一起变电站10kV开关柜爆炸致母线失压事故原因分析

刘付永京

（广西桂东电力股份有限公司，广西 贺州 542899）

1 事故情况简介

某电网110kV变电站10kV线路发生一起电网安全事件：该站10kV不接地系统发生C相接地时，零序电压高达116V，随后10kV系统接地告警瞬间消失，电压恢复正常。经检查后发现10kV八羊Ⅱ线分支DL917-2开关已跳闸，经巡查未发现异常，申请试送10kV八羊Ⅱ线分支线路，调度同意。运维人员试送分支开关不成功，开关自动跳闸。同时发现该变电站1、2号主变低压侧910、920开关以及10kV八建线916开关保护动作跳闸，10kV母线失压，造成某市部分核心城区停电。

2 事故原因分析

2.1 现场检查情况

2号主变三侧并列运行，其中1号主变低压侧910开关、八鞍线911开关、八羊Ⅰ线912开关、八机线913开关、生活变914开关、八纸线915开关、八建线916开关、八羊Ⅱ线917开关挂10kVⅠ母运行；2号主变低压侧920开关、八远线922开关、八药线923开关和2号电容器924开关挂10kVⅡ母运行，母联刀闸M91合上，如图1所示。

图1 某站一次主接线图

表1 相关开关保护动作信息

值班调度监控发现，某站10kVⅠ、Ⅱ母发C相电压接地信号，零序电压3Uo=116V，5分钟内接地信号消失，母线电压恢复正常。不久当值发现10kV八羊Ⅱ线负荷减少，即通知运维人员查线。大约一小时后，经运维人员检查发现，10kV八羊Ⅱ线分支DL917-2开关已跳闸，设备检查无异常，申请恢复10kV八羊Ⅱ线分支线路，调度同意。运维人员试送分支开关不成功，开关自动跳闸，造成用户变压器爆炸。调度员看见室内灯光闪烁，听到站内有爆炸声响，监控系统显示：八建线916开关，1、2号主变低压侧910、920开关跳闸，3Uo=167V，10kV母线失压。开关跳闸情况如图1所示。当班调度第一时间判断可能是10kV八羊Ⅱ线的分支线开关送电至故障线路造成越级至该站1、2号主变低压侧开关跳闸，即安排运维人员检查处理。运维人员检查发现站内10kV八建线916开关柜发生爆炸，浓烟滚滚，无法进行操作。待浓烟消散后，运维人员将故障点隔离。随后将10kV母线转至冷备用并摇绝缘合格，申请送电。大约两小时后，基本上恢复了各非故障线路的运行。保护信息见表1。

2.2 原因分析

2.2.1 开关柜爆炸原因分析

首先是10kV八羊Ⅱ线分支线路的用户变压器发生C相接地，零序电压二次值为116V，引起该站10kV系统非故障相电压升高，五分钟内就发展到相间短路，短路电流达到分支DL917-2开关保护整定值，开关自动跳闸。运维人员检查分支开关跳闸后，没有及时排除故障就申请试送电，试送不成功又自动跳闸。由于带故障线路试送电引起该站10kV系统过电压，零序电压二次值为167V，非故障相电压再次升高，从而导致该站10kV系统绝缘设备最薄弱点八建线9162线路侧刀闸的下隔离支柱瓷瓶对地绝缘[1]击穿放电，如图2所示，形成相间弧光短路产生达10860A（由表1的916开关过流Ⅰ段数据估算）的强大短路电流。开关过流Ⅰ段保护动作跳闸，开关跳闸分开过程中，在开关真空包内拉弧并形成连续电弧，当电流一次值达11460A（由表1的916开关过流Ⅲ段数据估算）时，开关过流Ⅲ段加速出口，由于开关已运行20年，老化严重，开断性能下降，未能及时熄灭真空包内高能量电弧，造成开关真空包发生爆炸。由于故障点靠近10kV母线，导致该站1、2号主变低压侧开关复压闭锁方向过流Ⅱ段出口，开关跳闸，10kV母线失压，同时1、2号电容器也因系统受冲击，欠压保护动作跳闸。

事件的直接原因：系统单相接地，引起过电压击穿设备绝缘，然后形成相间短路，造成性能下降的916开关爆炸，将停电范围扩大至母线。

图2 故障后的9162刀闸

表2 相关保护装置采集的故障量与整定值比较

间接原因：一是用户设备质量较差，变压器绝缘被击穿形成单相接地引起过电压；二是该站10kV设备老化，设备性能降低，设备绝缘水平逐渐下降，因系统发生接地产生间歇性过电压击穿设备绝缘所致。

2.2.2 保护动作分析

①线路参数。该站10kV出线的架空线约11.5千米，单芯电缆线路约1.98千米，三芯电缆线路约4.91千米，总电容电流约11A，符合规程规定。

②故障时，相关保护装置采集的故障量与整定值比较见表2。

③保护分析。由表2数据可知，该站10kV系统受到强大的短路接地电流冲击，引起916、910、920开关及1、2号电容器保护启动。理论上916开关过流Ⅰ段应先于311、924开关动作跳闸，但由于916开关运行年限已久，开关老化，开断性能降低，在22:06:29:920，916开关过流Ⅰ段保护出口，动作电流90.5A，超过整定值39A，保护动作跳闸。此时，916开关真空包内拉弧，短路电流持续，重合闸动作，重合于永久性故障，22:06:30:338重合闸后加速动作，过流Ⅲ段加速出口，动作电流95.5A。此时，故障仍然存在，故障电流达到1、2号主变低压侧复压闭锁过流Ⅱ段1时限保护动作跳闸，切除故障。

3 防范措施

3.1 供电单位应敦促相关用户按规程规定做好设备的日常维护、定期试验和检修工作。在线路故障停电时，要求用户电工能及时巡视、检查自身的设备，及时向供电部门报告异常情况。

3.2 线路故障跳闸后，未排除故障前，运维人员不得对开关强送电，不得依靠强送电来查找接地故障。

3.3 供电单位应科学合理设置线路分支、分段开关和用电设备开关，并重新核实调整各级开关的保护配置问题，以提高供电可靠性，减少故障停电范围。

3.4 供电单位应加强站内设备的运维管理和风险管控，及时更换陈旧设备，同时储备一些关键备品、备件，以备不时之需。

3.5 近年来，该站35kV、10kV 系统电缆持续增加，供电单位应计算10kV 系统电容电流的大小，校核是否应加装消弧线圈或小电阻接地。

4 结语

经上述分析，设备绝缘性能的降低，在电网发生异常时，将给电网安全运行带来较大的危害，需要通过科学合理的方法进行治理与防范。运维单位应尽快解决设备所存在的缺陷，避免事故再次发生。