1、一起 35kV 变电站全站失电的故障分析摘 要：本文分析了一起因二条 10kV架空线路相继故障，而引起35kV变电站全站失电的事故及事故处理，并从运行人员的角度上总结了事故原因及整改建议。 关键词：全站失电 线路故障 0 引言： 35kV 变电站是配电网中的终端变电站，是直接面向用户供电的窗口。它的正常运行与否，直接关系到对用户供电的可靠性。因此，加强对35kV变电站事故分析，尤其是 35kV变电站最严重的故障全站失电，避免大面积停电事件的发生，总结事故教训及应对措施，对运行人员来说，具有重大意义。 1、 事故经过 35kV变电站 35kV侧为单母线接线方式，10kV 母线采用单母线接线方式，
2、一台变压器容量为 20000kVA。其一次接线图如上图 1。变正常运行时由 35kV红星#1 线线路供 1号主变和 10kVI段母线，35kV 红星#2 线作为备用电源。 2011 年 7月 17日，监控机 on2000系统发事故跳闸信号，35kV变 1号主变复压过流段 2时限保护动作动作，1 号主变 101、301 开关跳闸，变电站全站失电。 1.1 事故原因分析 1.1.1 变保护配置情况 10kV 出线保护：过流 I段、过流 II段，电流后加速，一次自动重合闸。 主变保护：差动保护、瓦斯保护、复压闭锁过流保护动作于断路器跳闸，轻瓦斯、油温高、压力释放、过负荷保护动作于告警信号。其复压闭锁
3、过流段 2时限保护整定值为 2A延时 0.8S跳两侧开关，301 开关电流互感器变比均为 1250/5，101 开关电流互感器变比均为 4000/5。 1.2.1 复压闭锁过流保护原理简介 过流保护作为变压器及其相邻线路和母线的后备保护，其动作电流按躲过最大负荷电流整定。在有些情况下，不能满足灵敏度的要求。因此，为了提高过电流保护装置在发生短路时的灵敏度和改善过负荷电流的条件，要采用低电压闭锁的过电流保护装置。 2.1 事故经过分析 35kV变事故全停后，经运行人员调出保护动作记录发现保护动作次序如下， 1 号主变、10kV 金江#2 线保护装置检查，一切正常。定值单执行正确。 定值单，#1
4、主变后备保护延时 0.8秒，10kV 金江#2 线过流段延时0.5秒。从跳闸信息判断，1 号主变与 10kV金江#2 线同时跳闸（相差 5毫秒） ，怀疑#1 主变后备保护提前（300 毫秒）启动。 调阅监控后台 SOE变位信息： 2.2 跳闸原因初步判断 从监控后台 SOE信息分析，故障前 10kV金江#1 线有瞬时短路接地现象，1 号主变后备保护（复压过流保护）启动；293 毫秒后，金江#2 线保护启动；14 毫秒后，金江#1 线保护返回。由于金江#1 线瞬时短路接地故障，1 号主变后备保护比 10kV金江#2 线保护提前 293毫秒启动，由于两套保护定值级差仅 0.3秒。造成 1号主变后备
5、保护和 10kV金江#2 线保护同时动作。 这是一起复合型故障，故障前因金江#1 线瞬时短路接地，引起 1号主变后备保护提前（0.3 秒）启动，造成 1号主变后备保护和 10kV金江#2线保护同时动作。 1 号主变后备保护和 10kV金江#2 线保护动作行为正确。 3 事故处理 在事故处理中，应依据继电保护装置的动作情况，尽快的判断出故障点范围，从而隔离故障点，使正常设备恢复到运行状态。 由省公司下发的发电厂、变电站全停事故处理原则知，当变电站由于送出线故障引起越级跳闸而全所停电时，如果有出线断路器保护装置动作而断路器未跳闸，则应拉开该出线断路器，然后试送变压器。无论单电源或多电源变电站全停时
6、，所有向用户供电的馈供线路，其开关保护如果没有动作，不应断开开关。如果出线断路器保护均未动作，则应拉开全部出线断路器，并检查母线范围有无故障，若无故障，则可试送变压器，试送成功后，再逐步试送全部出线，试送前应停用试送线路的重合闸。事故处理步骤如下： （1） 、现场运行人员根据仪表指示、保护和自动装置动作开关信号及事故现象判断事故情况。记录并向调度汇报现场断路器及保护装置动作情况，及时复归信号，复置断路器。 （2）拉开 10kV段母线所有出线，检查 10kV电容器 105开关在分闸位置。 （3） 、对 1号主变及其相邻设备进行巡视，重点检查 1号主变变二侧部分。 （4） 、检查 10kV电容器
7、105开关在分闸位置，试送 1号主变及10kV段母线，恢复 1号所用变。 （5） 、逐条送出馈电线路。 4 事故暴露的问题 一起普通的 10kV架空线相间短路故障，由于两条线路相继发生短路接地故障，造成 1号主变复压过流保护未能躲过，进而造成全站停电。此次全停事故暴露的问题有： （1） 、由于两套保护定值级差仅 0.3秒。造成 1号主变后备保护和10kV金江#2 线保护同时动作。 （2） 、金江#1 线和金江#2 线为同杆架设，结合当时天气原因，初步判断为线路下树木由于大风摆动，相继引起金江#1 线瞬时故障和金江#2线永久性故障。 5 整改措施 （1）线路下树木由于大风摆动，引起线路瞬时故障，从而扩大了故障范围是此次事故的主要原因，因此，建议线路部门及时巡线，保证线路运行环境。 （2）建议将 1号主变复压过流段 2时限保护动作时间延长，以躲过瞬时线路故障。 （3）加大电力设备保护宣传力度，增强市民保护电力设备的意识。 参考文献： 1 省调规程 2008 2 电力调度员电网事故处理 2008 3 电力系统继电保护典型故障分析 2008 4 国网公司继电保护培训教材 2010
