110kv主变跳闸情况分析

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1、110kV主变跳闸情况分析　　摘要：110kV线路缺陷和安全隐患的出现对供电质量会产生很大影响，因此，要进行认真排查和整改，避免因线路故障导致主变事件发生。文章对110kV主变跳闸情况产生的原因进行了分析，希望在以后的工作中防止此类故障发生。　　关键词：110kV主变跳闸；情况；原因分析　　1事件概况　　2013年7月4日早，雷雨天气，响雷不断。07时52分110千伏正村变电站正#1主变本体重瓦斯保护动作，主变三侧跳闸，所带正10千伏西母I段失压，09时05分，合上正10开关，恢复正10千伏西母供电。　　正村变停电前负荷3360

2、6KW，停电后负荷26402KW，减少负荷7200KW，损失电量4000KWH。　　事件发生后，当日市公司出具的正#1主变绝缘油色谱分析报告认为故障性质为“电弧放电兼过热”。　　2设备基本情况　　2.1正#1主变基本情况　　正#1主变自97年投运以来，2011年4月曾大修过，未发现明显异常，试验合格。2012年至今因10kV线路故障冲击而#1主变跳闸有4次（不含此次跳闸），2013年5月，绝缘油试验合格。该主变近3年来，一直重载，110kV李村变投运后，系统方式优化，情况有所好转，但随着负荷增长，在今年7月1日载容比在正常运行方

3、式下为84%。故障前载容比为42%。　　2.2事件前后运行方式和二次保护投入情况　　事件前方式：正#1、#2主变运行，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行，正10千伏母线分列运行。　　正#1主变保护定值　　处理后方式：正#2主变运行，正#1主变停运，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行、正10千伏母线并列运行。　　2.3避雷器配置和校验情况　　根据以上避雷器信息，避雷器配置符合站内各等级设备要求。201

4、1年4月，以上避雷器、全站主设备及接地网电阻测试均合格。　　3事件经过　　3.1综自信号记录　　07时52分，值班人员看到变电站围墙外有雷电，同时发现正#1主变跳闸。查看综自后台，保护动作过程如下：　　07：52：54916ms10kV正王线保护启动，52：55946ms10kV正王1电流III动作，开关分。52：57563ms正王1开关重合闸动作成功。其中07：52：54923ms至934ms正1主变三侧后备保护启动。　　07：52：57606ms正1主变差动保护启动，52：58185ms正1主变本体重瓦斯动作，242ms正1

5、11开关分、248ms正101开关分、291ms正351开关分。　　3.2检查站内一、二次设备和站外设备情况　　站内检查情况：故障发生后，经巡视发现站内设备无异常，站内设备只有“正111、正351、正101”三个开关跳闸。主变外观无异常，经油化验后，结果表明“主变内部发生电弧放电兼过热的故障”。正王1开关在合位，开关柜及所属设备无异常。因正10故障前在分位，正101跳闸（带10kV西母），当时站上所带10kV线路停电情况为：正10kV西母出线线路5条全停（I正城、正钰、正王、I正涧、正街）。　　110kV及35kV母线PT、1#

6、主变避雷器计数器无动作。　　站内二次设备检查情况：检查保护装置综自后台事件记录，正王1开关电流III段动作，开关跳闸，重合闸成功；正1#主变重瓦斯动作，三侧跳闸。其他保护装置无动作情况。　　站外设备情况：站外10kV西母所带正王线（专线用户）出线，发生1#、4#二处断线、8#杆一处中边两相瓷瓶半幅破碎，值班人员目击该出线遭到雷击。　　3.3故障隔离和恢复负荷情况　　故障隔离情况：08：46将正#1主变停止运行解除备用做安全措施，正#1主变做试验。　　恢复负荷情况：09：15正10kV西母所有负荷除正王外全部恢复运行。　　4原因分

7、析　　正王线保护动作情况分析：正王线遭到雷击，三相短路，正王线、故障电流（以下均为一次值）实际最大为8748A，故障电流且因雷击电流消失而逐渐减小，因正王线CT变比75/5较小（负荷小），产生磁饱和，反映最大故障电流为862A，因而根据正王线定值，不满足速断定值1500A，满足过流定值90A，1S，正王1开关保护延时1s正确动作分。后经正王线1.5S重合闸延时，正王1开关重合闸成功。　　主变动作情况分析：正王1重合闸43ms后，再次出现故障电流最大值为低压侧24000A（8倍额定）、中压侧2308A（4.9倍额定）、高压侧833

8、A（5.3倍额定）。因不满足1#主变差动保护定值；故障电流瞬间高峰后逐渐减小不满足主变后备保护延时动作定值；满足正王线过流延时1S跳闸定值；故障没有迅速隔离，故障延时579ms后，主变内部突发较大电弧放电兼过热的故障，主变重瓦斯动作。　　正#1主变三侧和10kV