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500kV變電站500kV線路開關跳閘事故處理及分析

文檔作者: 林偉鵬        文檔來源: 廣東電網有限責任公司云浮供電局
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更新時間: 2021年06月11日
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!"#$ % ! ! " "    500犽犞變電站500犽犞線路開關跳閘事故處理及分析 林偉鵬 (廣東電網有限責任公司云浮供電局,廣東云浮527300) 摘 要:針對一起500kV變電站500kV龍羅甲線開關跳閘事故,通過分析事故發生后一、二次設備的檢查、試驗內 容,對線路開關跳閘故障原因進行判斷,找出開關跳閘的根本原因及開關儲能回路元件的設備緊急缺陷,并提出了相 應的防范措施。 關鍵詞:開關;跳閘;重合閘;接觸器;卡阻 中圖分類號:TM773 犘狅犮犲狊狊犻狀犵犪狀犱犃狀犪犾狔狊犻狊狅犳500犽犞犔犻狀犲犛狑犻狋犮犺犜狉犻狆犈狏犲狀狋犻狀500犽犞犛狌犫狊狋犪狋犻狅狀 LIN Weipeng (YunfuPowerSupplyBureau,GuangdongPowerGridCo.,Ltd.,Yunfu527300,China) 犃犫狊狋狉犪犮狋:Thispaperintroducestheprocessingof500kVLongluojialineswitchtripina500kVsubstation.Thecauseof theaccidentisanalyzedindetail.Theinspectionofprimaryequipmentandsecondaryequipmentisintroduced.Theroot causeoftheswitchtripisfound.Theemergencydefectofthedeviceforswitchingenergystoragecircuitisdiscovered. Thispaperputsforwardthecorrespondingpreventivemeasures. 犓犲狔狑狅狉犱狊:switch;trip;reclosing;contactor;jam 收稿日期:20171214 作者簡介:林偉鵬(1990-),從事變電運行、電氣試驗工作。 0 引言 500kV線路開關是變電站的主要設備,線路開關跳閘 會給電力系統的環網供電帶來嚴重影響,而當線路發生故 障開關跳閘時重合閘不動作,與平常遇到的重合閘不成功 事故案例有極大不同。本文將通過分析500kV 變電站 500kV龍羅甲線開關重合閘不動作事故的處理過程,對 可能導致線路開關跳閘的原因進行排查,找出跳閘的根 本原因, 并提出相應的處理500kV 線路開關跳閘的 方法。 1 事故經過 1.1 事故前運行方式 事故前運行方式如圖1所示。 (1)500kV部分:500kV #1M、#2M 在運行狀態; 500kV龍羅甲線在運行狀態;第三串5032、5033開關, 第四串5041開關,第六串5061、5062開關在運行狀態; 500kV1M、2MCVT 在運行狀態;500kV 梧龍甲線在檢 修狀態,第四串5042、5043開關在檢修狀態。 (2)主變部分:#2主變、#3主變在運行狀態;#2 主變、#3主變無載調壓抽頭檔位在“3”檔位置,后臺顯示 “3”檔;#2主變、#3主變中性點為直接接地方式。 (3)35kV 部分:35kV2M、3M 在運行狀態;35kV 2M、3M CVT 在運行狀態; #2 主變低302 開關掛于 35kV2M 運行,21L電抗器組、21C/22C電容器組在熱備 用狀態;#3主變低303開關掛于35kV3M 運行,31L電 抗器組、31C/32C電容器組在熱備用狀態;#1站用變變 高329開關掛于35kV2M 運行,#2站用變變高339開關 掛于35kV3M 運行。 (4)10kV部分:10kV #0站用變及變高541開關空載 運行(外接10kV蘋龍線電源)。 (5)220kV 部分:220kV GIS 設備存在問題, 暫未 投運。 1.2 故障跳閘情況 2017年6月13日17時27分25秒,500kV龍羅甲線 線路B相故障,主一縱聯差動保護動作,主二縱聯差動保 護動作,跳5032、5033開關B相,5032開關、5033開關 保護的重合閘動作, 重合閘成功。主一保護測距 35.1km,主二保護測距40.5km,行波測距及錄波裝置均 測錄不到距離。 2017年6月13日17時27分32秒,500kV龍羅甲線 線路B相故障,主一縱聯差動保護動作,主二縱聯差動保 護和接地距離I段保護動作,跳5032、5033開關B相,重 合閘未動作,溝通三跳動作跳5032、5033開關三相。主 一保護測距33.8km,主二保護測距29.7km,行波測距 1.7km,錄波裝置依然測錄不到測距。因500kV 梧龍甲線 99 運行維護 電工技術    !"#$% !!!"#$%&amp;amp;'()"&amp;amp;() 計劃檢修中,故500kV 龍羅甲線跳閘導致變電站500kV 設備,#2、#3主變及35kV設備失壓,站用電自動轉由 10kV蘋龍線外接電源供電。 1.3 二次設備檢查分析 1.3.1 設備第一次跳閘 (1)500kV龍羅甲線主一保護檢查:2017年6月13日 17時27分25秒25毫秒,500kV 龍羅甲線主一保護啟 動,縱聯差動保護動作, 故障相別為B 相, 測距為 35.1km;開入量變化主一保護啟動57ms后B相跳閘位置 變位;保護啟動999ms后B相跳閘位置變位返回。 (2)500kV龍羅甲線主二保護檢查:2017年6月13日 17時27分25秒224毫秒,500kV 龍羅甲線主二保護啟 動,縱聯差動保護動作, 故障相別為B 相, 測距為 40.5km;開入量變化主二保護啟動68ms后B相跳閘位置 變位;保護啟動1009ms后B相跳閘位置開入返回。 (3)500kV5033斷路器保護檢查:2017年6月13日 17時27 分25 秒242 毫秒,500kV5033 斷路器保護啟 動,26ms后B相跟跳動作,967ms后重合閘動作,保護 啟動988ms后5033斷路器B相變為合閘位置。 (4)500kV5032斷路器保護檢查:2017年6月13日 17時27 分25 秒239 毫秒,500kV5032 斷路器保護啟 動,28ms后B相跟跳動作,1453ms后重合閘動作,保護 啟動1476ms后5032斷路器B相跳閘位置返回。 !"#$ "%#$ !"#$ !%#&amp;amp; !%%'( )*+ !%%'( ),+ --, --- --* --. $$%'( )!+ -%- -$, -$- -$$ -$. !%/- !%/$ !%/, !%-- !%-$ -%$ &amp;amp;'() ,%'( '"$ !/, $$%'( )$+ $$%'( ),+ ! -!'( )-+ $$%'( )#+ /0#/ $%!# /0#! $$%- $%$# $%,! $%,$ $$%$ /0#- /0#$ /0#% /0#, /0!. )- -. *+, #$ )$ /0 -. 1$ )$ 23 ), 43 ), /0 )$ *+, -5 1$ -5 #$ -6 #$ -6 1$ -7$ 1234, 567!8992:7;< =>768<2=; ?=:7 !!"""#$%&amp;amp;'(! ! -!'( )*+   (5)錄波裝置檢查:錄波顯示區內無故障,500kV 龍 羅甲線B相電壓降低、B 相電流增大、B 相開關量動作 變位。 另外,行波測距裝置無法測距(行波測距裝置缺陷已 上報)。 1.3.2 設備第二次跳閘 (1)500kV龍羅甲線主一保護檢查:2017年6月13日 17時27分32秒392毫秒,500kV 龍羅甲線主一保護啟 動,縱聯差動保護運作, 故障相別為B 相, 測距為 33.8km。開入量變化保護啟動6ms后B相跳閘出口,保 護啟動50ms后B相跳閘出口返回。 (2)500kV龍羅甲線主二保護檢查:2017年6月13日 17時27分32秒377毫秒,500kV 龍羅甲線主二保護啟 動,縱聯差動保護和接地距離一段動作,故障相別為B 相,測距為29.75km。開入量變化保護啟動8ms后B相跳 閘出口,保護啟動52ms后B相跳閘出口返回。 (3)500kV5033斷路器保護檢查:500kV5033斷路器 保護啟動后,15ms溝通三跳動作跳ABC三相,27msB相 跟跳動作跳ABC三相,56msB相跟跳動作跳B相、溝通 三跳動作跳B相。 (4)500kV5032斷路器保護檢查:2017年6月13日 17時27 分32 秒394 毫秒,500kV5032 斷路器保護啟 動,17msB相跟跳動作,19msABC相跟跳動作、溝通三 跳動作;啟動時,開關低氣壓閉鎖重合閘開入動作(現場 開關為液壓機構開關,由于保護裝置軟件命名原因,該開 入實際為低油壓閉鎖開入)。 (5)錄波裝置檢查:錄波顯示區內無故障,500kV 龍 羅甲線B相電壓降低、B相電流增大,先B相開關量動作 變位,再繼續ABC三相開關量動作變位。 另外,行波測距裝置無法測距(行波測距裝置缺陷已 上報)。 100 電工技術 運行維護 !"#$ % ! ! " "     1.4 一次設備檢查分析 第一次跳閘與第二次跳閘相距時間較短,運行人員在 第二次跳閘發生后雷擊停止的情況下到現場檢查一次設備 情況。500kV第三串一次設備外觀無異常,5032、5033開 關在分閘位置,機構油位正常;5032、5033間隔各氣室指 示氣壓正常;5033開關就地匯控柜光字牌無異常告警; 5032開關就地匯控柜“CB(B)低油壓合閘告警”燈亮,5032 開關B相機構彈簧在“未儲能”位置。 1.5 檢查結論 運行人員最初認為,500kV龍羅甲線開關重合閘不動 作是由5032開關B相跳閘后未儲能導致。但是經過上述 分析后,可知兩次故障跳閘的時間間隔為7s,而重合閘充 電的時間為10s,兩次故障的發生時間小于開關重合閘充 電時間。由此可推斷兩次故障跳閘保護均正確動作,兩次 跳閘間隔為7s,小于重合閘充電時間10s,第二次跳閘保 護執行三跳不重合。5032開關未儲能機構缺陷與500kV 設備失壓無關聯。 2 故障開關處理 經檢查,發現儲能電機接觸器與時間繼電器連接處卡 阻,導致儲能接觸器不能吸合,電機回路不能接通造成B 相機構彈簧儲能失敗。處理過程:現場檢查發現5032開 關三相均在分閘位置,分閘到位;5032開關A、C兩相液 壓彈簧機構儲能到位,機構油位正常;5032開關B相液 壓機構儲能指示在未儲能與儲滿能之間(接近未儲能位 置,約占總行程的3/4),機構油位正常,現場未見滲漏油 跡象;通過儲能位置可基本判斷,5032開關B相在第一 次跳閘后一直未儲能,如圖2所示。 !"#$ !" % # &amp;amp;'()'($! $%&amp;amp;'()*+ *+,-$ ./01,2 34516,0 +/7+864+5/ !!"""#$% 查看圖紙(如圖3所示)后,打開5032開關就地匯控 柜發現k88B接觸器不吸合,常開接點不閉合,導致B相 電機儲能回路不通。再用萬用表測量兩端壓降正常,在 k88B線圈未燒壞、二次端子緊固前提下,推斷出k88B接 觸器卡阻。現場拆除k88B接觸器,發現其與時間繼電器 接觸的孔間隙過小形成卡阻。于是臨時將時間繼電器與接 觸器接觸的孔間隙擴大,重新安裝延時繼電器并確認無卡 阻后,現場就地操作5032開關分、合閘各3次,B相液壓 機構均能正常儲能。 ! ! ! " ! # ! $ ! %&amp;amp;'() *&amp;amp;+',+- ./ -.0., 1&amp;amp;,12&amp;amp;03 !!"""#$%! 3 防范措施及建議 針對儲能接觸器卡阻的問題,制定如下防范措施。 (1)督促廠家從元器件采購、設計等環節分析接觸器 發生卡阻的真正原因,制定永久整改措施。 (2)對變電站該類型的時間繼電器與接觸器的配合情 況進行全面排查與測試,對該站時間繼電器的整定值進行 校驗,發現問題立即處理。 發生線路事故跳閘時,由于后臺監控機會報出大量的 報文從而影響值班人員對事故種類判斷的效率,因此值班 人員首先不要查看事故報文,而應打開后臺監控機觀察事 故開關的合分位情況,只有開關處于合閘狀態才基本可斷 定線路是因短時雷擊而發生故障的,可判定重合閘成功; 若開關處于分閘狀態,則有可能出現以下幾種情況(排除 區內故障的前提下)。 (1)線路有永久故障點,造成單相接地,導致重合閘 不成功。 (2)線路有兩次瞬時故障點,且兩次的瞬時故障時間 小于開關重合閘的充電時間,導致開關重合閘不動作(本 次故障屬于該類情況)。 (3)線路存在相間故障或三相短路故障(此故障概率較 低)。 4 結語 導致線路開關跳閘的原因很多,在分析開關跳閘的原 因時需對相關的一、二次設備進行檢查和試驗,分析每項 檢查結果,才能找出開關跳閘的原因。運行人員在日常設 備維護過程中要加強對相關一、二次設備的檢查維護工 作,只有及時發現問題、處理問題,才能保證設備的安全 穩定運行。 參考文獻 [1]薛峰.電網繼電保護事故處理及案例分析[M].北京:中國電 力出版社,2012. (上接第96頁) 出現過熱隱患時,能及時向管理人員發送報警信息。該裝 置基于MCU 模塊和GSM 模塊,結構簡單、集成度高、 可靠性好,能高速、有效地完成數據的處理和傳輸過程, 及時反映電流互感器狀態,有利于電流互感器所在系統的 穩定運行。 101 運行維護 電工技術
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