一起变电所全停事故的探讨

一起变电所全停事故的探讨

摘 要 本文根据110 kv变电所全停电的事故，本文对此提出了相应的改进措施，确保在该接线方式下，系统能够保持部分供电。 关键词 变电所；全停；措施

中图分类号tm62 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）52-0046-02 0 引言

备自投装置是保证正常供电，但在变电站备自投装置正确动作，导致整个电力系统停电，也造成对故障点的反复冲击。针对这种现象，联系网站的运作方式，我把所有的解决方案，并详细分析。该地区的这一操作模式，我们可以举一反三，落实相关措施，避免类似事故的发生。

事故案例：2010年9月23日，某变点所在110kv的ii段母线压变避雷器上因为雷击发生了永久性故障，由于进线开关和自动切换装置的正常工作，造成故障点四次冲击，并扩大停电，造成湾头的变电站停电事故。 1 现场情况 1.1 运方说明

该变电所当时的运行方式为两条进线分别供两变电所，一内桥的典型的内桥接线方式，主供线路分别为：由777开关和779开关。 1lh、2lh为备自投装置的电流回路接入位置，3lh、4lh分别为

1号主变、2号主变差动装置高压侧电流回路接入位置。5lh、6lh分别为1号主变、2号主变差动装置低压侧电流回路接入位置。显而易见，该主变保护接线采用的是小差接线方式。

该变电所全停事故前的运方是，变电所由2条进线分别供电，110kvⅰ、ⅱ段母线分列运行，110kv分段710开关、10kv分段110开关处于热备用状态，同时，110kv备自投投入运行，满足桥自投充电逻辑，充电状态良好。 1.2 相关装置定值

1）110kv侧：（1）备自投装置相关定值：3.5s跳故障开关，4.5s合备用开关（装置型号为：rcs-9652ii）；（2）110kv分段710开关装置相关定值：未投短充和长充保护（装置型号为：rcs-9631aii）； 2）777开关电源广陵变侧相关定值：距离、零序i段时间0s；重合闸时间1.5s；

3）779开关横沟变侧相关定值：距离、零序i段时间0s；重合闸时间1.5s。

1.3 故障情况和动作过程

故障地点：110kvⅱ段母线压变避雷器，为雷击故障击穿。 动作1：由于本所采用小差方式，故障范围不在主变差动范围内，首先由779开关（电源侧），距离ⅰ段保护、零序ⅰ段保护动作，动作时间为25（ms）。此故障可以确定为永久性的故障，1.558（s）重合不成，1.607（s）动作，线路再次失电。

动作2：故障切除后，进线779无压无流，无闭锁相关条件，同时，进线777有压，满足了备自投的相关动作条件，备自投可靠地动作，3.5（s）后跳779开关，4.5（s）合母联710开关。 动作3：由于710开关合上，故障仍然存在，同时710开关并未投入短充保护。此时，一条线路供两变电所的运行方式，造成对线路的故障点重复冲击， 777开关动作，27（ms）跳开777开关，因为确定了永久性的故障，777重合不成，再跳，线路再次失电，造成全变电所的失电。 2 现场情况分析

事故发生后，由于故障定位在所在母线上，不是在差动保护范围，同时备自投装置动作，造成多个故障点的反复冲击，使该站失去电源，扩大了故障范围。

从动作的过程中进行如下的具体分析，事故主要方面原因有3点：1）电流回路安装接线位置覆盖不够全面，这也是小差保护的不足，造成了差动保护存在死区。不仅是针对这次的故障点，110kv母线均不在覆盖范围。同时，由于110kv线路考虑动作灵敏度，根据系统的运行规程方面的要求，保护ⅰ段的保护的范围必须包括至电源侧的主变的内部，所以由电源侧的带保护延伸的线路开关保护动作；2）本变电所的保护没有根据实际供电和现场接线情况，集备自投逻辑，采用的是对备自投逻辑，故障未能存备自投，因动作成功，710开关被合上，故障点存在，引起再次冲击；3）备自投动

作后，如果710的保护作用，可使一部分供应，避免所有的电力损失情况。 3 措施和对策

初步分析原因，秉承严谨，一丝不苟，学习态度，对每一个项目，分析其可行性和优点和缺点，首先考虑母联保护的投入。 优点是：从理想的考虑，如果备自投动作后，如果710保护动作，可以保留1号主变的供电。

缺点：由于110kv母联保护的长充保护为0.6s，因此即使保护在投入位置，现场动作的情况仍然将一样。考虑其短充保护的正确投入。（短充保护逻辑为710开关从分至合后200ms以内动作）但此时牵涉两个问题：（1）一般只在要进行母线充电的时候才要求投入短充电保护，而在正常运行的情况下，因为要考虑到变压器的励磁涌流方面的影响，母联保护一般放时间0.2s以上，此时，考虑到短充电需要经间断角进行闭锁（大多数的保护软件没有此项功能），要避免这方面问题，还需要解决更多方面的问题；（2）当投入710短充保护，故障点发生在110kv母线上，此时，供电侧的开关的ⅰ段保护与母联的保护要求的都是瞬时性动作，形成了保护互相排斥，并不能保证母联的保护能够正确的动作。

结论：综上两点，投入母联短充保护是不可取的，也不能完全根本解决故障扩大化的问题。

1）本次事故的源头，就是因为保护范围的不够全面。因此，我

们考虑第二种方法，就是最简单直接的方法就是将差动从小差方式改为大差方式；

2）针对这一现象，我们考虑采用第3种方法：自动改变逻辑，判断形势，备自投能够锁定，避免710开关合上，造成故障再次冲击。这是通过使用两组三相电流闭锁的手段，获取备自投装置，当情况闭锁备自投装置。这样，799开关电源侧在存在永久性的故障情况下，在第二次被跳开的情况下，因为逻辑回路的闭锁，备自投就不会合上710开关，保证了1台主变的供电。 4 结论

对于110kv变电站，这样的连接方式是普遍被人们采用的。通过分析，相关结论已提交专职作为参考，需要进行进一步的备自投和相关闭锁回路的验证，保证保护的正确动作，以便解决110kv母线故障死区的问题。 参考文献

[1]国家电力调度通信中心.继电保护培训教材[m].北京：中国电力出版社，2009.

[2]电力系统继电保护实用技术问答[m].北京：中国电力出版社，2000.