摘要：针对某110kV无人值班站发生的#1站变接地变异常跳闸事件，对故障设备进行调查、分析，从各个方面分析事件的原因及动作机理，发现接地装置在监视、运维、检修工作的不足，提出相应的控制措施，提升设备的运行可靠性。
关键词：接地装置；异常跳闸；避雷器
1 事故经过及保护动作情况
2014年8月18日15时36分，某110kV无人值班站10kV F2龙桥线702开关定时限过流保护动作跳闸重合成功；同时#1站变接地变514开关定时限过流保护动作跳闸，380V备自投动作，该站站用负荷由#1站变接地变转由#3站变接地变供电。现场初步检查，确认10kV F2龙桥线702开关、#1站变接地变514开关保护正确动作、本体无异常，并发现#1站变接地变中性点避雷器开裂，且有明显放电痕迹。
2 二次设备检查分析
2.1消弧装置动作情况检查
1、查后台机历史告警报文，发现从7月3日4时37分开始，后台机反复发出”#1消弧位移电压过低告警”动作、复归信号，直至7月4日3时49分复归后为止。根据10kV消弧接地系统结构特点，当消弧系统检测到中性点电压低于6V（一次值）时装置会报”电压过低”信号。
2、检查后台机信息，发现消弧装置在8月18日9时36分起重复报”#1消弧触发异常、#1消弧装置故障告警”动作、复归信号，并在当天下午13点16分告警动作后不再复归。
3、检查#1消弧装置保护，发现8月18日#1消弧装置无任何动作报告，消弧系统在系统发生接地故障时刻并未有启动。
2.2站变接地变保护动作情况检查
现场核查后台机SOE报文中可得#1站变接地变514开关保护动作情况，结合其定值可得如下数据：
另外，从#1站变接地变保护装置报文得知，保护装置动作时间与SOE报文一致，定时限过电流动作的A相电流为1.91A（一次值：382A），大于定值单的整定值1.1A（一次值：220A），逻辑正确动作。
2.3馈线保护动作情况检查
本次异常跳闸除#1站变接地变动作外，还有同时出现10kV F2保护动作，从后台机SOE报文中可得702开关保护动作情况，结合其定值可得如下数据：
另外，从F2保护装置报文得知，保护装置动作时间与SOE报文一致，定时限过电流动作的A相电流为2.98A（一次值：1788A），大于定值单的整定值0.9A（一次值：540A），逻辑正确动作。
2.4集控端信号检查
由于该站为无人值班站，日常监视数据均上报到集控端。调查集控端数据发现在7月3日至8月18日的期间，集控端没有发出”消弧装置异常”的相关信号。仅在开关跳闸时，发出相应的保护动作及开关变位信号。
但在此期间，10kV 1M母线共发出4次接地故障告警并复归的信号。
2.5二次设备检查综述
综上所述，#1站变接地变514开关保护及10kV F2开关保护均为正确动作，初步怀疑由于F2线路发生故障，且消弧系统未启动补偿，引发#1站变接地变保护动作。另外还有两个问题需要进一步分析：（1）”#1消弧位移电压过低”的原因；（2）集控端未发出”消弧装置异常”信号，导致无法及时发现设备异常。
3 一次设备检查分析
3.1一次设备检查
1、检查514开关各部件外观状况良好，对514开关进行了机械特性及低电压动作测试，结果合格。
2、检查#1站变接地变及其消弧线圈外观良好，确认档位为2-3-3档，试验所完成绝缘及耐压试验后，确认各项数据合格。
3、现场检查发现#1站变接地变中性点避雷器本体已击穿，外绝缘材料已有烧熔现象，随后对故障避雷器进行解剖，发现内部氧化锌阀片已烧熔，用2500V电动摇表测量避雷器绝缘为0。
4、解剖故障避雷器（如图2）发现：（1）故障避雷器复合硅橡胶第一至第三伞裙之间，已被击穿开裂四分之三，硫化硅橡胶外伞裙击穿部分存在烧熔现象，拨开外伞裙观察其内壁，除击穿部位，其他部位内壁光洁良好，无爬电闪络痕迹与受潮现象；（2）故障避雷器的内部三片阀片外部已完全变黑，质地变脆，外观已明显烧熔变形，且三片阀片中间均有明显击穿形成的孔洞；两块空心垫块有部分烧熔现象，整体为黑色，内表面有固定片的烧熔物质黏附，内部三块固定片已完全烧熔，中间存在空洞，整体为黑色。
图2 故障避雷器解剖图
3.2一次设备检查综述
综合上述，本次避雷器内部故障属产品质量问题，由于运行中阀片出现劣化情况，在经受多次系统过电压冲击下，避雷器内部三个阀片均被击穿，使得接地变绕过消弧线圈直接接地，造成10kV 1M改变为中性点直接接地系统。当8月18日发生F2接地故障后，短路电流流过避雷器时，引起劣化的避雷器阀片的热崩溃，造成第一至第三伞裙外绝缘破裂，以及内部导体熔毁故障。
4 故障原因分析及发展机理
7月3日4时37分，后台机发出10kV 1M母线接地告警并复归，而后不停的报”#1消弧位移电压过低”告警动作、复归信号，表明避雷器已出现阀片劣化击穿现象，中性点产生的位移电压被短路，消弧线圈无法感应到电压，导致当日不断出现”#1消弧位移电压过低”告警动作、复归信号。
随后7月14日至8月3日陆续出现3次1M母线接地告警并立刻复归，即存在瞬间的接地故障，系统过电压继续冲击避雷器阀片使其加速劣化。
8月18日9时36分，消弧装置再次重复出现”#1消弧触发异常、#1消弧装置故障告警”动作、复归信号，直至13时19分之后该信号再没有返回，表明避雷器内部阀片已处于完全导通状态，消弧系统报警不再复归，此时#1站变接地变中性点直接接地，10kV 1M变成直接接地系统，整个消弧系统失去作用。但由于集控端没有发出”消弧装置异常”等信号，造成无法及时监控到故障情况。
图3 故障机理
8月18日15时36分发生F2线路故障，此时由于接地故障电流流过避雷器，较低阻抗的阀片严重过热引起热崩溃，同时故障电流流过514开关造成514开关过流保护动作跳闸（如图3所示）。
5 暴露问题及应对措施：
该避雷器存在质量问题，出现阀片运行中劣化击穿现象，不满足安全运行要求。停电更换避雷器并试验合格后，恢复#1站变接地变送电，运行正常。同时为避免同类事件发生，后续对管辖范围内所有10kV接地变中性点避雷器及后台信息开展排查，及时消除隐患。
2、调查发现”四遥导则”中没有明确必须上报”接地装置异常”的信息，故无法远程监视接地装置故障情况。事件后，通过完善”四遥导则”，明确接地装置信号上送要求，减少远程监视的盲点。
6 结论
现时10kV系统多采用消弧线圈或小电阻接地方式，当接地装置发生故障时将会改变10kV系统的运行方式，为确保系统的安全可靠运行，提出如下建议：（1）投运前加强接地装置及其附属配件验收质量及技术监督，确保设备不留隐患地投运；（2）投运后加强接地装置的远程监视及运维检修，及时发现并消除设备隐患。
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作者简介：
刘柏良（1984-）男，广东东莞，汉族，大学本科，工程师，从事变电运行工作。
论文作者:刘柏良
论文发表刊物:《电力设备》2018年第34期
论文发表时间:2019/5/20
标签：避雷器论文; 动作论文; 故障论文; 装置论文; 信号论文; 系统论文; 异常论文; 《电力设备》2018年第34期论文;