互感器接地会不会跳闸

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一、...电流互感器S2端接地，它有电流通过，为什么不会跳闸呢?S2端它为什么又...

二、为什么连接相线和地线后会跳闸

连接火线与地线跳闸是符合安全标准的，当电流不通过零线回流时，漏电保护器会迅速断开电路，起到保护作用。同样地，如果零线与地线连接，同样会触发漏电保护器跳闸。这是因为电流必须从地线返回，一旦电流不从零线返回，漏电保护器就会检测到异常，切断电源，防止安全隐患。

两根进线，即火线与零线，从漏电保护器引入，通过内部的一个互感器输出。当电流从火线流经负载，再通过零线返回时，互感器不会产生感应电势。然而，一旦电流没有通过零线流回，互感器就会产生感应电势，这个感应电势会被电子电路放大。放大后的信号会驱动脱扣线圈动作，最终导致电路断开，从而保护电路和设备的安全。

漏电保护器的工作原理是基于电流平衡的。正常情况下，电流从火线流入设备，再从零线返回，形成一个闭合的回路。当电流不从零线返回，而是通过其他途径流回，比如人体或地线，漏电保护器就会检测到这种不平衡，迅速切断电路，防止电击事故的发生。这种设计确保了用电安全，避免了潜在的危险。

通过这种方式，漏电保护器能够及时响应电流的异常变化，确保电路的稳定性和安全性。在实际应用中，这种机制不仅能够保护电气设备，还能保护使用这些设备的人们，避免因漏电导致的触电事故。因此，连接火线与地线或零线与地线后跳闸，实际上是漏电保护器正常工作的体现，是保护人们生命安全的重要措施。

一起接地开关故障引起两座变电站跳闸的事故分析

广西电网有限责任公司柳州供电局的万寿雄在2024年第6期《电气技术》上撰文，介绍一起由接地开关故障引起两座变电站断路器越级跳闸的事故，通过现场勘察并结合保护装置报文、故障录波进行分析，找出跳闸原因并提出整改建议。

继电保护在电力系统中扮演着重要的角色，保护动作的正确性直接影响整个系统的安全稳定运行。当电力系统发生故障时，继电保护装置必须能够快速、可靠、有选择性地切除故障。虽然目前的微机保护技术相对较成熟，但是由于各种原因，保护拒动或误动事件仍偶有发生。在电网发生故障时，若继电保护装置拒动，则会导致电网停电范围扩大，进一步增加电网运行风险。因此，针对已发生的跳闸事故，必须尽快找出事故原因并及时整改，以提高系统的安全可靠性。

本文针对一起由接地开关故障引起两座变电站断路器越级跳闸的事故，通过现场勘察并结合保护装置报文、故障录波进行分析，寻找跳闸原因并提出整改建议。

1事故概况

220kV野岭站与110kV横山站一次系统联系图如图1所示。事故前，220kV野岭站220kV母线为单母分段接线，1号主变压器高压侧251断路器运行于220kVⅠ段母线，2号主变压器高压侧252断路器运行于220kVⅡ段母线，220kV两段母线并列运行。220kV野岭站110kV母线为单母分段接线，1号主变压器中压侧151断路器运行于110kVⅠ段母线，2号主变压器中压侧152断路器运行于110kVⅡ段母线，110kV野横双红线154断路器（热备用）运行于Ⅰ母，110kV两段母线并列运行。

图1220kV野岭站与110kV横山站一次系统联系图

110kV横山站1号主变由110kV杨横清线106供电，全部10kV负荷由1号主变供电。

110kV横山站2号主变处于备用状态。110kV野横双红线105断路器处于热备用状态。

事故经过如下：

110kV横山站原只由110kV杨横清线106线路供电，为提高供电可靠性，新增110kV野横双红线105线路如图1所示。施工结束后，按启动试运行方案流程，进行如下操作。

1）15:14:49.907，值班员遥控合上220kV野岭站110kV野横双红线154断路器对线路充电；15:14:49.917，110kV横山站1号主变差动速断保护动作；15:14:49.930，110kV横山站1号主变比率差动保护动作，跳开100断路器、1号主变低压侧901断路器；10kV母线失电压，造成负荷损失6.648MW。

2）在对线路充电的同时，220kV野岭站110kV野横双红线154线路保护在15:14:49.907启动；15:14:49.937，220kV野岭站110kV野横双红线154线路保护装置距离加速保护动作，报文显示三相接地故障，跳开220kV野岭站110kV野横双红线154断路器，由于重合闸未投入，线路跳闸后，断路器未重合，故障持续时间约51ms。

3）15:14:50.566，220kV野岭站2号主变第二套、第一套比率差动保护先后动作；15:14:50.589，切除2号主变三侧断路器。15:14:50.854，2号主变重气体保护动作。220kV野岭站两台主变三侧均并列运行，2号主变动作跳三侧断路器，未造成负荷损失。

2事故调查及动作分析

2.1110kV横山站相关保护检查及动作分析

事故发生后，专业人员第一时间进站对设备进行检查并调取录波及相关记录信息。

15:14:49.907，110kV横山站1号主变差动保护装置启动；15:14:49.917，1号主变差动速断保护动作；15:14:49.930，1号主变比率差动保护动作，跳开100断路器、1号主变低压侧901断路器。

110kV横山站1号主变差动保护CT配置如图2所示，1号主变差动保护动作录波如图3所示。由图3可以得到如下结论：故障时流经110kV野横双红线105间隔的三相电流大小基本一致，呈现三相正弦特性，1号主变三相差动速断保护动作。结合图2所示1号主变差动保护CT配置可以判断，故障点位于110kV野横双红线105间隔差动保护CT至1053开关之间。

图2110kV横山站1号主变差动保护CT配置

图3110kV横山站1号主变差动保护动作录波

经上述分析可以做出如下判断：

1）220kV野岭站110kV野横双红线154线路保护装置动作正确。

2）110kV横山站1号主变差动保护，因110kV野横双红线105间隔存在电流导致1号主变差动速断保护、比率差动保护动作正确。

3）从110kV横山站1号主变差动保护动作报文初步判断故障点位于110kV横山站110kV野横双红线105间隔差动保护用CT绕组至1053开关之间，疑似10538接地开关未分开，需待设备厂家解体后确认。

4）检查运行值班员操作票及相关记录，可判断值班员操作符合操作流程，无违章操作。

2.2220kV野岭站相关保护检查及动作分析

1）220kV野岭站第一次保护动作情况

220kV野岭站110kV野横双红线154线路保护：15:14:49.907启动；15:14:49.937，线路距离加速保护动作；15:14:49.958，110kV野横双红线154断路器跳开。

220kV野岭站2号主变第一套变压器保护：15:14:49.910，保护启动，属于区外故障，差动保护未动作。

220kV野岭站2号主变第二套变压器保护：15:14:49.907，保护启动，属于区外故障，差动保护未动作。

2）220kV野岭站第二次保护动作情况

220kV野岭站2号主变第一套变压器保护：15:14:50.571，220kV野岭站2号主变第一套变压器保护，比率差动保护动作。

220kV野岭站2号主变第二套变压器保护：15:14:50.566，220kV野岭站2号主变第二套变压器保护，比率差动保护动作；15:14:50.589，220kV野岭站2号主变差动保护动作，切除2号主变三侧断路器。

220kV野岭站2号主变非电量保护：15:14:50.854，2号主变重气体保护动作。

220kV野岭站保护动作时序如图4所示。

图4220kV野岭站保护动作时序

15:14:49.907，110kV野横双红线154线路ABC三相发生接地故障，线路距离加速保护动作跳开154断路器，由于线路未投重合闸，154断路器未重合。110kV野横双红线154线路故障持续时间约51ms，最大故障二次相电流47.75A（一次值为5.730kA，电流比为600/5）。110kV野横双红线154故障电流波形如图5所示。

图5110kV野横双红线154故障电流波形

此时，220kV野岭站两台主变并列运行，通过2号主变中压侧的故障电流二次值为10.234A（一次值为2.4562kA，电流比为1200/5），由于通过主变的故障电流为穿越性电流，主变保护未动作。2号主变110kV侧区外故障电流波形如图6所示。

图62号主变110kV侧区外故障电流波形

15:14:50.566，220kV野岭站2号主变110kV侧B相内部发生故障，最大故障电流二次值0.890A（一次值为0.21358kA）。两套2号主变差动保护均动作，23ms后跳开2号主变三侧断路器。2号主变110kV侧区内故障电流波形如图7所示。

图72号主变110kV侧区内故障电流波形

经主变保护装置软件计算得到：第一套保护A相差动电流为0.7695A，B相差动电流为0.7695A，A相制动电流为0.1875A，B相制动电流为0.1289A，均达到差动保护启动门槛0.628A，满足动作条件；通过厂家软件分析，纵差比率差动保护的制动特性满足动作斜率。2号主变差动保护第一套保护纵差差动曲线如图8所示。

第一套保护A相差动电流为0.746A，B相差动电流为0.753A，均达到差动保护启动门槛0.628A，满足动作条件。通过厂家软件分析纵差比率差动保护的制动特性，2号主变差动保护第二套保护纵差差动曲线如图9所示。

图82号主变差动保护第一套保护纵差差动曲线

图92号主变差动保护第二套保护纵差差动曲线

由图9可知，动作时刻AB两相动作点位于差动曲线上方，C相位于差动曲线下方，同时无励磁涌流等其他差动保护闭锁条件，符合保护装置AB相差动动作结果。

综上所述，本次事故为110kV野横双红线154线路ABC三相故障，短路电流冲击220kV野岭站2号主变，造成其内部故障。220kV野岭站110kV野横双红线154线路保护与2号主变差动保护符合动作逻辑，判断为正确动作。

自线路充电至线路断路器跳开，故障持续时间约51ms，最大二次故障相电流为47.75A（一次值为5.730kA）。此时，220kV野岭站两台主变并列运行，通过2号主变110kV侧的故障电流二次值为10.234A（一次值为2.4562kA），约占主变耐受极限电流的44%，由于通过2号主变的故障电流为穿越性电流，主变保护未动作。

15:14:50.566，2号主变两套差动保护先后动作，23ms后跳开2号主变三侧断路器。

2号主变故障录波如图10所示。通过图10可知，2号主变B相高压侧电流为0.73566A，中压侧电流为0.9441A，方向基本一致，均指向主变侧，结合2号主变本体重气体保护动作，判断2号主变内部B相绕组存在故障。

图102号主变故障录波

2.3两座变电站相关保护动作时序分析

综上所述，两座变电站相关保护动作时序如图11所示。

图11两座变电站相关保护动作时序

2.4110kV野横双红线10538接地开关问题

设备厂家解体110kV横山站110kV野横双红线10538接地开关后发现，该变电站110kVPASSMO设备存在重大缺陷，该设备局部如图12所示。线路接地开关机构输出轴与本体连接的弹簧销断裂，操作时无法带动连杆转动，在进行分闸操作时，接地开关位置指示变为分位，而本体未动作，仍然在合闸位置，在合上线路断路器时，发生三相短路接地故障。

图121053间隔PASSMO设备局部

现场操作人员在拉开线路接地开关后，按正常程序检查汇控柜的接地开关电气指示灯在绿色分位，检查接地开关机构机械指示窗在绿色分位，检查监控后台机位置指示在分位、报文信息显示由合到分，确认接地开关已拉开，未能发现接地开关触头未动作、实际在合闸位置的情况。

2.5小结

综上所述，220kV野岭站110kV野横双红线154线路保护报文判断为线路末端故障，110kV横山站1号主变差动保护报文判断故障点位于110kV横山站110kV野横双红线105间隔差动保护用CT绕组至1053开关之间。

经设备厂家解体确认，10538接地开关实际未分开。110kV横山站1号主变差动速断保护、比率差动保护动作正确。220kV野岭站2号主变油色谱数据不合格，且乙炔等特征气体数据严重超标；绕组阻抗、电容量、电压比等试验数据均有不同程度的超标。2号主变保护装置正确动作，符合动作逻辑。

3存在问题及整改措施

1）110kV横山站1号主变高压侧CT绕组使用不规范，导致保护动作范围扩大，需根据《继电保护用电流互感器二次绕组的配置及反措要求》及《继电保护和安全自动装置技术规程》等相关规程文件进行CT绕组配置及使用，避免存在保护死区，防止保护误动或拒动。

2）110kV横山站监控后台主机电源接线不规范。监控后台主机电源未接入不间断电源（uninter-ruptiblepowersupply，UPS）装置，造成所变失电压时监控后台主机失电，未能记录保护动作信息。根据反措要求，完善监控后台主机电源配置，确保设备安全可靠运行。

3）110kV横山站10538接地开关位置指示不正确，是导致此次故障的首要原因。

为防止上述问题再次发生，现对相同类型厂家设备，提出如下整改措施：

1）结合停电工作，对传动机构连杆位置进行划线标识，能正确反映接地开关分合闸位置。

2）在倒闸操作过程中，严格执行接地开关分、合闸位置核对工作的要求，通过“机构箱分/合闸指示牌、汇控箱位置指示灯、监控后台机的位置指示、现场位置划线标识确认、接地开关观察孔（现场条件具备时）可视化确认”，明确接地开关分合闸状态。

4结论

本文介绍了一起由线路接地开关故障引起两座变电站断路器越级跳闸的事故，通过现场勘察并结合保护装置报文、故障录波进行了详细分析，找到跳闸原因，并提出了相应的整改建议，有利于提高系统的安全可靠性。

本工作成果发表在2024年第6期《电气技术》，论文标题为“一起接地开关故障引起两座变电站跳闸的事故分析”，作者为万寿雄。

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