（云南电网有限责任公司红河供电局云南蒙自661100）
摘要：讲述了一起特殊天气条件下10kV线路跳闸引发的10kVⅠ段母线电压异常导致的10kV备自投动作案例，从案例中表现出来的一系列现象入手对10kVⅠ段母线电压消失及备自投动作原因进行详细分析，指出了引发备自投在非正常情况下动作的根本原因和存在风险，并提出了相关的防范措施。
关键词：跳闸；高压保险；备自投
1引言
红河个旧某110kV变电站位于个旧地区的高山腹地。变电站周围地势复杂，常年多雨潮湿，植被生长旺盛。每年3月底雷雨季节来袭，10kV线路接地跳闸等事故异常频频发生。2017年3月某天凌晨，持续的雷雨造成10kVⅠ段母线上某10kV线路接地跳闸引发了10kVⅠ段母线电压异常并导致10kV备自投动作。整个事件表现出的一系列现象值得深入分析总结，通过分析总结探究母线电压消失及备自投动作的根本原因及二者之间的关联，分析存在的风险，提出控制措施，以提高运行人员的事故处理经验。
2信息收集及发现问题
2.1运行方式简介
110kV#1、#2主变110kV侧并列运行，考虑到小电流接地系统接地查找的方便性、分裂运行可减少系统短路供给容量及供电可靠性高等级方面因素，目前红河地区主变中低压侧采用分裂运行方式，断点设置于母线分段开关处，并配置了分段备自投。正常运行方式如图1所示。
图1正常运行方式
2.2事件信息收集及发现问题
2017年3月底某夜凌晨，巡维人员接到监控中心通知110kV某变电站10kV某线路跳闸，之后又接到通知该站后台显示10kVⅠ段母线电压采样异常，10kV备自投动作。巡维人员立即赶往该变电站进行事故处理。现场检查发现#1主变低压侧1A1断路器跳闸，10kV分段1A0断路器合闸，即#2主变供10kVⅠ、Ⅱ段母线负荷运行。对现场信息收集并整理出时序表如下：
表1信息时序表
事件时序表中第2项10kVⅠ段母线电压为0，原本怀疑因雷电波侵扰使母线TV二次空气开关跳闸所致。现场检查发现母线TV二次空气开关在合上位置，检查空气开关上下端头电压为零。通过调阅主变故障录波发现10kVⅠ段母线电压是在1：2638″之前的60毫秒内逐渐衰减为零。
通过对事件时序表进行分析，两个问题引起了运维人员的关注：（1）10kVⅠ段母线电压为何降低为0；（2）10kV备自投为何在10kVⅠ段母线二次电压消失的情况下动作。
3问题分析及处理
3.1母线电压异常分析及处理
长期运行经验表明，TV高压保险熔断原因可能有谐振过电压导致激磁电流过大，互感器本体绝缘损坏过电流，互感器二次侧故障导致一次侧过流等。10kVⅠ段母线TV电压为0，二次空气开关并未跳闸，最大的可能性就是TV高压保险熔断。
电压互感器属于非线性元件，系统电压与额定电压偏差不大时，电压互感器铁芯不会出现饱和现象，激磁电流较小。当系统电压突然升高，电压互感器铁芯饱和，引发谐振过电压致使电压互感器激磁电流急剧增大，甚至超过额定励磁电流数倍以上，从而引起高压侧熔断器熔断。在10kVⅠ段母线二次电压消失之前该段母线上的某出线曾经发生过跳闸，调阅主变保护报文发现在线路跳闸之前10kV侧3U0到达137V，查看主变录波发现10kV母线A相电压出现明显降低，BC相明显升高，可判断为系统曾发生单线接地故障。系统单相接地时健全相的电压将由相电压升高为线电压，将会使电压互感器铁芯饱和，并激发谐振过电压现象；除此之外线路跳闸与重合闸过程使系统运行方式及阻抗值改变会激发电压波动，二者叠加在一起使得铁芯饱和程度加剧，励磁电流增大。10kV母线TV采用的高压保险为0.5A型，过大的激磁电流很容易造成内部熔丝熔断。
现场检查10kVⅠ段母线TV无异味、外观无放电痕迹，初步判断为TV高压保险熔断。断开10kVⅠ段母线TV二次空气开关，拉开TV高压侧隔离开关，做好安全措施后取下TV高压熔断器。用万用表检查三相高压熔断器电阻，阻值为无穷大，确证TV高压保险熔断。用2500V摇表分别检查TV三相绝缘电阻，对地电阻均在500MΩ以上。重新跟换TV三相高压保险后TV送电正常，10kVⅠ段母线电压恢复正常。
3.210kV备自投动作原因分析
备用电源自投装置的作用是当正常供电电源本身发生故障停电时，将负荷自动、迅速切换至备用电源上，从而保证连续可靠供电。备自投装置判断失去工作电源的判据是母线无电压且工作电源无电流，其中母线无电压为主判据，工作电源无电流为辅助判据。采用电压、电流双重判据是为了防止TV二次电压消失可能导致装置误判母线失压，如果此时备自投动作将会打乱正常运行方式。备自投有多种工作方式，本站采用的是分段备自投方式，该种方式的逻辑图如下：
图2备自投动作逻辑图（分段备投方式）
从逻辑图上可以看出，仅母线TV二次电压消失并不满足备自投动作条件。怀疑进线无流控制字投入可能存在问题，于是对定置进行检查，所有定置及控制字均已按照定置通知单正常投入。调阅后台负荷报表发现备自投动作前#1主变低压侧负荷电流为56A，折合成二次值仅为0.093A（CT变比为3000/5）。然而定置单上“进线有流门闭锁槛值”为0.2A，当时的负荷电流值远远小于进线有流门闭锁槛值，备自投装置将判定为进线无流。可见“小负荷”且二次电压消失情况下备自投将会误判为母线失压而误动。
4总结
此次母线电压异常导致的备自投动作案例的根本原因系母线电压互感器三相高压保险同时熔断，TV二次电压消失，且主变低压侧负荷小于备自投电流闭锁定值所导致的备自投误动。
随着电网的发展，变电站的负荷逐步转移，且当地矿产资源枯竭导致部分厂矿相继进入半停产或停产状态，“小负荷”运行方式将会趋于常态，备自投定值也应随运行方式的变化进行相应调整。否则，只要TV二次电压消失，备自投就会在“小负荷”情况下误动，并带来了一定的运行风险。此种风险表现为备自投动作倒电“先跳后合”的动作行为会造成母线短暂失压，如果此时分段1A0断路器故障合不上，将导致母线永久失压。
针对此问题，从运行维护角度来说，一方面应加强对TV二次回路检查，避免因二次端子松动、空气开关性能下降等问题引发二次电压不正常所导致的备自投误动作，另一方面加强对分段1A0断路器巡维，防范备自投误动时合不上分段断路器导致的母线失压事故；从应急角度来说，完善现场处置方案，提高备自投误动导致母线失压时的处置质量与响应速度。
参考文献
[1]熊启新.变电站二次回路视图与分析.北京：中国电力出版社，2010.
[2]付翔.电压互感器高压熔断器熔断原因分析.大科技.2013.10:42.