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1、大同供电公司220kV 开源路站 2#主变掉闸事件调查报告书2012 年 11 月 23 日 05 时 41 分，大同供电公司所辖 110kV开沙 I 线（ 线路全长 4.5 公里，其中同塔双回架空线路 4.2 公里，电缆线路 300 米）沙岭侧 GIS 进线电缆头发生单相永久故障，开沙 I 线光 纤差动保护动作，开源路侧 115 断路器跳闸后重合复掉，在此期间，由于开源路侧 115 断路器深圳南瑞产 PSR-753D 型保护装置连续发出“重合”指令，导致 115 断路器多次重合于永久故障，最终造成开源路变电站 2#主变瓦斯、差动保护动作，2主变故障跳闸，随后，1主变带起全站负荷。本次故障未导
2、致用户停电及负荷损失，现就本次事件调查结果报告如下：、 事件发生前运行方式1.气象条件：2012 年 11 月 23 日大同地区天气晴，最低气温零下 8，风力 3-4 级 。2.事件前变电站设备运行方式220kV 开源路变电站：220kV 南、北母并列运行，110kV 南、北母并列运行，10kVI、II 段母线解列运行；1#、2#主变运行，1#主变中性点接地运行。全站负荷 72MW，其中，2#主变负荷35MW。110kV 沙岭变电站：1#、2#主变运行，110kV、10kV 母线解列运行（开源路、沙岭站主接线图见附件 1）。、 事件发生经过：11 月 23 日 05 时 41 分，220kV
3、开源路变电站网络监控系统发出事故音响告警，画面推出开源路站主接线图，监控机画面不断报出大量告警信息，同时由于故障造成站内站用电系统电压剧烈波动，且 UPS 电源本身不具备稳压功能，电压也未降低至启动逆变功能的电压值以下，造成监控机画面和室内照明频繁闪烁，运行人员无法正常查看故障信息并正确判断故障情况。05 时 43 分，为查明站用电波动原因，恢复站用电系统稳定，运行人员立即到站用变室对站用电系统进行检查，未见异常。05 时 50 分，运行人员在检查保护装置动作情况的同时，向地调汇报站内情况，并请求地调协助判断故障情况，地调关国英告知开源路站开沙 I 线 115 断路器有“频繁分合” 信息，运行
4、人员立即赶往 110kV 设备区现场检查，发现 115 断路器确有“频 繁分合” 现象，随即返回主控室。05 时 58 分，运行人员退出 115 断路器重合闸出口压板，“频 繁分合” 现象消失，站用 电系统恢复 稳定。检查当地监控机信息，显示 05 时 53 分， “2#主变差动保 护、重瓦斯保护动作，主变三侧开关跳闸”、 “开沙 I 线 115 断路器跳 闸，线路差动保护、重合闸动作”。、 事件处理过程事件发生后，大同供电公司立即启动应急预案，组织开展应急处置及故障抢修工作，并及时向省公司有关部门汇报。公司抢修人员接到命令后立即赶赴开源路、沙岭变电站，对跳闸设备进行全面检查，发现 110kV
5、 开沙 I 线沙岭侧进线电缆头 A相爆裂，GIS 电缆进线 接口瓷套破裂；开源路站 2#主变瓦斯继电器内有气体，主变本体及断路器外观检查未见异常。对 2#主变本体中部、瓦斯继电器分别取油样和气样进行化验，并对运行中的开源路 1#主变本体中部进行了取油样化验。同时向地调申请进行 2#主变相关的电气试验工作（试验报告见附件 3）。、 事件造成后果：本次事件未造成用户停电及负荷损失。经现场检查，110kV 沙岭站开沙 I 线进线电缆头 A 相爆裂，GIS 电缆进线接口瓷套破裂。220kV 开源路站 2#主变绝缘油样中乙炔、总烃含量超标，其中，乙炔含量为 68.91l/l，总烃含量为 177l/l，氢
6、气含量为 94l/l；瓦斯继电器集气盒产生约二分之一气体，氢气含量为 231697l/l，乙炔含量为 4177l/l，总烃含量为 10507l/l；直流电阻测试发现中压侧三相不平衡误差值达16.42%，初步判断主变内部有放电拉弧现象，线圈匝间有损伤。、 故障设备情况1.2#主变主要技术参数（1）型号：SFPS9-150000/220（2）额定电压（kV）：2202*2.5%/115/10.5（3）额定电流（A）：394/753/4124（4）容量比：150000/150000/75000（5）接线组别：YN,Yn0,d11（6）冷却方式：ODAF（7）制造厂家：沈阳变压器有限公司（8）出厂日期
7、：2001.12.30（9）投运日期：2002.6.302.110kV 开沙 1#线 115 断路器主要技术参数（1）型号：LW36-126W/T3150-40（2）额定电压（kV）：126（3）额定电流（A）：3150（4）制造厂家：江苏如皋高压电器有限公司（5）出厂日期：2008.10（6）投运日期：2012.8.30（7）保护装置：主保护：PSR-753D 后备保护：ISA-311G生产厂家：深圳南瑞3.运行简况110kV 开沙 1#线 115 断路器于 2012 年 8 月 30 日投运，期间未发生过故障。开源路站 2#主变 2002 年 6 月 30 日投运，至 2012 年 11月
8、 23 日，中、低压侧所带线路共发生故障掉闸 8 次，其中，110kV 线路掉闸 3 次， 10kV 线路掉闸 5 次。4.检修、预试情况2#主变自 2002 年 6 月投运以来，共进行四次预防性试， 2011 年 9 月达到大修周期，安排进行了大修及消缺，历次检修、预试中均未发现异常（历次预试及大修试验结果见附件 4）。、 保护装置动作情况分析1.110kV 开沙 I 线 115 开关保护动作情况：2012 年 11 月 23 日 05 时 41 分 46 秒，110kV 开沙 I 线PSR-753D 光差保护 13.6ms 动作，80ms 跳闸切除故障，A 相接地故障，录波测距 4.332
9、kM，故障电流 7925A（二次电流66.044A，CT 变比 600/5）。1109.8ms 重合闸动作，1198.6ms 开关重合，1275.6 ms 线路光差保护、ISA-311G 保护装置后加速保护动作再次跳闸。但由于 PSR-753D 型保护重合闸连续发出“重合” 指令，致使 115 断路器反复重合到永久故障上，重合 闸共计重合 47 次，期间由单相故障发展为三相故障，直至 05 时58 分 22 秒，运行人员退出开沙 I 线 115 断路器重合闸压板后，115 断路器停止重合。2.开源路变电站 2#主变保护动作情况分析：经保护人员现场检查，23 日 05 时 53 分 41 秒，2
10、#主变RCS-978 保护差动保护、SGT-756 差动保护、重瓦斯保护动作跳闸，跳开主变三侧开关。高压侧短路电流 1867A，中压侧短路电流 3734A，差动保护差电流为 0.58Ie（定值为 0.5Ie），满足保护定值，保护动作正确（保护动作报告及故障录波情况见附件2）。、 化验、试验结果故障发生当天分别安排对开源路 1主变，开源路站 2主变取油化验 2 次、取气化验 1 次，并对 2主变进行了绕组直流电阻、变比等项目试验（化验、试验结果见附件 5）。、 事件原因分析：110kV 开沙 I 线终端电缆头 A 相爆裂，造成单相接地是导致事件的直接原因。开沙 I 线 115 断路器 PSR-7
11、53D 保护装置重合闸判据原理缺陷，导致断路器反复重合于故障，造成主变承受多次故障电流冲击而跳闸，是造成事件越级扩大的主要原因。、 暴露出的问题及整改建议23 日 14 时，公司调度、保护专业技术人员会同省公司相关专家和厂家人员共同对开沙 1#线 115 开关 PRS-753 保护进行了现场检查试验，发现以下问题：1.PRS-753D 保 护装置说明书中重合闸原理与装置实际动作行为不一致，说明书所述重合闸充电条件之一为“断路器合位（TWJ=0，HWJ=1）” 时重合闸充电，但装置实际为“TWJ=0”即充电，缺少“HWJ=1” 的条件。2.PRS-753D 保护装置 “控制回路断线”闭锁重合闸逻
12、辑不正确，在“ 控制回路断 线” 时本应立即无条件 闭锁重合闸，而装置实际为 9 秒后才闭锁重合闸。3.115 开关跳闸位置继电器回路中串联了储能到位接点，造成开关跳闸位置开入量延时 20 秒进入保护装置，致使重合闸误判断路器位置 TWJ=0 而进行充电、然后重合开关。以上是 110kV 开沙 1线在发生线路故障后，重合闸反复动作的直接原因，为此建议采取以下措施：1.深圳南瑞保护厂家修改保护装置程序，经相关权威部门认证后现场进行程序升级；2.建议更改设计将开关辅助接点直接接入位置继电器，不受储能到位接点控制。3.建议增加断路器储能不到位闭锁重合闸措施。、 下一步工作安排1.调度控制中心、二次运
13、检工区立即组织对大同电网使用深圳南瑞产 PSR 753D 型保护装置的 110kV 御解线、广灵站110kV 月广线（风电间 隔）、天镇站 110kV 梁镇线（风电间隔）的同类型保护装置进行全面核查，在厂家进行保护程序升级之前，将该型保护重合闸装置退出运行。2.24 日，安排检修试验工区对开沙 1线 115 间隔开关、CT 开展相关试验检查 工作，其中，由省公司运检部协调省电科院安排对 115 开关进行 SF6 分解物和 X 光探伤检查，检修试验工区负责开关直阻、绝缘等常规试验项目，同时安排对115、100、101、102 等开关 CT 安排取油试验。3.11 月 24 日开始，检修试验工区每
14、日安排对开源路变电站 1主变中部进行一次取油试验，并做好试验数据比对、分析工作。4.变电运维工区安排运行人员加强对 1主变的巡视、检查和测温工作，根据站内目前运行方式，细化、完善 2主变停运期间变电站事故应急预案，并组织运行人员做好学习、演练工作。5.调度控制中心做好 2主变停运期间 220kV 开源路供电区域电网安全运行应急预案及 110kV 电网、10kV 配网运行方式安排，尽最大可能减轻开源路站 1主变供电压力（开源路站 2主变停运期间电网应急预案见附件 6）。6.建议省公司运检部协调基建部门明确临时调用变压器的相关参数，我公司将尽快与故障变参数进行比对，制定变压器临时更换方案，并立即开展故障抢修工作。
