WXRedian | 电能革新 | 柳州供电局单国栋：一起110kV断路器偷跳引起的10kV备自投装置拒动事故分析

针对一起110kV断路器因机构原因偷跳，10kV备自投装置未动作，导致10kV母线失电压的事故，广西电网公司柳州供电局的单国栋在2024年第6期《电气技术》上撰文详细分析10kV备自投装置的动作逻辑及其拒动原因，并结合此次事故提出相应的防范措施，以期为类似事故的处理提供参考。

随着区域电网之间的联系日益紧密，主网架构逐渐加强，配电网的改造增多，新型保护装置得到大量使用，保护装置之间的配合显得尤为重要。备自投装置可以实现电力系统中备用电源的自动切换。当主电源故障或退出运行时，备自投装置能够迅速切换到备用电源，以保证关键电网的供电可靠性。作为一种安全自动控制装置，备自投装置在电力系统中起着重要作用。

1 系统图及设备运行情况

110kV进德站主接线方式为内桥接线，110kV 1M、2M无母线电压互感器（potential transformer, PT），采用线路PT重动后，作为110kV母线电压。低压侧10kV系统为不接地运行方式。110kV进德站一次系统接线如图1所示。

图1 110kV进德站一次系统接线

系统运行方式如下：110kV莲成进Ⅰ线进105断路器运行，110kV莲成进Ⅱ线进106断路器运行，110kV分段断路器进100A分位；1号主变10kV侧进91断路器运行，2号主变10kV侧进92A断路器运行，10kV分段断路器进90A热备用。10kV备自投装置方式3、方式4（分段备自投）充电满。

事故发生时，110kV莲成进Ⅰ线进105断路器由于机构问题发生跳闸，10kV 1M母线失电压。10kV备自投装置未动作。

2 检查与试验

2.1 设备检查

事故发生后，专业人员立即进站收集相关信息，发现2023年12月7日14:03:51—17:06:31期间，110kV进德站110kV莲成进Ⅰ线进105断路器多次发控制回路断线信号。经事后检查发现，110kV莲成进Ⅰ线进105断路器控制回路断线是由105断路器跳闸回路的断路器辅助触头动作不到位所致。

17:16:32.768，110kV莲成进Ⅰ线进105断路器机构箱内断路器辅助触头击穿，进105断路器跳闸。

检查10kV备自投装置告警，保护装置充电灯亮，无动作信号及报文；检查装置外观无异常，电压、电流回路无异常，功能及出口压板均在投入状态。

2.2 10kV备自投装置试验分析

10kV备自投装置方式3、方式4（分段备自投）功能一致，以方式3（跳1号主变10kV侧进91断路器、合10kV分段断路器进90A）为例。10kV备自投装置输入输出示意图如图2所示。

图2 10kV备自投装置输入输出示意图

此次试验主要模拟带负荷试验和110kV莲成进Ⅰ线进105断路器偷跳两种工况下，10kV备自投装置的动作行为。两种工况下备自投装置动作情况见表1。

表1中相关名词含义如下：电源1，110kV 1M A相电压，经110kV莲成进Ⅰ线进105线路PT重动；电源2，110kV 2M A相电压，经110kV莲成进Ⅱ线进106线路PT重动；进线1电流，1号主变10kV侧进91断路器电流；进线2电流，2号主变10kV侧进92A断路器电流；进线1断路器位置，1号主变10kV侧进91断路器分位；进线2断路器位置，2号主变10kV侧进92A断路器分位。

表1 两种工况下备自投装置动作情况

从表1可得出如下结论：

1）当进线1断路器由合位变分位，10kV 1M三相无电压且满足进线1无电流判据时，不论电源1、电源2是否有电压，10kV备自投装置均能正确动作。

2）当进线1断路器保持合位，10kV 1M三相无电压且满足进线1无电流判据时，必须同时满足电源1无电压，10kV备自投装置才能正确动作。

从以上分析可知，10kV备自投装置加入电源1与电源2电压的目的是：防止在轻负荷（电流无法闭锁）情况下，误断对应母线三相电压空气开关，导致10kV备自投装置误动作。

3 10kV备自投装置拒动分析

3.1 前提条件

从2.2节的现场试验可知，110kV莲成进Ⅰ线进105断路器偷跳时，10kV备自投装置能够动作的条件如下：

1）1号主变10kV侧进91断路器电流满足无电流判据。

2）10kV 1M母线三相失电压。

3）电源1失电压。

显然，110kV莲成进Ⅰ线进105断路器跳闸时，前两个条件均能满足。因此，分析电源1是否失电压成为关键。

3.2 110kV莲成进Ⅰ线进105断路器偷跳后的电压、电流分析

17:16:32.768，110kV莲成进Ⅰ线进105断路器偷跳；17:17:00，10kV 1M母线失电压，17:26:10.866，值班调度员合上110kV分段断路器进100A，10kV 1M母线电压恢复正常。110kV莲成进Ⅱ线进106断路器一直在合位，10kV 2M母线电压保持正常，未失电压。10kV 1M、2M母线电压波形如图3所示。

图3 10kV 1M、2M母线电压波形

1号主变10kV侧进91断路器电流波形如图4所示，具体时序与10kV 1M母线电压情况一致。

图4 1号主变10kV侧进91断路器电流波形

综上所述，满足3.1节动作条件1）和2）。

110kV 1M、2M母线电压波形如图5所示，17:16:32.768—17:26:10.866，110kV 1M A相电压保持正常，不满足10kV备自投装置动作条件3），10kV备自投装置拒动。

17:50:21.882，值班调度员断开110kV莲成进Ⅰ线进1053刀开关，110kV 1M母线失电压，如图5所示。以上分析各动作时序如图6所示。

综上所述，10kV备自投拒动原因为：电源1电压不满足失电压条件。因此，需要对其电压二次回路做进一步检查。

图5 110kV 1M、2M母线电压波形

图6 动作时序

3.3 二次电压回路检查

110kV莲成进Ⅰ线进105电压重动回路如图7所示，接入10kV备自投装置电压回路如图8所示。110kV莲成进Ⅰ线进105线路PT重动后，作为110kV 1M母线电压，10kV备自投装置电源1电压即取自重动后A630Ⅰ。110kV莲成进Ⅱ线进106线路PT重动后，作为110kV 2M母线电压，10kV备自投装置电源2电压即取自重动后A640Ⅰ。

110kV 1M母线电压、110kV 2M母线电压能否正常、电源1和电源2电压是否正常，均取决于重动回路中的断路器辅助触头。

3.4 断路器辅助触头检查

经检查，110kV莲成进Ⅰ线进105断路器机构箱内SA37与SA39（常开触头）、SA32与SA30（常闭触头）接入线路PT重动回路。

110kV莲成进Ⅰ线进105断路器分闸后，常开触头打开，常闭触头闭合。此时，若常闭触头未闭合或闭合不到位，未能使图7中1ZJ1～1ZJ8复归线圈励磁，1ZJ1～1ZJ8常开触头仍然闭合不返回，即110kV 1M母线和电源1电压保持正常。此时，10kV备自投装置不动作。

图7 110kV莲成进Ⅰ线进105电压重动回路

图8 接入10kV备自投装置电压回路

现场拆除110kV莲成进Ⅰ线进105断路器辅助机构（105断路器在分闸位置），使用万用表电阻挡测量常闭辅助触头SA32和SA30，电阻无穷大；测量另一副常闭辅助触头SA34和SA36，电阻为2.8Ω。因此，可判断常闭触头SA32和SA30未闭合，无法使双位置线圈励磁，导致电源1仍然有电压，10kV备自投装置不动作。110kV莲成进Ⅰ线进105断路器辅助结构如图9所示。

3.5 操作过程中的问题

12月6日08:53:55.954，值班调度员操作断开110kV莲成进Ⅰ线进105断路器，未报110kV 1M母线失电压信号。此时，110kV莲成进Ⅰ线进105断路器常闭触头SA32和SA30已出现故障，未能正常闭合；08:58:37.767，110kV莲成进Ⅰ线进1053分闸，图7中1ZJ1～1ZJ8双位置线圈励磁，报110kV 1M母线失电压信号，电压波形如图10所示，具体操作时序如图11所示。

图9 110kV莲成进Ⅰ线进105断路器辅助结构

图10 110kV 1M电压波形

图11 操作时序

3.6 10kV备自投装置未放电说明

10kV备自投装置放电条件为：在无外部闭锁开入时，两组10kV母线均失电压。仅一组10kV母线失电压或电源1、电源2失电压，10kV备自投装置不放电。

4 故障原因及整改措施

通过以上分析可以得出：110kV莲成进Ⅰ线进105断路器常闭辅助触头SA32、SA30，在105断路器分闸时，未能使双位置继电器1ZJ1～1ZJ8励磁，导致电源1电压存在，是10kV备自投装置拒动的根本原因。提出整改措施如下：

1）若不使用10kV进线备自投方式，断开电源1、电源2电压空气开关。

2）将10kV备自投装置定值“线路电压1、线路电压2检查”控制字整定为0。

3）加强对变电站二次设备及自动装置的专业巡检。

4）断开110kV莲成进Ⅰ线进105断路器或110kV莲成进Ⅱ线进106断路器，对10kV备自投装置进行实际试验，验证断路器辅助触头是否存在异常。

5 结论

结合此次事故，应充分考虑非正常运行工况下，相同型号的备自投装置可能存在的拒动问题。进行保护装置试验时，需考虑各种可能工况，以保证保护装置动作的可靠性和选择性，从而确保电网安全、稳定运行。

柳州供电局单国栋：一起110kV断路器偷跳引起的10kV备自投装置拒动事故分析

本工作成果发表在2024年第6期《电气技术》，论文标题为“一起110kV断路器偷跳引起的10kV备自投装置拒动事故分析”，作者为单国栋。