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500kV变电站500kV线路开关跳闸事故处理及分析

文档作者：林伟鹏文档来源：广东电网有限责任公司云浮供电局		点击数：	更新时间： 2021年06月11日
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５００犽犞变电站５００犽犞线路开关跳闸事故处理及分析
林伟鹏
（广东电网有限责任公司云浮供电局，广东云浮５２７３００）
摘　要：针对一起５００ｋＶ变电站５００ｋＶ龙罗甲线开关跳闸事故，通过分析事故发生后一、二次设备的检查、试验内
容，对线路开关跳闸故障原因进行判断，找出开关跳闸的根本原因及开关储能回路元件的设备紧急缺陷，并提出了相
应的防范措施。
关键词：开关；跳闸；重合闸；接触器；卡阻
中图分类号：ＴＭ７７３
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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
作者简介：林伟鹏（１９９０－），从事变电运行、电气试验工作。
０ 引言
５００ｋＶ线路开关是变电站的主要设备，线路开关跳闸
会给电力系统的环网供电带来严重影响，而当线路发生故
障开关跳闸时重合闸不动作，与平常遇到的重合闸不成功
事故案例有极大不同。本文将通过分析５００ｋＶ 变电站
５００ｋＶ龙罗甲线开关重合闸不动作事故的处理过程，对
可能导致线路开关跳闸的原因进行排查，找出跳闸的根
本原因， 并提出相应的处理５００ｋＶ 线路开关跳闸的
方法。
１ 事故经过
１．１ 事故前运行方式
事故前运行方式如图１所示。
（１）５００ｋＶ部分：５００ｋＶ ＃１Ｍ、＃２Ｍ 在运行状态；
５００ｋＶ龙罗甲线在运行状态；第三串５０３２、５０３３开关，
第四串５０４１开关，第六串５０６１、５０６２开关在运行状态；
５００ｋＶ１Ｍ、２ＭＣＶＴ 在运行状态；５００ｋＶ 梧龙甲线在检
修状态，第四串５０４２、５０４３开关在检修状态。
（２）主变部分：＃２主变、＃３主变在运行状态；＃２
主变、＃３主变无载调压抽头档位在“３”档位置，后台显示
“３”档；＃２主变、＃３主变中性点为直接接地方式。
（３）３５ｋＶ 部分：３５ｋＶ２Ｍ、３Ｍ 在运行状态；３５ｋＶ
２Ｍ、３Ｍ ＣＶＴ 在运行状态； ＃２ 主变低３０２ 开关挂于
３５ｋＶ２Ｍ 运行，２１Ｌ电抗器组、２１Ｃ／２２Ｃ电容器组在热备
用状态；＃３主变低３０３开关挂于３５ｋＶ３Ｍ 运行，３１Ｌ电
抗器组、３１Ｃ／３２Ｃ电容器组在热备用状态；＃１站用变变
高３２９开关挂于３５ｋＶ２Ｍ 运行，＃２站用变变高３３９开关
挂于３５ｋＶ３Ｍ 运行。
（４）１０ｋＶ部分：１０ｋＶ ＃０站用变及变高５４１开关空载
运行（外接１０ｋＶ苹龙线电源）。
（５）２２０ｋＶ 部分：２２０ｋＶ ＧＩＳ 设备存在问题， 暂未
投运。
１．２ 故障跳闸情况
２０１７年６月１３日１７时２７分２５秒，５００ｋＶ龙罗甲线
线路Ｂ相故障，主一纵联差动保护动作，主二纵联差动保
护动作，跳５０３２、５０３３开关Ｂ相，５０３２开关、５０３３开关
保护的重合闸动作， 重合闸成功。主一保护测距
３５．１ｋｍ，主二保护测距４０．５ｋｍ，行波测距及录波装置均
测录不到距离。
２０１７年６月１３日１７时２７分３２秒，５００ｋＶ龙罗甲线
线路Ｂ相故障，主一纵联差动保护动作，主二纵联差动保
护和接地距离Ｉ段保护动作，跳５０３２、５０３３开关Ｂ相，重
合闸未动作，沟通三跳动作跳５０３２、５０３３开关三相。主
一保护测距３３．８ｋｍ，主二保护测距２９．７ｋｍ，行波测距
１．７ｋｍ，录波装置依然测录不到测距。因５００ｋＶ 梧龙甲线
９９
运行维护　电工技术
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计划检修中，故５００ｋＶ 龙罗甲线跳闸导致变电站５００ｋＶ
设备，＃２、＃３主变及３５ｋＶ设备失压，站用电自动转由
１０ｋＶ苹龙线外接电源供电。
１．３ 二次设备检查分析
１．３．１ 设备第一次跳闸
（１）５００ｋＶ龙罗甲线主一保护检查：２０１７年６月１３日
１７时２７分２５秒２５毫秒，５００ｋＶ 龙罗甲线主一保护启
动，纵联差动保护动作， 故障相别为Ｂ 相， 测距为
３５．１ｋｍ；开入量变化主一保护启动５７ｍｓ后Ｂ相跳闸位置
变位；保护启动９９９ｍｓ后Ｂ相跳闸位置变位返回。
（２）５００ｋＶ龙罗甲线主二保护检查：２０１７年６月１３日
１７时２７分２５秒２２４毫秒，５００ｋＶ 龙罗甲线主二保护启
动，纵联差动保护动作， 故障相别为Ｂ 相， 测距为
４０．５ｋｍ；开入量变化主二保护启动６８ｍｓ后Ｂ相跳闸位置
变位；保护启动１００９ｍｓ后Ｂ相跳闸位置开入返回。
（３）５００ｋＶ５０３３断路器保护检查：２０１７年６月１３日
１７时２７ 分２５ 秒２４２ 毫秒，５００ｋＶ５０３３ 断路器保护启
动，２６ｍｓ后Ｂ相跟跳动作，９６７ｍｓ后重合闸动作，保护
启动９８８ｍｓ后５０３３断路器Ｂ相变为合闸位置。
（４）５００ｋＶ５０３２断路器保护检查：２０１７年６月１３日
１７时２７ 分２５ 秒２３９ 毫秒，５００ｋＶ５０３２ 断路器保护启
动，２８ｍｓ后Ｂ相跟跳动作，１４５３ｍｓ后重合闸动作，保护
启动１４７６ｍｓ后５０３２断路器Ｂ相跳闸位置返回。
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　　（５）录波装置检查：录波显示区内无故障，５００ｋＶ 龙
罗甲线Ｂ相电压降低、Ｂ 相电流增大、Ｂ 相开关量动作
变位。
另外，行波测距装置无法测距（行波测距装置缺陷已
上报）。
１．３．２ 设备第二次跳闸
（１）５００ｋＶ龙罗甲线主一保护检查：２０１７年６月１３日
１７时２７分３２秒３９２毫秒，５００ｋＶ 龙罗甲线主一保护启
动，纵联差动保护运作， 故障相别为Ｂ 相， 测距为
３３．８ｋｍ。开入量变化保护启动６ｍｓ后Ｂ相跳闸出口，保
护启动５０ｍｓ后Ｂ相跳闸出口返回。
（２）５００ｋＶ龙罗甲线主二保护检查：２０１７年６月１３日
１７时２７分３２秒３７７毫秒，５００ｋＶ 龙罗甲线主二保护启
动，纵联差动保护和接地距离一段动作，故障相别为Ｂ
相，测距为２９．７５ｋｍ。开入量变化保护启动８ｍｓ后Ｂ相跳
闸出口，保护启动５２ｍｓ后Ｂ相跳闸出口返回。
（３）５００ｋＶ５０３３断路器保护检查：５００ｋＶ５０３３断路器
保护启动后，１５ｍｓ沟通三跳动作跳ＡＢＣ三相，２７ｍｓＢ相
跟跳动作跳ＡＢＣ三相，５６ｍｓＢ相跟跳动作跳Ｂ相、沟通
三跳动作跳Ｂ相。
（４）５００ｋＶ５０３２断路器保护检查：２０１７年６月１３日
１７时２７ 分３２ 秒３９４ 毫秒，５００ｋＶ５０３２ 断路器保护启
动，１７ｍｓＢ相跟跳动作，１９ｍｓＡＢＣ相跟跳动作、沟通三
跳动作；启动时，开关低气压闭锁重合闸开入动作（现场
开关为液压机构开关，由于保护装置软件命名原因，该开
入实际为低油压闭锁开入）。
（５）录波装置检查：录波显示区内无故障，５００ｋＶ 龙
罗甲线Ｂ相电压降低、Ｂ相电流增大，先Ｂ相开关量动作
变位，再继续ＡＢＣ三相开关量动作变位。
另外，行波测距装置无法测距（行波测距装置缺陷已
上报）。
１００
电工技术　运行维护
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１．４ 一次设备检查分析
第一次跳闸与第二次跳闸相距时间较短，运行人员在
第二次跳闸发生后雷击停止的情况下到现场检查一次设备
情况。５００ｋＶ第三串一次设备外观无异常，５０３２、５０３３开
关在分闸位置，机构油位正常；５０３２、５０３３间隔各气室指
示气压正常；５０３３开关就地汇控柜光字牌无异常告警；
５０３２开关就地汇控柜“ＣＢ（Ｂ）低油压合闸告警”灯亮，５０３２
开关Ｂ相机构弹簧在“未储能”位置。
１．５ 检查结论
运行人员最初认为，５００ｋＶ龙罗甲线开关重合闸不动
作是由５０３２开关Ｂ相跳闸后未储能导致。但是经过上述
分析后，可知两次故障跳闸的时间间隔为７ｓ，而重合闸充
电的时间为１０ｓ，两次故障的发生时间小于开关重合闸充
电时间。由此可推断两次故障跳闸保护均正确动作，两次
跳闸间隔为７ｓ，小于重合闸充电时间１０ｓ，第二次跳闸保
护执行三跳不重合。５０３２开关未储能机构缺陷与５００ｋＶ
设备失压无关联。
２ 故障开关处理
经检查，发现储能电机接触器与时间继电器连接处卡
阻，导致储能接触器不能吸合，电机回路不能接通造成Ｂ
相机构弹簧储能失败。处理过程：现场检查发现５０３２开
关三相均在分闸位置，分闸到位；５０３２开关Ａ、Ｃ两相液
压弹簧机构储能到位，机构油位正常；５０３２开关Ｂ相液
压机构储能指示在未储能与储满能之间（接近未储能位
置，约占总行程的３／４），机构油位正常，现场未见渗漏油
迹象；通过储能位置可基本判断，５０３２开关Ｂ相在第一
次跳闸后一直未储能，如图２所示。
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查看图纸（如图３所示）后，打开５０３２开关就地汇控
柜发现ｋ８８Ｂ接触器不吸合，常开接点不闭合，导致Ｂ相
电机储能回路不通。再用万用表测量两端压降正常，在
ｋ８８Ｂ线圈未烧坏、二次端子紧固前提下，推断出ｋ８８Ｂ接
触器卡阻。现场拆除ｋ８８Ｂ接触器，发现其与时间继电器
接触的孔间隙过小形成卡阻。于是临时将时间继电器与接
触器接触的孔间隙扩大，重新安装延时继电器并确认无卡
阻后，现场就地操作５０３２开关分、合闸各３次，Ｂ相液压
机构均能正常储能。
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３ 防范措施及建议
针对储能接触器卡阻的问题，制定如下防范措施。
（１）督促厂家从元器件采购、设计等环节分析接触器
发生卡阻的真正原因，制定永久整改措施。
（２）对变电站该类型的时间继电器与接触器的配合情
况进行全面排查与测试，对该站时间继电器的整定值进行
校验，发现问题立即处理。
发生线路事故跳闸时，由于后台监控机会报出大量的
报文从而影响值班人员对事故种类判断的效率，因此值班
人员首先不要查看事故报文，而应打开后台监控机观察事
故开关的合分位情况，只有开关处于合闸状态才基本可断
定线路是因短时雷击而发生故障的，可判定重合闸成功；
若开关处于分闸状态，则有可能出现以下几种情况（排除
区内故障的前提下）。
（１）线路有永久故障点，造成单相接地，导致重合闸
不成功。
（２）线路有两次瞬时故障点，且两次的瞬时故障时间
小于开关重合闸的充电时间，导致开关重合闸不动作（本
次故障属于该类情况）。
（３）线路存在相间故障或三相短路故障（此故障概率较
低）。
４ 结语
导致线路开关跳闸的原因很多，在分析开关跳闸的原
因时需对相关的一、二次设备进行检查和试验，分析每项
检查结果，才能找出开关跳闸的原因。运行人员在日常设
备维护过程中要加强对相关一、二次设备的检查维护工
作，只有及时发现问题、处理问题，才能保证设备的安全
稳定运行。
参考文献
［１］薛峰．电网继电保护事故处理及案例分析［Ｍ］．北京：中国电
力出版社，２０１２．
（上接第９６页）
出现过热隐患时，能及时向管理人员发送报警信息。该装
置基于ＭＣＵ 模块和ＧＳＭ 模块，结构简单、集成度高、
可靠性好，能高速、有效地完成数据的处理和传输过程，
及时反映电流互感器状态，有利于电流互感器所在系统的
稳定运行。
１０１
运行维护　电工技术

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