某变电站10kV 1M 51PT熔断器熔断处理及相关保护分析

罗荣

(广东电网有限责任公司韶关供电局，广东 韶关 512000)

1 引言

受铁磁谐振、瞬时放电等影响，PT熔断器很容易出现由暂态冲击导致的过电压熔断，进而影响变电的安全效益和经济效益。尤其是在我国变电站运行过程中，电压互感器高压侧PT熔断器熔断后将直接导致电力系统“虚接”，致使自动化系统误报，给变电站运维管理造成了非常大的干扰。严重时甚至引起误动作，导致计量装置失效或电气装置损毁，在今后工作中需全面重视。

2 故障概况

本次研究过程中主要以某变电站10kV 1M 51PT熔断器熔断事故为例，分析PT熔断器运行状态及缺陷情况，其具体内容如下。

某变电站主要负责区域居民用电。2021年5月29日02时19分46秒，110kV丙丁站10kV 1M 51PT后台发TV断线告警信号，后台AB两相电压显示为0，C相电压显示为5.6kV。在51PT小车开关高压柜测量保护电压二次空开后确认：AB两相电压为0，C相电压为58V，与正常运行参数存在明显差异(见表1)，初步判断10kV 51PT AB两相熔断器发生熔断。

表1 某变电站10kV 1M熔断器基本参数

停电过程中未退出备自投和合上10kV母联500开关，使PT二次侧完全失压，同时10kV 1M母线进线电流很低，判断为无压无流，10kV 母联备自投动作。

3 缺陷分析

3.1 影响因素

在实际运行过程中PT熔断器发生熔断的现象较为常见，当环境因素、操作因素、技术因素等引起暂态冲击、放电等，均会使其过压或过流熔断，其具体见表2。

表2 PT熔断器熔断的影响因素

3.2 关键致因

根据备自投运行逻辑，两条母线有压，10kV #1变低501开关、10kV #2变低502开关在合闸位置、10kV母联500开关在分闸位置，备自投充电。充电完成后，10kV 1M无压、2M有压、进线电流I1(501开关) 无流条件皆满足时，母联备自投方式2 启动，经一跳闸延时TU1F 发跳501开关命令，跳开501开关后，合上10kV母联500开关。

本次10kV 1M 51PT熔断器熔断后10kV母联备自投动作与上述情况一致。根据现场检查结果，运行人员在停10kV 1M 51PT前，未合上10kV 母联500开关，退出10kV 母联备自投，10kV PT二次并列。此时，断开C相保护测量电压空气开关后，因A、B相熔断器已经熔断，10kV 1M满足无压判据。

同时在现场检查过程中相关人员还发现某110kV丙丁站501开关负荷电流仅为44A，有电流闭锁不满足。若在停电处理的过程中当操作人员误动，断开51PT二次空开时，会直接造成备自投检测10kV 1M失压。此时501开关负荷电流(进线电流)小于备自投无流定值0.04A(一次值120A，CT变比3000/1)，无压定值30V，此时10kV 1M满足无压无流判据。同时10kV 2M电压正常，10kV母联500开关在分位，满足备自投动作条件，最终导致本次事件的发生。

4 处理方案

更换熔断器时必须根据变电站运行情况和事故因素合理设计和分析，在确定规格参数、更换流程、操作要点、安全保护等，才能够开展现场操作。某变电站10kV 1M 51PT熔断器熔断处理过程中因未准确把握10kV母线PT停电造成的备自投误动风险，致使未将10kV PT二次并列就进行10kV 51PT停电操作，更换熔断器。严重威胁了人身和设备安全。

运行人员最终选择先更换熔断器将51PT恢复后，再改变运行方式。运行人员先将51PT转检修，更换熔断器。更换完毕，将51PT转至运行，检查设备无异常后，重新合上变低501开关，断开母联500开关，现场及后台恢复正常。

5 运维保护

5.1 更换要点

借鉴变电站10kV 1M 51PT熔断器熔断处理经验，在PT熔断器更换时应注意：

(1) 从熔断情况和备自投保护关系出发，做好更换方案的设计。PT熔断器熔断后会造成空压，直接进行PT熔断器更换将造成进线无流，满足备自投条件，致使备自投动作，直接影响变电站运行的安全性和稳定性，严重时甚至导致变电事故。因此，在一般更换过程中应先根据PT熔断器和备自投保护之间的关系退出备自投保护，合上母联500开关，方可进行更换操作。

(2) 本次变电站10kV母线中1M、2M各有一个母线PT，母联500开关在热备用状态，当51PT熔断器熔断后，此时应先合上10kV母联500开关，将PT二次并列转换开关切到并列位置方可进行51PT熔断器更换。更换时应：

①断开10kV 1M 51PT熔断器空开，将其转换到检修状态；

②安全保护措施到位后，穿绝缘鞋、戴绝缘手套取下熔断的熔断器；

③检查新熔断器规格型号，确定参数一致，测量待更换的熔断器两端电阻值符合使用要求。

④穿绝缘鞋、戴绝缘手套更换新的熔断器。

⑤安装到位后转动几下，再测量熔断器卡位金属两端电阻值，若与安装前电阻值接近，则安装无问题，可将51PT转换为运行状态，正常送电。

5.2 保护措施

为进一步减少PT熔断器熔断事件，提升变电站运行的安全性和稳定性，在日常管理和运维过程中必须做好：

(1) 系统优化。要针对变电站10kV的中性点接地情况、熔断器故障类型等对线路设计、装置性能等进行提升，以强化变电站性能架构。如可以在10kV系统中增加消谐装置(消弧线圈、接地电阻等)，以减少瞬间接地后暂态电流对PT熔断器的冲击；可以对反复出现故障的熔断器进行伏安特性测试，在1.9Um情况下分析是否需要进行PT立项更换。若此时一次电流小于1.5mA，则符合性能要求，若超过1A则必须进行更换或增加消谐装置。

(2) 在线监测。随着智能电网建设的不断深入，我国必须加大变电站状态监测，利用智能监测平台实现环境的分析和运行的管控。如利用无人机、飞行器等快速采集变电站PT熔断器的运行环境，确定雷电天气、高温气候、潮湿积尘等对其性能的影响；通过感应装置、伏安表等测定PT熔断器的运行参数，确定是否存在电压、电流、谐波等异常情况，分析PT熔断器的使用性能，是否需要维护、更换等。

(3) 技术培训。本次某变电站10kV 1M 51PT熔断器熔断处理时人员操作技术、安全意识明显不到位。在工作过程中必须加大对操作人员的操作技术培训和安全教育，全面梳理PT高压熔断器更换的作业流程，向运行人员明确PT高压熔断器更换的作业流程，并进行培训学习；开展PT电压异常与备自投动作的事故预想，并对PT高压熔断器更换的作业流程及备自投动作逻辑进行培训考核；针对工作流程及工作模式进行宣贯，再次向运行人员明确故障信息上报的相关要求。实际工作中多沟通、多思考，强化安全意识、集体意识、服务意识以及主人翁意识，保证人员严格依照规范科学、有效、安全地完成熔断器熔断事故处理工作。

6 总结

变电站运行过程中非常容易出现熔断器熔断导致的安全运行事故。在某变电站10kV 1M 51PT熔断器熔断处理的过程中由于技术操作不规范、安全意识不到位，导致维修过程中备自投误动，加剧了操作风险，增加停电操作的时间。为解决上述问题，在今后熔断器更换和保护过程中必须从环境因素、技术因素和人员因素出发，形成严格规范，做好操作指导，使该项工作能够高标准、严要求、低风险地落实。