10号线故障,10kv线路三段过流原因主要是什么引起的？

谢邀10号线故障！

还是以一起事故来解释吧！

2016年9月12日9时37分，新疆生产建设兵团第

三师电力有限责任公司某110 kV变电站10 kV 5号出

线过流三段保护动作，导致断路器跳闸，随后重合闸成

功。10时44分，10 kV母联分段断路器过流一段动作

(10 kV出线采用单母线分段的连接方式)，母联分段断

路器跳闸，5号线断路器爆炸，断路器手车上方母线桥

顶部金属盖板炸飞，但是5号线保护始终没有动作。

2 事故调查

经检查10 kV 5号输电线路，在线路末端一处分支

发现有一用户的10 kV配电变压器

在9时30分停电，低压侧电能表短

路着火，高压侧三相跌落式熔断器

烧坏，符合5号线线路保护装置过流

三段动作原因。

3 事故分析

那为什么5号线发生故障，反而

母联分段断路器跳闸呢?这和变电

站保护设定有关，当主变压器(本文

简称主变)低压侧出现故障时，主变保护通过两个时限

来分别动作母联分段断路器和主变低压侧断路器。当

第一时限达到时，保护会首先切除分段，如果故障一直

存在，达到第二时限时，跳开主变低压侧断路器。在本

次事故中，5号线处在2段母线上，母联分段断路器跳

开后，故障切除，所以主变低压侧保护没有动作。

那么究竟是什么原因导致5号线断路器发生爆炸

烧坏，而保护没有动作呢?

根据电力设备运行经验，当电力系统发生短路时，

伴随短路所产生的基本现象有以下几种：

护同时跳闸的越级跳闸事件。

(2)2014年10月，35 kV丙变电站1号主变压器

10 kV断路器vw 相绝缘击穿发生相间故障，站内UPS

不间断电源过载保护启动停机闭锁输出，全站继电保

护电源失电，最后由该站上级保护(110 kV乙变电站

35 kV乙丙线路保护)动作切除丙变电站的1号主变压

器10 kV断路器故障。本次越级跳闸事件造成共2座

35 kV变电站失压。

事件发生前，35 kV丙变电站由110 kV乙变电站

35 kV乙丙线供电，1号、2号主变压器10 kV侧母线分

列运行；同时35 kV乙丙线经35 kV丙丁线供电给35

kV丁变电站。乙、丙、丁变电站运行方式如图2所示。

35 kV丙变电站

图1 乙、丙、丁变电站运行方式图

事件发生后，经运维部门检查分析，造成丙变电站

全站保护电源失电的主要原因为：该站操作电源为交

流电源，由UPS提供不问断电源。事件发生当日，该站

1号主变压器10 kv断路器绝缘击穿发生间歇性相间

故障，弧光引起断路器上控制回路二次电缆短路。站

内UPS受到该控制回路短路电流冲击后，其本身的过

载保护启动，UPS自动停机闭锁输出，导致全站保护电

源失电、保护拒动，最终造成上级保护越级动作跳闸，2

座35 kV变电站失压。

3 交流电源保护运行风险防控措施

通过以上两个案例可以看出，交流电源保护运行

风险主要在于保护电源电压降低或电源失电造成保护

不正确动作而导致的越级跳闸、多座变电站失压事故

(事件)，可采取以下防控措施：

(1)采取改善电网网架结构、优化电网运行方式的

措施。增加农网35 kV变电站电源点，尽量避免安排

多级串供运行方式，同时完善农网35 kV变电站备自

投配置，增强供电可靠性。

(2)采取为交流电源保护配置后备电源的临时措

施。交流电源保护改造将会涉及到全站保护及直流电

源改造，受农网负荷难转移、停电难安排等因素影响，

全站保护及直流电源改造工程周期长、难度大。在全

站保护改造前，可采取临时措施，给无UPS、无内部后

备电源(电池)的交流电源保护增加UPS，暂时提升交

流电源保护的电源可靠性。

(3)采取加大上下级保护配合时间级差的临时措

施。对上级保护为直流电源保护，下级保护为交流电

源保护的变电站，配合时间级差充足的情况下，在交流

电源保护改造前，可采用加大上下级保护配合时间级

差的临时措施，尽量避免上下级保护同时动作的情况

出现。

(4)进行交流电源保护改造。按主网变电站标准

设计，对35 kV变电站交流电源保护进行改造，增加直

流系统，将保护更换为直流电源保护，彻底解决交流电

源保护运行风险问题。

水电资源丰厚，水电开发

利用较早，境内有各类小水电站共

计26座，总装机容量达到21．3

Mw。随着潜山电网规模和并网小

水电装机容量的日益扩大，调度指

令执行时间过长的问题，严重影响

了水电调度管理，导致在负荷高峰

期间水电难以起到顶峰作用。为缩

短并网水电站调度指令执行时间，

提高水电调度管理水平，我们成立

了课题小组进行研究。

1 现状调查

根据所选的课题，我们翻阅了

大量资料并进行了现场调查验证。

负荷高峰时段通知并网水电站顶峰

的具体步骤如下：当班调度员通知

水电站值班员开机顶峰、水电站值

班员接受调令开机顶峰、水电机组

满机组出力顶峰。我们以有人值守

水电站为例：在2011— 20l2年期间，

我县境内并网的有人值守水电站完

成顶峰调令的平均时间为18 min，

其中水电站值班员接受调令到开机

顶峰这一环节平均所需时间为11

min，占完成整个调度指令时间的

61％ 。因此，缩短水电站值班人员接

受调令到开动机组这一环节的时间

是非常有必要的。

2 设定目标

将有人值守水电站值班人员接

受调令到开动机组的平均时间由原

3 实施对策

通过研究讨论，找出了造成水

电站值班人员该环节所需时间长的

主要原因有：一是水电站值班人员

缺少专业知识培训，对调度指令认

识不深刻，造成调度指令执行效率

低；二是调度对并网水电站管理不

够规范，缺乏对并网水电站的管

控。因此，调控中心首先组织对境

内并网水电站进行了一次摸底排

查，确定了并网水电站的调度联系

人，并与其重新签订了并网调度协

议，从源头上规范了对并网水电站

的管理。然后调控中心针对确定的

调度联系人，举办了并网水电站值

班人员专业知识培训。培训班特邀

了市供电公司调控中心专家为水电

站值班人员讲解调度机构职责、水

电站专业管理等知识。培训后进行

现场考试，考试合格者颁发了电网

调度运行系统上岗许可证。通过培

训，并网水电站运行值班人员专业

知识水平得到了显著提高，增强了

对调度指令的认识。

4 效果检查

通过对并网水电站运行值班人

员进行专业知识培训、开展持证上

岗工作和重新按照规范签订并网调

度协议，大大缩短了并网水电站调

度指令执行时间。经实际验证，有

人值守水电站从接受调令到开动机

组的平均时间由原来的11 min缩短

到5 min，有效地缩短了并网水电站

调度指令的执行时间，提高了水电

站在负荷高峰时期的顶峰能力以及

负荷高峰时期的电压合格率和水电

资源的利用率。

5 巩固措施

① 继续把好并网调度协议签订

关；② 不定期开展并网水电站值班

员业务知识培训；③ 建议有条件的

并网水电站加强通信、自动化方面

的投入。

(1)电流急剧增加。在线路出线端处三相短路时，

电流的最大瞬时值可能高达额定电流的10— 15倍，从

绝对值来讲可达上万安培，甚至十几万安培。

(2)短路点的电弧有可能烧坏电气设备，同时很大

的短路电流通过设备会使发热加剧，当短路持续时间

较长时，可能使设备过热而损坏。

(3)短路电流通过导体时，会引起导体间很大的机

械应力，如果导体和它们的支架不够坚固，则可能遭到

破坏。

(4)短路时，系统电压大幅下降，对用户工作影响

艮大。

断路器爆炸烧坏一定是发生了短路，现就发生短

路的位置做简单分析，目前只有2处可能发生短路的

地方。

第一种是线路中后端发生短路。当中后端线路发

生短路时，由于短路造成的电流急剧增大，会引起出线

保护动作，从而迅速切断故障线路，达到保护电力设备

的目的。10 kV保护装置的电流取样来自于出线侧的

电流互感器，若中后端线路发生故障，电流互感器必定

会采集到短路电流，而当电流超过保护定值时保护就

会动作，所以不存在线路中后端发生故障的可能。

第二种情况是电流互感器前端发生故障，直接在

电流互感器前端发生金属性接地，电流互感器采集不

到故障电流，这就解释了直至断路器烧坏爆炸，也没有

引起5号线保护动作的原因。原来故障前该地区突降

罕见大雨，由于新疆南部属于常年干旱少雨地区，高压

室屋顶防水出现问题，在5号线正上方出现漏水现

象。5号线断路器手车、10 kV母线桥、10 kV电缆出线

安装位置为前、中、后。母线桥位于中间，漏雨时，雨水

通过母线桥顶部的排气孔进入断路器上端口三相桩

头，造成了金属性三相短路。断路器位于线路的前端，

电流互感器在断路器的后端，断路器短路时，电流互感

器采集不到故障电流，所以保护就没有动作。