一起10kV开关越级跳闸异常分析

祁彦威

（广东电网有限责任公司韶关供电局）

0 引言

变电站10kV 线路承担着周围片区的负荷供电，10kV 馈线开关多采用室内开关柜形式，保护测控装置分散式布置在各自的开关柜面板上。10kV 高压室多布置在一楼，室内同时布置有一次电缆沟和二次电缆沟，容易导致潮气聚集，设备运行环境恶劣，近年来虽然已在高压室安装了空调设施，极大改善了室内环境，但设备仍处在逐渐老化状态。近几年广东电网开展了大量的变电站10kV 接地方式改造为小电阻接地方式，10kV 线路发生接地故障时开关也跳闸，开关跳闸的次数大量增加，越级跳闸次数也呈上升趋势。线路发生故障时，由于断路器拒动、保护拒动或保护整定值不匹配造成本级断路器不动作，引起上级断路器跳闸，扩大了停电范围和故障影响，造成较大的经济损失［1］。

保护压板本身连接的可靠性在开关跳闸回路中非常重要，直接关系着开关能否正确动作，现阶段对运行中10kV 保护压板的监视、检查手段不足，本文通多对一起10kV 开关越级跳闸进行分析，优化了开关越级跳闸的处置方法，提出了防止压板连接异常导致开关拒动的有效手段。

1 事件简述

110kV 某站110kV 双母并列运行、两台主变分别供两段10kV 母线，10kV 双母分列运行。正常运行方式下，#1 主变变高1101 开关、#2 主变变高1102 开关在合位。10kV 母联500 开关处于热备用状态，10kV 母联500 开关备自投投入，#1 主变变低501 开关在合位，#2 主变变低502 开关在合位，10kV I 段、II 段母线通过站变兼接地变经小电阻接地。

某日05 时18 分14 秒，110kV 某站10kV F10 佰易线发生接地故障，零流故障二次电流8.121A（定值0.95A），10kV F10 佰易线零流I 段保护正确动作，保护装置、站内监控后台均无510 开关变位信息。05 时18 分15 秒#1 站变兼接地变高零流1 时限动作，故障电流1.35A（定值0.24A），跳500 开关（正常运行时500 开关在分位），闭锁备自投，持续2.929s 后（定值2.5s），高零流2 时限动作，故障电流1.32A，跳开#1 主变变低501 开关，10kV IM 失压。故障点简图如图1 所示。

图1 故障点简图

2 事故处理经过

05 时20 分，调度通知变电运行人员110kV 某站10kV 1M 母线失压，10kV#1 变低501 开关跳闸。

运行人员于05 时49 分到站，检查后台监控信息发现，调度已于05 时31 分55 秒调控遥控分开1M出线所有开关；05 时36 分5 秒，调度遥控合闸501开关，10kV 1M 恢复送电；05 时43 分调度恢复除F10 以外所有1M 馈线送电。

运行人员做好防护措施后，重点检查高压室F10 开关柜保护动作情况、#1 站变兼接地变保护动作情况、以及#1 主变外观。检查各开关柜以及馈线保护动作情况，对开关本体及柜体进行检查，未发现设备损坏及放电痕迹，开关手车及柜体温度正常且没有异味存在，二次压板投入正常，一次设备未见明显异常。现场检查发现05 时29 分16秒10kV F10 佰易线保护装置零流I 段动作，随后重合闸动作，05 时13 分03 秒#1 站变兼接地变保护动作，两者动作时间相差16min，与后台监控机实际动作时间存在较大误差，由于该站GPS 故障，导致各装置对时不准确。此外，检查监控后台机时，只有调度遥控断开的变位信号，同时后台信号混乱及时间多处误差较大，对异常的分析判断产生干扰，通过后台核查，未查到F10 保护动作后的开关变位信号。故立即联系配调，申请对F10 佰易线进行转负荷，将510 开关转检修，进一步进行检查。

3 事件分析

3.1 保护动作时序图

保护动作过程详细时序如表1 所示。

表1 保护动作过程时序表

3.2 10kV F10佰易线动作分析

10kV F10佰易线保护相关定值如表2。

表2 10kV F10佰易线保护相关定值表

10kV F10 佰易线保护装置动作报告如图2（现场保护时钟有误差）。

图2 佰易线保护装置动作报告

根据保护装置动作报文（图2）及10kV F10佰易线定值可知，10kV F10 佰易线发生接地故障，零序电流8.121A（一次值324.8A）超过零流I 段保护定值0.95A（一次值38A），1.009s 后零流I 段动作，510 开关未断开，10.65s 后重合闸动作（此时重合闸由保护启动）。由以上分析可知，10kV F10 佰易线保护正确动作。

3.3 #1站变兼接地变保护动作分析

#1站变兼接地变保护相关定值如表3。

表3 #1站变兼接地变保护相关定值表

#1站变兼接地变动作报告如图3所示。

图3 #1站变兼接地变保护动作报告

根据保护动作报文（图3）及#1 站变兼接地变保护定值可知，流经#1 站变兼接地变的零序故障电流1.35A（一次值270A）达到高零流1 时限动作定值（0.24A，一次值47A），跳500 闭锁备自投。故障持续2.929s后，达到高零流2时限动作定值，#1站变兼接地变动作跳开501开关。可以判断10kV F10保护动作后故障没有隔离，#1站变兼接地变保护动作1时限闭锁500 开关备自投，2 时限跳开#1 变低501 开关，完成故障隔离。

3.4 10kV母联备自投动作分析

根据#1站变兼接地变动作报文（图3）及#1站变兼接地变保护定值（表3）可知，#1 站变兼接地变高零流1 时限保护动作（定值0.24A，2s）跳500 开关，并闭锁10kV母联备自投，故10kV母联备自投保护装置正确不动作。

3.5 控制回路检查分析

后台信息报文信息，如图4 所示。05 时26 分55秒，调度遥控10kV F10 佰易线510 开关，510 开关断开，分闸成功，510 开关分位变位正常。说明遥控涉及的跳闸回路正常。

图4 后台监控机10kV F10佰易线510开关遥控报文信息

从开关跳闸回路分析，遥控分合开关正常、保护跳闸后无法出口，可能性只有保护跳闸接点或者跳闸出口压板出现异常。

3.6 10kV F10佰易线510开关保护调试分析

510 开关保护跳闸出口压板连片接触紧密，未发现松动，但压板氧化严重，使用万用表对压板测量通断，接点不通。更换压板后，重新将510 开关保护装置的跳闸出口压板、重合闸出口压板投入。对佰易线510 开关保护装置进行数次故障模拟，保护都能够正常动作出口，510 开关实际跳闸并重合成功。模拟故障实际跳合闸出口期间，监控信息显示F10佰易线的动作信息及开关变位信息正常，证明跳合闸回路正常，开关位置变化上送后台正常。

为验证压板接触不良的可能性，现场把压板拆下来检查，发现在压板连接片上有明显锈迹（图5~图6），且两端的电阻高达2KΩ。

图5

图6 10kV F10佰易线510开关柜保护跳闸出口压板

3.7 10kV F10佰易线510开关动作特性检查

对510 开关柜本体及柜内进行检查未发现设备损坏及放电痕迹，开关柜温度正常及没有异味。机构无螺丝松动、连杆脱落或者变形，二次线连接良好，分合闸半轴、分合闸弹簧无变形或脱落，传动杆上的润滑剂无凝固变硬，传动轴无锈蚀。510 开关手动、电动分合闸正常，动作特性检查正常，对跳闸线圈阻值进行测量、开关动作电压进行测试，结果均正常。

3.8 开关拒动原因

通过对10kV F10佰易线510保护装置及监控后台信息进行检查，保护装置运行正常（图7），没有影响保护装置正确动作的异常信号（如“控制回路断线”、“装置异常”等）。同时后台没有510 开关变位信号，证明510开关保护动作后开关没有跳闸。

图7 故障发生前监控后台信息

综上分析，由于该站保护测控装置运行年限长，压板存在氧化现象，造成跳闸回路接触不良，从而造成开关无法跳闸，#1站变兼接地变保护动作1时限闭锁分段500 开关备自投，2 时限跳开变低501 开关，F10 线路保护动作后10S 由保护动作启动重合闸发出重合闸动作命令信息。

4 建议

1）10kV 出线多，线路运行环境复杂，容易受到外力的破坏，导致故障率高，因此确保10kV 线路故障时设备正确动作就显得尤为重要，包括保护装置、开关设备等的正确动作［2］，为防止再出现保护或者开关拒动的情况，应加快推进寿命到期的保护设备综自改造，提高设备的可靠性。

2）经核查该站10kV 保护装置连接片投运已15年，保护连接片均已超出使用年限，对该站10kV 开关柜压板进行全面排查，发现大部分都存在不同程度的氧化情况，新发现4 条线路压板接触电阻超过300欧。对全局投运超过10 年的开关柜压板进行核查，发现部分变电站压板存在氧化现象，测量接触电阻存在异常增大现象，根据分析排查情况已紧急对80 多座运行年限较长的变电站更换了开关柜出口压板，避免了该类故障的大量发生，保证了电网供电的安全。

3）结合日常巡视，加强站内的设备检查，在雷雨及潮湿天气时，及时将空调设置为抽湿模式，改善设备运行环境，减免设备受潮率。

4）结合巡视对10kV 保护装置进行一次全面检查，核对保护定值是否正确，核对压板是否正确投退并紧固良好，发现存在氧化情况的及时申请更换。

5）结合停电等具备出口压板投退场合时，断开开关控制电源，采用万用表对压板接触电阻进行测量，确保压板连接合格，对功能压板通过查看保护装置开入量确保压板投入正常。

6）对新建保护装置，在设计、招投标时明确采用具备压板监测功能的压板的具体要求。

7）针对10kV线路越级跳闸，处理过程中需要及时与调度联系，了解调度遥控操作了哪些开关，同时找出有保护动作信息的线路，有利于故障的快速分析判断，利于快速隔离故障并恢复无故障设备送电。

8）既有保护动作信息又有重合闸动作信息的保护动作报文具有很强的迷惑性，处置时注意核查后台监控机查看该开关是否有动作变位信息，从而快速排查出该开关是否是保护动作而开关拒动的情况。

9）处置时采集后台数据并作初步分析，记录故障发生时刻，查阅后台异常信号、遥测数值以及遥信变位信息，检查保护装置动作信息并打印故障录波图。初步分析故障性质、范围，迅速向调度报送故障现象、时间、保护信息并给出总体判断结果。检查现场设备进一步分析故障原因。检查停电设备，初步分析断路器是否正常，断路器至线路出口有无故障。对现场检查情况进行综合分析，将分析结论汇报调度。确认故障范围并做好隔离措施。设法分开拒跳断路器或其两侧的隔离开关，隔离故障设备，限制故障范围扩大。调整运行方式恢复其余设备运行。根据调度命令及现场运行规程恢复母线及其他无故障线路。若跳闸原因是开关拒动或定值不匹配，可先根据异常信息判断具体线路并将其隔离，逐级送出母线和其他线路。若无法判明是哪条线路，则将所有出线开关改为冷备用状态，根据调度命令将失电母线恢复运行，逐一试送出线，直至查明故障并隔离［1］。这样处置较为高效。

10）做好10kV 开关的保护动作出口传动试验，做好10kV 开关柜的继电保护的状态检验，加强10kV开关机构的运行维护水平，加强10kV 保护及开关的专业巡视以及隐患排查，充分利用10kV 开关停电机会，加强开关动作特性测试和日常维护，确保10kV开关机构运行可靠。对由于线圈、机构卡涩造成的越级跳闸事件，组织设备生产厂家深入分析，彻底查清缺陷原因，根据分析结果制定相应的控制措施，从而减少10kV开关拒动事件的发生。

5 结束语

110kV 某站10kV F10 佰易线在雷雨后发生零流I段故障，10kV F10 佰易线保护装置正确动作，但由于510 开关柜的跳闸出口压板长期暴露在湿润的空气中，出现严重氧化导致接触不良，510 开关未能跳开，故障点未能隔离；由#1 站变兼接地变保护正确动作跳500开关，闭锁备自投，并跳开变低501开关，成功隔离故障。