累積，開關(guān)
柜內(nèi)空氣中電離子增加，絕緣下降，加上開關(guān)本身不同相
導(dǎo)體間凈距不滿足要求，絕緣包覆材質(zhì)有問題，造成開關(guān)
A、B兩相短路并發(fā)展為A、B、C三相短路，引起主變?nèi)?
側(cè)跳閘。
4防范措施
(1)開展同類型開關(guān)柜核查試驗。針對該類型開關(guān)柜
存在不同相導(dǎo)體間凈距不滿足要求的實際情況，在全公司
范圍內(nèi)開展同類型開關(guān)柜核查統(tǒng)計，結(jié)合停電計劃，安排
對此類開關(guān)柜進行試驗，杜絕同類故障再次發(fā)生。
(2)加裝35kV 開關(guān)柜弧光保護。在電力系統(tǒng)中，
35kV及以下電壓等級的母線由于沒有穩(wěn)定問題，一般都
未裝設(shè)母線保護。然而，由于中低壓母線上的出線多、操
作頻繁、三相導(dǎo)體線間距離與大地的距離比較近，容易受
小動物危害，加之設(shè)備制造質(zhì)量比高壓設(shè)備差、設(shè)備絕緣
老化、運行條件惡劣等原因，中低壓母線的故障幾率比高
壓、超高壓母線高得多，但長期以來，對中低壓母線的保
護一直不夠重視，大多采用帶有較大延時的后備保護來切
除母線上的故障，往往造成故障發(fā)展、擴大，甚至導(dǎo)致主
變損壞?；」獗Ｗo是一種快速可靠的用于變電站中低壓母
線的保護裝置，該保護可在發(fā)生弧光故障柜內(nèi)壓力和溫度
急劇增加以前切除短路電流， 使電網(wǎng)和設(shè)備損失降到最
低，杜絕人員傷害，提高了電網(wǎng)運行穩(wěn)定性。
(3)強化主變設(shè)備的運行維護和檢修。由于#1、#2
主變自投運以來， 曾多次因高壓開關(guān)柜故障發(fā)生近區(qū)短
路，遭受短路故障沖擊，應(yīng)適當(dāng)縮短該站兩臺主變的大修
周期，及時對該站兩臺主變開展大修。在對主變設(shè)備開展
大修前，采取定時特巡、紅外測溫、油色譜跟蹤分析、局
放帶電檢測等技術(shù)監(jiān)測手段，加強對主變設(shè)備運行維護和
檢測，確保變電站主設(shè)備的安全、穩(wěn)定、可靠運行。
(4)核查主變近區(qū)短路故障防范措施的落實。在認真
(下轉(zhuǎn)第13頁)
電工技術(shù)l 2014 l 9期I 9
繼電保護技術(shù)
量距離保護單相接地元件及相間故障元件動作情況均與故
障發(fā)生時刻故障相電壓是否過零點有關(guān)。
3原因分析
3．1試驗方法原因
對于試驗方法，短路故障中的非周期分量和短路時所
產(chǎn)生的大電流因條件限制而無法在試驗中進行真實模擬。
實際短路發(fā)生時高壓、特高壓長距離輸電系統(tǒng)中的暫態(tài)過
程包含直流分量，且其衰減速度慢，會對裝置解算工頻量
的全波傅式、半波傅式、解微分方程等算法造成影響。文
獻研究表明，非周期分量的存在會使保護的范圍變大，并
一定程度上造成保護裝置誤動，但本次試驗選點K一
1．1、1．2時都在保護定值的范圍內(nèi)， 由此可見非周期分量
是否存在沒有直接聯(lián)系。
試驗過程中故障電流設(shè)定為5倍額定電流，其和故障
中可能產(chǎn)生的十幾倍的額定電流處于同一數(shù)量級，通過故
障量電壓計算公式(7)、(9)可以得出：如果故障電流的增
大可允許K取更大的倍數(shù)，所模擬出的短路故障發(fā)生位置
更加靠近線路出口；而在同一K值下，故障電流的增大將
導(dǎo)致故障計算電壓的增大。
3．2試驗儀器原因
為了規(guī)避單一試驗儀器自身電流、電壓輸出特性的差
異，本文所有試驗在相同條件下使用另一臺試驗裝置Do—
ble F6150進行了重復(fù)執(zhí)行，所得出的試驗結(jié)果和本文中
結(jié)果相同。
3．3裝置自身采樣原因
對比其它試驗，差動、零序等保護試驗結(jié)果均正常，
未出現(xiàn)故障量滿足裝置動作方程后因故障相相位關(guān)系而影
響保護動作的情況， 由此可排除裝置采樣板件故障的可
能。
4結(jié)束語
試驗中，工頻變化量距離保護從啟動到最后裝置開出
的時間控制在15ms以內(nèi)，相對普通方向距離保護I段的
50ms有較大的進步；故障的快速切除有利于電力系統(tǒng)穩(wěn)
定性的提高，且其在正方向出口短路動作迅速，對過渡電
阻的抗超越和自適應(yīng)性以及抗電力系統(tǒng)振蕩等的動作特性
優(yōu)勢，同樣也是常規(guī)方向距離保護所不具備的。但試驗結(jié)
果證明，RC 931DMM 工頻變化量距離保護的動作情況
的確與故障發(fā)生時刻故障相電壓“零點”有關(guān)，作為線路
保護的后備保護，建議在運行中同其它保護配合使用。
參考文獻
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[6]陳天翔．電氣試驗I-M]．北京：中國電力出版社，2008
(編輯楊小波)
(上接第9頁)
吸取本次跳閘事故教訓(xùn)的基礎(chǔ)上，認真核查變電站主變近
區(qū)短路故障防范措施的落實情況。對變電站母線、開關(guān)、
電容器等設(shè)備絕緣包覆情況進行檢查；對絕緣包覆材質(zhì)不
合格或絕緣包覆不徹底的設(shè)備，利用停電機會進行更換或
完善；同時對變電站防小動物、防潮等措施再次進行全面
檢查整改，嚴(yán)防由此引起的主變近區(qū)短路故障，并聯(lián)系生
產(chǎn)廠家對主變出口短路的能力進行評估和提高。
(5)開展變電站接地電容電流核查。及時準(zhǔn)確核查該
站35kV系統(tǒng)接地電容電流，并根據(jù)核查結(jié)果及時投退消
弧線圈和調(diào)整消弧線圈檔位，防止35kV系統(tǒng)因接地故障
引起過電壓，造成絕緣損傷。
(6)合理安排電網(wǎng)運行方式。確定運行方式要核算短
路電流，并限制短路電流的危害， 同時要最大可能地保證
非故障設(shè)備的安全穩(wěn)定運行和對用戶的可靠供電。完善網(wǎng)
內(nèi)變電站35kV、lOkV母線分段開關(guān)備自投裝置，采用主
變35kV、10kV分列運行方式，減少對非故障段主變的沖
擊，確保非故障段主變的安全、穩(wěn)定運行和對用戶的可靠
供電。
(7)完善高壓開關(guān)柜技術(shù)監(jiān)督手段。針對部分早期生
產(chǎn)的高壓開關(guān)柜柜體密封存在不能測溫或受空間位置限制
測溫留有死角，早期放電缺陷不能及時被發(fā)現(xiàn)的問題，研
究加裝測溫窗口的可行性并逐步改造完善， 以便及時發(fā)現(xiàn)
設(shè)備絕緣下降及電纜頭發(fā)熱故障并處理，避免事故擴大。
5結(jié)束語
主變作為電力系統(tǒng)中最重要的電氣設(shè)備之一，其安全
穩(wěn)定運行對保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和對用戶的可靠供電至
關(guān)重要。確保主變的安全穩(wěn)定運行，除了做好主變本身的
日常運行維護工作外，合理安排電網(wǎng)運行方式，合理整定
主變保護與出線保護之間的配合關(guān)系，嚴(yán)格落實電網(wǎng)、設(shè)
備反事故措施，加強對變電站中低壓設(shè)備的運維檢測都是
必不可少的。
參考文獻
[1]王魯楊，王禾興．工業(yè)用電設(shè)備I-M]．北京：中國電力出版社，
2006
(編輯 曼寧)
電工技術(shù)l 2014l 9期l13

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