解析开关异常跳闸事故原因

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1、解析开关异常跳闸事故原因  摘要:下文主要根据笔者多年的工作实践经验以及结合查阅的相关资料,针对査桥变电站110kV开关异常跳闸为例,本文简述了多专业参与事故排查过程,分析得出保护专业存在寄生回路,通过还原现场二次回路分析了异常跳闸原因,并针对暴露出的问题提出了防范措施。关键词:案例分析;寄生回路;防范措施中图分类号:TL62+9文献标识码:A文章编号:引言伴随着我国现代化经济与科技的不断发展与进步,我国的电力行业也得到了快速的发展。然而综合自动化变电站已非常普及,数字化、智能化变电站正在兴起。变电站一次设备

2、质量有了大幅度提升,二次设备全部实现微机化,再加上设计规范,反措执行到位,开关异常跳闸事件愈来愈少。现如今,变电运维人员在遇到开关异常跳闸时一般认为是由于控制电缆绝缘降低串电或二次误碰误传动等原因造成,但在对査桥110kv综自变电站开关异常跳闸进行事故原因调查时,发现一起因寄生回路引起的开关跳闸,值得我们反思,并引以为戒。1、变电站运行方式简介5变电站110kV为内桥接线,如图1所示。811、813、710开关在合位,811带l#、2#主变负荷,A线路充电运行且对侧开关热备,110kV线路备互投装置退出运行,

3、811线路无保护,813线路保护投人。图1变电站内桥接线2、故障简要经过2013年3月,直流、保护专业人员进人査桥变电站进行直流屏更换工作。工作流程为:首先将临时直流屏与原有直流屏直流母线通过临时电缆连接,随后需要将原有直流屏馈线倒接至临时直流屏,然后拆除原有直流屏,安装新屏,最后再将馈线倒接至新屏,退出临时屏,工作结束。保护专业人员在把原有直流屏1#、2#主变控制电源馈线(合用一路电源)倒接至临时直流屏时,短时断电3秒钟,在恢复1#、2#主变控制电源后,集控站人员发现813开关在分位,且监控无任何保护动作信

4、息。3、事故排查及分析1)故障后运行人员现场检查情况运行巡检人员现场检查发现,813开关在分位,813线路保护装置、2号主变保护装置均无保护动作信号和跳闸报告。检查813保护装置开关量变位信息时,发现有变位信息,根据813保护装置开关量变位信息,初步确定813分闸时间为13时36分51秒。2)检修专业人员现场检查情况5将813开关转冷备,检修专业人员经检查发现,断路器本体外观检查无异常SF6气压正常;813断路器储能正常;813断路器机构内无卡涩、锈蚀现象,辅助开关切换良好。对813开关跳合闸线圈动作电压进行

5、试验,试验数据如下:在65%额定操作电压143V下,断路器可靠分闸;在30%额定操作电压66V下,断路器不分闸。813开关跳合闸线圈电压试验数据符合规定要求,无异常情况。3)保护专业人员现场检查情况保护专业人员对813保护、测控装置及相关二次回路检查:813测控装置未收到远方及就地后台分闸命令,且遥控回路电缆绝缘正常;保护装置未动作,跳合闸回路绝缘良好;813操作箱至开关机构箱跳合闸电缆对地、对控制回路正电源进行绝缘测试,数据均大于10M欧姆;就地汇控柜跳合闸回路的绝缘正常。用500V摇表对跳813开关各跳闸

6、接点及相关回路进行绝缘检查:813保护出口、813测控装置遥控出口接点绝缘正常;在813保护屏处甩开2#主变跳813开关的电缆线头准备进行绝缘测试时,发现正电“1”线头有+l16v电压,跳闸“R33”线头有-116V电压。正常情况下,2#主变仅提供一副空接点,线头应该无电位,于是分析可能存在寄生回路。5检查二次回路发现2号主变保护的这副接点不仅跳813开关,同时与2号主变保护屏备用的高压侧操作箱(该站为内桥接线,无高压侧开关)手跳回路相连,且高压侧操作箱控制电源开关在合位,这样就造成了2号主变跳813开关跳闸

7、电缆线头甩开后,依然存在电位。3.4异常跳闸原因分析还原现场二次回路,发现寄生回路如图2所示。对图2所示寄生回路分析如下:图2寄生回路展开图(l)图中,813STJ为813开关手跳继电器,现场检查巧4STJ和Rl的阻值为38KΩ,现场甩开寄生回路后,在-KM与R33之间加直流电压,启动STJ继电器的动作电压为120V;(2)YXD为1#、2#主变各侧操作箱运行灯,共6个,每个运行灯阻值为3ooKn;(3)HWJ、RZ、TQ为l#、2#变中低压侧跳闸回路,总共4个回路,图中只画出1个回路,HWJ阻值为16KΩ,

8、RZ阻值为17KΩ,TQ为110Ω;(4)R3为2#主变高压侧操作箱为提高手跳继电器跳闸功率而增加电阻,阻值为3KΩ,该电阻在AGL插件中,不在高压侧操作板。5当保护专业人员断开1#、2#主变控制电源后,虚线下方变成了纯电阻回路,813控制电源正电会通过纯电阻回路窜人-KM(1、2#主变),再通过R3电阻,至813STJ继电器。只要虚线下方1与R33之间回路电阻小于31KΩ,将会造成巧4STJ和R1

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