电力系统发展性故障实例分析

黄 金

（广西电网有限责任公司贺州供电局，广西 贺州 542899）

近来，某网区110kV变电站1号主变低压侧901开关柜发生单相接地转三相短路的发展性故障。最终导致站内小电源解列装置动作切除1号主变中压侧所有负荷及低压侧所有水电机组，同时1号主变高后备保护动作跳开高压侧101开关，造成1号主变低压侧 901开关柜烧毁、1号主变非计划停运的四级电力安全事件。

事故前，变电站全站分列运行，如图1所示。1号主变高压侧负荷为23.65MW，1号主变中压侧负荷为15.31MW，10kV电站Ⅰ线负荷为-19.65MW，10kV电站Ⅱ线负荷为-19.05MW。

图1 事故变电站电气接线图

1 变电站现状及事故简要过程

1号主变采用PST1200系列数字式变压器保护装置，其中差动保护为 PST1203B，后备保护为PST1204C（含高、中、低后备），后加装的独立低后备为PST1261A。

小电源解列采用SSD-540F解列装置。

故障录波装置为FTR-01型录波装置。

3月4日17时59分37秒，1号主变低压侧901开关母线侧A相触头单相接地，由于负荷重、故障电流大，开关柜内部绝缘被击穿，18.5s后故障发展成三相短路故障。现场继电保护及小电源解列装置动作时序表见表1[1]。

故障造成事故变电站1号主变低压侧901开关柜烧毁，相邻开关柜及保护装置严重受损，烧毁二次电缆合计800m，并造成1号主变非计划停运的四级电力安全事件。

事故现场，相关继电保护及小电源解列装置整定情况见表2[2-3]。

表1 变电站二次设备动作时序表

表2 变电站及水电站定值整定情况统计表

2 事故原因分析

根据保护动作、故障录波信息，并结合现场其他情况分析，故障共经历了单相接地发展为三相短路、1号主变低后备保护跳开 901开关、小电源解列装置及1号主变高后备保护动作切除故障三个阶段。

2.1 单相接地发展为三相短路

由图2可知，在故障初期，A相电压多次下降到零值，而 B、C相电压幅值升为线电压，同时现场检查发现901开关母线侧A相触头背壁被烧穿，可以判断故障初期主要是901开关A相发生单相接地短路。由于 10kV为中性点不接地系统，单相接地在短时间内不会对系统正常运行造成过大的影响[4]，直到 A相接地故障持续 18.5s后因开关柜绝缘击穿发展为三相短路故障。

2.2 1号主变低后备保护跳开901开关[4]

三相短路后，901开关主变侧故障电流最大达到9360A（二次值15.6A），母线侧故障电流最大达到10624A（两台机组各为5312A），如图3所示。

图2 A相单相接地转三相短路故障录波图

图3 主变低压侧901开关第一次故障示意图

1093ms，1号主变低后备保护复压方向Ⅰ段Ⅰ时限出口跳分段 900开关（动作前分列运行）。1497ms，1号主变低后备保护复压方向Ⅰ段Ⅱ时限出口跳开901开关。

此时，故障点仍然存在，901开关跳闸仅将主变侧的故障电流切断，而对侧水电站#1、#2机组仍在对故障点提供短路电流（如图3所示）。由于事故变电站 10kV电站Ⅰ线903开关与10kV电站Ⅱ线908开关的保护装置电流Ⅰ、Ⅱ段保护均带方向，且方向指向 10kV线路，因此反方向故障保护不动作。电流Ⅲ段保护因未达到动作时限（4.8s）而未能动作。

站内小电源解列装置动作时间整定为2s，也未能动作。同理，对侧水电站1、2号发电机后备保护复压过流Ⅰ段动作时限为5s，Ⅱ段动作时限为5.5s，故障时间也未达到时限要求，保护不动作。

2.3 小电源解列装置及1号主变高后备保护动作切除故障[5]

由于901开关跳闸后仍未将故障从系统中彻底隔离，在水电站#1、#2机组对故障点提供短路电流的持续作用下，901开关母线侧的触头及绝缘材料逐步变形、烧毁、熔化，并在开关柜内部喷射，如图4、图5所示。

图4 901开关下触头烧毁情况

图5 901开关动触头触指烧毁情况

2687ms，901开关主变侧又发生AB两相接地，且经过约 70ms后发展为三相短路故障，如图 6所示。

图6 AB两相接地转三相短路故障录波图

4716ms，小电源解列装置检测110kVⅠ母电压降低，低压一轮、二轮动作，跳开 35kV金马线、35kV金古线、10kV电站Ⅰ线、10kV电站Ⅱ线，此时故障仍未彻底隔离。

5067ms，1号主变高后备保护复压方向Ⅰ段Ⅱ时限动作，跳开高压侧101开关（中压侧无电源，301开关未动作），故障才被完全隔离。

3 结论

本次故障并非单一性故障，而是重复发生的发展性复杂故障，由于现场电力系统的复杂性和继电保护定值配合的特殊性导致故障持续了5067ms，给现场运行设备带来了严重的损害，最终造成 110kV金牛站 1号主变非计划停运、901开关柜烧毁的四级电力安全事件。

从原因分析第二阶段可知，901开关断开后，故障并没有从系统中彻底隔离，说明 10kV母线范围内无快速、彻底隔离故障的继电保护和安全自动装置。建议采用 10kV电站Ⅰ、Ⅱ线过流Ⅲ段保护作为事故变电站10kV母线故障时的后备保护。

本次故障的根源在于1号主变901开关柜母线侧A相触头背壁被烧穿，由此可见，A相触头背壁应是长期处于高温环境中导致绝缘老化。究其根本导致901开关柜在运行中发热的原因，除了事故时发电机满负荷发电和涡流损耗发热外[6]，还跟开关柜长期散热不良且未及时采取有效管控措施、开关柜结构设计不优等因素有关，该问题值得电力管理者和开关柜厂家长期深思。

[1] 梁兆庭, 黄金. 110kV终端变电站小电源故障解列实例研究[J]. 四川电力技术, 2011, 2(2): 38-40, 59.

[2] 楼凤丹, 陈源. 地区小电源的保护配置与整定[J].浙江电力, 1996, 3(3): 29, 50.

[3] DL/T 584—1995. 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程[S].

[4] (加)昆德(Prabha Kundur). 电力系统稳定与控制[M].北京: 中国电力出版社, 2002: 111-113.

[5] 杨萍, 王翠霞, 张杏元. 并网小电源故障解列的探讨[J]. 西北电力技术, 2003, 6(6): 30-31, 34.

[6] 高立克, 刘蔚. 地方电网小水电故障解列问题分析研究[J]. 广西电力, 2010, 3(3): 5-8, 16.