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1、110kV变电所典型事故案例110kV变电所典型事故案列 第一章 110kV变电所主接线 110kV变电站根据供电可靠性、经济性、环境条件等多个因素，采用了不同的主接线方式，其中大多数采用内桥、单母线分段接线，还有少量的线变组接线。各种接线都有其特有的优缺点： 一、内桥接线： 优点：设备少、接线清晰简单，引出线的切除和投入比较方便，运行灵活性好，还可采用备用电源自投装置。 缺点：当变压器检修或故障时，要停掉一路电源和桥断路器，并且把变压器两侧隔离开关拉开，然后再根据需要投入线路断路器，这样操作步骤较多，继电保护装置也较复杂。 二、单母分段接线： 优点：接线简单清晰、设备少、操作方便、便于扩建和
2、采用成套配电装置。 缺点：不够灵活可靠，任意元件故障或检修，均须使整个配电装置停电。单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部母线仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障段的供电。 三、线变组接线： 优点：具有小型化、高可靠性、安全性好、安装周期短、维护方便、检修周期长等优点。 缺点：设备价格昂贵，一般在环境污秽条件恶劣，地价昂贵的城区等少数变电所采用。 第二章 110kV变电所主要的保护配置 一、线路保护 线路保护的配置主要是保证在故障来临时，保护能快速、可靠、正确的切除故障，以保证非故障设备的正常运行。 1、10kV线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流
3、速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 2、35kV线路保护 三段式过流保护：电流速动保护、限时电流速动保护、过电流保护； 过流加速保护：是独立的一段过流保护，与重合闸配合可选择前加速或后加速； 三相一次重合闸； 二、主变保护 现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性，因此必须根据变压器的容量和重要程度装设专用的保护装置。 变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路.绕组的匝间短路和单相接地短路。发生本体故障是很危险的因为短
4、路电流产生的电弧不仅会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气体，还可能引起变压器油箱的爆炸。变压器的引出线故障，主要是引出线上绝缘套管的故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。以下接合主接线图，分析一下主变保护的保护范围及动作情况： 1、 主变差动保护 作为主变压器线圈匝间短路及保护范围内相间短路和单相接地短路的主保护。正常保护范围为主变三侧差动CT之间。 2、主变后备保护 主变常见的后备保护有复合电压闭锁过流保护、零序过电流保护、零序电压闭锁过流保护。 复合电压闭锁过流保护 可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件(负序及相间电压)，
5、过流元件及时间元件等构成。 相间低电压定值U1应躲过正常运行的最地运行电压。 U1=0.7Ue=70 V 负序电压定值U2应躲过正常运行的最大不平衡电压。 U2=0.07Ue=7 V 过电流定值Idz应躲过正常运行的最大负荷电流。 Idz=1.4Ibe 时间定值Tdz：变压器中低压侧的时间定值Tdz应考虑与中低压侧出线的时间定值Tdz相配合；变压器高压侧的时间定值Tdz应考虑与中低压侧的时间定值Tdz相配合， 零序电流保护定值 零序电流保护作为大接地系统接地故障的后备保护。其电流一般取自变压器中性点接地刀闸支路，因此只适应中性点直接接地的变压器。 变压器中性点过电压保护 在大接地系统中，如失去
6、所有的变压器中性点而单相接地故障依然存在，变压器中性点对地电压将升高到相电压，出线端的相电压将升高到线电压，这对分级绝缘变压器的绝缘安全构成威胁。因此，必须在变压器中性点接地刀闸支路旁并接放电间隙，同时设置零序过压保护来保障变压器中性点的绝缘安全。 间隙放电后，电弧的能量会很快烧毁间隙，为保护间隙必需尽快切除变压器。所以又在间隙回路设置间隙过流保护。 零序过压保护定值Uoj：按PT开口可能出现的最大零序电压整定 Uoj=180 V 间隙过流定值,按规程规定一次值一般取 Ioj=100 A 间隙保护时间Toj一般取两段时间0.3/0.5 S。 中低压侧接有小电源时，0.3S跳电源联络线。0.5
7、S跳主变各侧。 各保护的保护范围及动作情况。 110kV复合电压闭锁过流保护：保护动作跳主变三侧及110kV母分开关，它是35kV、10kV母线的后备保护和线路保护的远后备保护，是变压器最后一级跳闸保护。 110kV零序过流保护：保护动作跳主变三侧及110kV母分开关。 110kV零序电压闭锁过流保护：保护动作跳主变三测及110kV母分开关。 110kV间隙零序过流保护：保护动作跳主变三侧及110kV母分开关。 35kV复合电压闭锁过流：作为35kV母线故障的主保护，35kV线路的后备保护。保护动作跳主变35kV开关。 35kV复合电压闭锁方向过流：方向朝主变，该保护在主变110kV送电时停用
8、，当由主变110kV 侧开口，35kV送10kV时投入。保护动作跳主变35kV开关和主变10kV开关。 10kV复合电压闭锁过流：作为10kV母线故障的主保护，10kV线路的后备保护。保护动作跳主变10kV开关。 过负荷保护：接于110kV套管流变、35kV流变、10kV流变，当主变过载时经一定延时发信，正常运行时该保护投入。 3、主变本体保护 主变本体保护又称非电量保护，主要包括主变本体重瓦斯、有载重瓦斯、本体轻瓦斯、有载轻瓦斯和本体压力释放。 本体重瓦斯、有载调压重瓦斯：可选择分别跳主变三侧开关及110kV母分开关或发信报警。 体轻瓦斯、有载调压轻瓦斯、温度过高、油位异常：经延时发信报警。
9、 本体压力释放发信报警。 瓦斯保护是变压器内部故障的主保护，它利用油浸式变压器油箱内发生任一种故障时，油箱内产生气体来动作，它具有较高的灵敏度，包括气体的体积及其形成的速度分为轻瓦斯、重瓦斯；更换或检修后的变压器，在投入运行时须将重瓦斯投入跳闸； 主变压力释放阀：当主变内部故障时，内压力达到整定值时，压力释放阀动作，作用为跳主变三侧开关或信号报警；信号复归需等到主变检修时，才能复归。 注意：在内桥接线中，当一台主变停运，而相应的110kV进线、110kV母分开关在运行或热备用状态时，应考虑将主变跳110kV进线和110kV母分开关的连跳压板取下。即主变差动、主变本体、主变110kV后备保护跳1
10、10kV进线和110kV母分开关出口压板。 第三章110kV变电所典型事故分析 以下事故分析仅以内桥接线的三圈变为例： 某变电所正常运行方式： 1101线送110kVI段母线、110kVI段母线压变、避雷器、1#主变。 1102进线送110kVII段母线、110kVII段母线压变、避雷器、2#主变。 110kV母分热备用。 1#主变35kV经35kVI段母线送：35kVI段母线压变、避雷器及35kVI段母线上的所有出线。 2#主变35kV经35kVII段母线送：35kVII段母线压变、避雷器及35kVII段母线上的所有出线。 35kV母分热备用。 1#主变10kV经10kVI段母线送：10kV
11、I段母线压变、避雷器及10kVI段母线上的所有出线。 2#主变10kV经10kVII段母线送：10kVII段母线压变、避雷器及10kVII段母线上的所有出线。 10kV母分热备用。 10kVI接#1、#3电容器，10kVII接#2、#4电容器，电容器低压保护投入。 #1主变10kV后备保护动作闭锁10kV母分备自投压板 投入 #1主变35kV后备保护动作闭锁35kV母分备自投压板 投入 #1主变保护动作闭锁110kV备自投压板 不考虑10kV联络线备投装置。 投入 事故分析一：1101线路单相接地永久性故障。 事故跳闸开关及主要保护动作情况：1101开关跳闸，110kV母分开关合闸，110kV
12、备投装置动作，#1、#3电容器低压保护动作。 事故处理：现场检查1101开关实际位置，开关、瓷瓶等有无明显的对地闪落、接地痕迹，汇报地调，进行故障点隔离。 正令处理： 1. 许可：110kV母分备用电源自投装置由自投改信号； 2. 1101线路由热备用改冷备用； 3. 1101线路由冷备用改检修。 4. 5. 6. 7. 事故分析二：1101开关与流变间发生单相接地永久故障。 事故跳闸开关及主要保护动作情况：1101线开关、#1主变35kV开关、#1主变10kV开关、10kV1、3电容器开关跳闸，10kV母分、35kV母分开关合闸。1主变差动保护动作，10kV备投装置动作，35kV备投装置动作
13、，10kV1、3电容器低电压保护动作。 事故处理：现场检查为1101开关流变A相靠开关侧有明显的对地闪落、接地痕迹。保护检查为#1主变差保护动作,跳1101线、#1主变35kV、10kV开关，35kV、10kV备投装置动作分别合35kV母分开关和10kV母分开关。相应的保护跳闸灯、告警灯亮，汇报地调、配调，进行故障点隔离。 正令处理： 1. 许可：35kV母分备用电源自投装置由自投改信号； 2. 许可：10kV母分备用电源自投装置由自投改信号； 3. 1101开关由热备用改冷备用； 4. 许可：110kV母分备用电源自投装置由自投改信号； 5. 合上110kV母分开关； 6. 合上#1主变35
14、kV开关； 7. 拉开35kV母分开关； 8. 许可：35kV母分备用电源自投装置由信号改自投； 9. 合上#1主变10kV开关； 10. 拉开10kV母分开关； 11. 许可：10kV母分备用电源自投装置由信号改自投； 12. 1101开关由冷备用改检修。 13. 14. 15. 16. 1101开关由检修改冷备用； 1101开关由冷备用改运行； 拉开110kV母分开关； 许可：110kV母分备用电源自投装置由信号改自投。 事故分析三：110kV母分开关与流变间发生单相接地永久故障。 事故跳闸开关及主要保护动作情况：1102线开关、#2主变35kV开关、#2主变10kV开1101线路由检修改
15、冷备用； 1101线路由冷备用改运行； 拉开110kV母分开关； 许可：110kV母分备用电源自投装置由信号改自投。 关、10kV1、2、3、4电容器开关跳闸，10kV母分、35kV母分开关合闸。2主变差动保护动作，10kV备投装置动作，35kV备投装置动作，10kV1、2、3、4电容器低电压保护动作。 事故处理：现场检查为110kV母分流变A相靠开关侧有明显的对地闪落、接地痕迹。保护检查为#2主变差保护动作,跳1102线、#2主变35kV、10kV开关，35kV、10kV备投装置动作分别合35kV母分开关和10kV母分开关。由于故障点位于110kV母分开关和I段母线闸刀间,仍故障点存在，由对
16、侧电源的零序II段保护动作跳对侧的1101线，造成本变电所全所失电，汇报地调、配调，进行故障点隔离。 正令处理： 1. 停用110kV母分备用电源自投装置； 2. 110kV母分开关热备用改冷备用； 3. 停用35kV、10kV母分备用电源自投装置； 4. 35kV、10kV线路由运行改热备用； 5. 1#主变35kV侧由运行改热备用； 6. 1#主变10kV侧由运行改热备； (由对侧电源对本电所110kVI段母线进行冲击正常) 7. 1#主变35kV侧由热备用改运行； 8. 1#主变10kV侧由热备用改运行； 9. 35kV线路由热备用改运行 ； 10. 10kV线路由热备用改运行；(能带多
17、少负荷就送多少线路) 11. 1102线由热备用改运行； 12. 2#主变35kV侧由热备用改运行； 13. 2#主变10kV侧由热备用改运行； 14. 35kV母分由运行改热备用； 15. 10kV母分由运行改热备用； 16. 35kV线路由热备用改运行； 17. 10kV线路由热备用改运行； 18. 110kV母分由冷备用改开关检修。 19. 110kV母分由检修改冷备用； 20. 110kV母分开关由冷备用改热备用。 事故分析四：#1主变闸刀A相发生单相接地永久故障。 事故跳闸开关及主要保护动作情况：1101线开关、#1主变35kV开关、#1主变10kV开关跳闸，10kV1、3电容器开关
18、跳闸，10kV母分、35kV母分开关合闸。1主变差动保护动作，10kV备投装置动作，35kV备投装置动作，10kV1、3电容器低电压保护动作。 事故处理：现场检查为#1主变闸刀A相发生单相接地故障有明显的对地闪落、接地痕迹。保护检查为#1主变差保护动作,跳1101线、#1主变35kV、10kV开关，35kV、10kV备投装置动作分别合35kV母分开关和10kV母分开关。相应的保护跳闸灯、告警灯亮，汇报地调、配调，进行故障点隔离。 正令处理： 1. 停用35kV、10kV母分备用电源自投装置； 2. #1主变10kV开关由热备用改冷备用； 3. #1主变35kV开关由热备用改冷备用； 4. 11
19、01线路由热备用改冷备用； 5. 停用110kV母分备用电源自投装置； 6. 许可：110kVI单元由备用转停役。 7. 许可：110kVI单元由停役转备用； 8. 1101线路由冷备用改运行； 9. 投入110kV母分备用电源自投装置； 10. #1主变35kV开关由冷备用改运行； 11. #1主变10kV开关由冷备用改运行； 12. 投入35kV、10kV母分备用电源自投装置。 事故分析五：#1主变10kV穿墙套管A、B相有裂纹发生相间故障，发#2主变过负荷信号。 开关及主要保护动作情况：1101线开关、1主变35kV开关、1主变10kV开关、10kV1、3电容器开关跳闸；10kV母分开关
20、、35kV母分开关合闸。1主变差动保护动作、35kV备投装置动作、10kV备投装置动作、10kV1、3电容器低电压保护动作，2主变过负荷等光字牌亮。 事故检查及处理：现场检查1主变差动保护范围内设备，发现在1主变10kV穿墙 A、B相有裂纹，有相间闪落痕迹，造成1主变差动保护动作，跳开1进线开关、主变35kV开关和10kV开关，引起35kV备投装置和10kV备投装置动作分别合35kV母分和10kV母分，由2主变供全所负荷，造成2主变过负荷。首先考虑到2主变已经过负荷，应由配调控制10kV负荷，对10kV线路进行拉闸，使主变负荷在额定负荷以下。然后隔离故障点： 正令处理： 1. 停用10kV母分
21、备投装置 2. 停用35kV母分备投装置 3. 1主变10kV开关由热备用改冷备用 4. 1主变35kV开关由热备用改冷备用 5. 1101线由热备用改冷备用 6. 1主变由冷备用改10kV侧主变开关检修 7. 1101线由冷备用改运行 8. 10kV1电容器由热备用改运行 9. 10kV3电容器由热备用改运行 为了使2主变在满负荷的情况下不发生温度过热的现象，可以考虑将1主变的一部分负荷转移出去，以下有两种方法： 方法一：35kV一部分负荷可以改由其余电源点提供，比如将3502线上所带负荷转移至3502线所在35kV变电所的另外一条进线上去。 方法二：考虑到1主变的事故处理时间可能较长，可以
22、考虑由另外的110kV变电所、220kV变电所通过本变电所的35kV联络线3501线转供35kVI段母线负荷，以达到减小2主变负荷的目的。具体调令： 1、 停用3301线保护 2、 停用3301线重合闸 3、 3501线由热备用改运行 4、 35kV母分由运行改热备用 5、 投入35kV备投装置 最后将1主变改运行及恢复送电。 事故分析六：#1主变10kV开关主变侧相间短路。 开关及主要保护动作情况：#1主变10kV开关、1101开关跳闸，10kV1、3电容器开关跳闸。#1主变10kV后备保护动作，#1主变110kV后备保护动作，10kV1、3电容器低电压保护动作。 事故检查及分析处理：现场检
23、查#1主变110kV后备保护和#1主变10kV后备保护范围内设备情况。发现#1主变10kV开关柜内有异味。保护装置检查#1主变10kV后备保护动作，#1主变110kV后备保护动作，10kV1、3电容器低电压保护动作；#1主变10kV开关、1101开关、10kV1、3电容器开关跳闸。 故障分析：#1主变10kV开关内故障，#1主变10kV后备保护动作，跳#1主变10kV开关，闭锁10kV母分备自投；故障点依然存在，#1主变110kV后备保护动作，跳#1主变110kV开关，闭锁110kV母分备自投，110kVI段母线、10kVI段母线失压。 正令处理： 1. 1主变10kV开关由热备用改冷备用 2
24、. 10kV线路由运行改热备用 3. 停用10kV母分备投装置 4. 合上10kV母分开关 5. 10kV线路由热备用改运行 6. 1101线由热备用改冷备用 7. 1主变由冷备用改10kV侧主变开关检修 8. 1101线由冷备用用改运行 事故分析七：#1主变10kV开关爆炸。 开关及主要保护动作情况：1101开关跳闸，10kV母分开关合闸，10kV母分开关跳闸，10kV1、3电容器开关跳闸。#1主变110kV后备保护动作，10kV母分备自投动作，10kV1、3电容器低电压保护动作。#2主变10kV后备保护动作。 事故检查及分析处理：现场检查#1主变110kV后备保护和#2主变10kV后备保护
25、范围内设备情况。现场检查发现#1主变10kV开关爆炸，有容烟。保护装置检查#1主变110kV后备保护动作，#2主变10kV后备保护动作，10kV1、3电容器低电压保护动作；#1主变110kV开关、10kV1、3电容器开关跳闸，10kV母分备自投动作，10kV母分跳闸。 故障分析：#1主变10kV开关爆炸，#1主变10kV后备保护不动作，由上一级保护动作，#1主变110kV后备保护动作，跳#1主变110kV开关，闭锁110kV母分备自投；#1主变10kV母分备自投动作，合10kV母分开关；由于故障还是存在，所以#2主变10kV后备保护动作，跳10kV母分开关，切除故障。110kVI段母线、10k
26、VI段母线失压。 正令处理： 1. 停用10kV母分备投装置 2. 1主变10kV开关由热备用改检修 3. 1101线路由热备用改运行 4. 10kV线路由运行改冷备用 5. 10kVI段母线由运行改冷备用 6. 许可：10kVI段母线由冷备用转停役 事故分析八：101开关爆炸。 开关及主要保护动作情况：#1主变10kV开关跳闸、10kV1、3电容器开关跳闸。#1主变10kV后备保护动作，10kV1、3电容器低电压保护动作。 事故检查及分析处理：现场检查#1主变10kV后备保护范围内设备情况。现场检查发现101开关爆炸，有容烟。保护装置检查#1主变10kV后备保护动作，10kV1、3电容器低电
27、压保护动作；#1主变10kV开关、10kV1、3电容器开关跳闸。 故障分析：101开关爆炸，由于流变在10kV线路侧，开关爆炸，无电流，所以10kV线路过流II段不动作，由上一级保护#1主变10kV后备保护动作，跳#1主变10kV开关，并闭锁10kV母分备自投，切除故障。10kVI段母线失压。 正令处理： 1. 将10kV线路改冷备用 2. 将10kVI段母线由冷备用改检修 事故分析九：101线路A相接地故障 事故现象：发告警信号，10kVI段母线电压异常A相电压为0，B相电压为10kV，C相电压为10kV。 现场检查：发生单相接地时，去现场检查应穿绝缘靴，不能触摸现场设备。检查10kVI段母
28、线上开关柜有无放电、异味，万用表测量10kVI段母线压变二次熔丝上下桩头电压值。检查所内设备情况正常，汇报调度。 事故处理：采用拉路法，寻找接地线路，每拉一条线路，检查母线电压回升情况。无任是否拉倒故障线路，都要先送回去。 事故分析十：35kVI段母线电压异常，三相电压不一致。 事故检查：现场后台机检查发现35kVI段母线电压异常，A相电压为19.2kV，C相电压为20.5kV，B相电压为20kV。“1#主变35kV电压回路断线”光字牌亮。现场35kVI段母线电压检查未发现异常的声响和气味，所以根据现象初步判断为35kVI段母线压变A相二次熔丝熔断。 事故处理：用万用表测量35kVI段母线压变
29、二次熔丝上下桩头电压值：A相上下桩头电压为53V，B相上下桩头为57V，C相上下桩头为57.2V。压变二次熔丝完好，估计是由于A相高压熔丝未完全熔断造成。根据萧调令35kVI段母线压变由运行改压变检修，对35kVkVI段母线压变高压熔丝进行测量发现A相熔丝熔断，更换熔丝复役后，光字牌自行消失，电压恢复正常。由于35kVI段母线压变A相并未完全熔断，电压下降不大，压变开口三角电压并为达到继电器启动值，所以35kVI段母线接地光子牌未亮。 正令处理： 1. 停用35kV母分备投装置 2. 合上35kV母分开关 3. 拉开#1主变35kV开关 4. 35kVI段母线压变由运行改检修 5. 35kVI
30、段母线压变由检修改运行 6. 合上#1主变35kV开关 7. 拉开35kV母分开关 8. 投入35kV母分备投装置 事故分析十一：10kV电容器远方无法合闸，发“控制回路断线”信号。 事故检查：首先后台机检查无任何告警信号，现场检查开关正常，有异味，开关储能正常，远方/就地小开关在远方位置，控制电源小开关在合上位置，电容器组正常。初步判断为合闸线圈烧掉，汇报调度。 正令处理： 1、10kV1号电容器由热备用改冷备用 2、10kV1号电容器由冷备用改开关检修 等待变检处理。变检检查发现10kV1号电容器开关本合闸线圈烧掉，更换合闸线圈。 分析10kV电容器后台机无法远方合闸的几种可能性： 反校码
31、错误； 闭锁电容器投切压板在投入位置； “远方/就地”小开关在就地位置； 控制回路故障； 电容器开关小车本体故障。 事故分析十二：中央信号盘 “直流接地” 光字牌亮，不可复归时。 事故检查： 1. 先确定何极接地；再根据BWZJ-型绝缘监测系统显示，找出故障支路，然后要根据气候、设备工作情况及直流系统绝缘的薄弱环节选定检查重点和拉路顺序，试拉分路熔丝，一般顺序为：先照明、合闸及信号回路，后控制回路；先室外后室内；先次要后重要；先局部后综合回路。 2. 涉及保护、控制回路的拉路须经调度许可，并由两人进行：一人操作，一人监护，并应及时观察母线绝缘回升情况。拉路时要迅速，要防止保护误动。 3. 直流一旦发生接地首先应停止一切电气设备上的工作，以防止再发生多点接地情况。 4. 使用仪表寻找接地点时，应使用高内阻电压表，并应防止直流系统的另一点接地、短路等异常发生。使用欧姆表或摇表测量时，应确认被测回路的电源已完全切断后进行，不得使用人为短路和串接灯泡等方法寻找故障。 5. 取熔丝时应先正极后负极，放上时相反，并注意可能造成的接地极性转移。 6. 接地故障发生在电源母线上时，可试拉充电装置或蓄电池。 7. 查找直流接地的方法，应在值班日志上做好详细记录。 事故原因分析 直流回路有工作人员。 保护盘或控制盘中元件接地。 雨季户外端子箱、机构箱、隔离开关或断路器转换接点受潮造成。
