10kV母线速断保护动作的分析与处理
10kV变配电站母线分段开关选择有关问题分析
10kV变配电站母线分段开关选择有关问题分析
10kV变配电站母线分段开关选择有关问题分析
10kV变配电站有两路电源进线时，主接线应单母线分接线段。
这样在一段母线检修时另一段母线与其电源进线可以继续运行，变配电站不会全站停电。
如果采用
变配
路为备用的运行方式，备用电源为线路备自投方式。
此时母线分段开关可以不选用断路器而直接选用两台隔离柜，即省掉一台母线分段断路器。
母线分段开关选用隔离柜后，在一段母线停电检修时，不能直接切断电源，应先断开检修母线上的所有出线断路器后，才能拉开隔离开关。
所以出线电源比较多时，母线分段开关宜选用断路器，有利于操作的安全性。
出线电源比较少时，母线分段
开关选用隔离柜，可以节省投资。
母线分段开关选用断路器后，在一段一段母线检修时，可以用母线分段断路器来切断电源，有利于操作的安全性。
但母线分段断路器应有充电保护，即合闸后将电源速断保护退出，可以减少变配电站电流速断保护的配合级数。
对于有两路电源进线的变配电站，母线分段开关常分，两路电源同时运行的运行方
10kV 投比较复杂一些。
10kV配网运行故障及预防措施分析
10kV配网运行故障及预防措施分析10kV配网是城市中枢电力配送系统的重要组成部分，它承担着将变电站送来的10kV 电能分发到各个城市区域的重要任务。
随着城市化进程的加快和电力需求的增长，10kV配网的运行故障也日益凸显，给城市的电力供应和生活带来了不小的影响。
对于10kV配网的运行故障及预防措施进行分析是非常必要的。
一、10kV配网的运行故障种类及原因分析1. 线路故障：包括线路断裂、短路等线路故障可能是由于施工质量不过关、老化、外力破坏、天气等因素引起的。
线路断裂一般是由于外部力量造成的，如施工不当、风雨等自然灾害等。
而短路一般是由于线路设备老化、绝缘破损等引起的。
2. 设备故障：包括变压器故障、断路器故障等设备故障可能是由于设备自身质量问题、老化等引起的。
变压器故障一般是由于内部绕组短路、过载、超压等问题引起的。
而断路器故障一般是由于触头烧坏、弹簧损坏等引起的。
3. 人为因素：包括操作不当、维护不及时等人为因素可能是由于操作人员不熟悉设备操作、抄表不准确等引起的。
维护人员维护不及时、不完全等也可能导致设备故障。
二、10kV配网运行故障预防措施1. 加强设备管理对于10kV配网中的各种设备，需要定期进行巡检、维护和保养，避免因设备本身问题导致的故障。
对于设备老化严重的，需要及时更换或更新。
2. 完善配网监测系统建立完善的配网监测系统，可以实现对10kV配网各项参数和设备状态的实时监测，一旦发现异常情况，可及时报警并进行处理，从而减少故障发生的可能性。
3. 增强人员培训和管理加强对操作和维护人员的培训，提高其专业水平和技能，避免因人为因素导致的故障发生。
加强对维护人员的管理，保证其按时进行巡检和维护工作。
4. 配网改造与升级对于老化严重的10kV配网设备和线路，需要进行改造和升级，以提高其运行稳定性和安全性。
5. 加强供电质量管理实行合理的供电管理，保障10kV配网的供电质量，避免因电压不稳、电能质量差等原因导致设备损坏。
10kV架空线路常见故障的原因分析及查找方法03
四、 10kV架空线路故障查找
(1)短路故障的查找
根据线路某线段摇测的阻值和天气情况来分析对比和 判断故障情况，查找原则：先拉大分支线，再拉小分支 线，先拉线路负荷重的分支线，再拉负荷轻的分支线， 先拉线路绝缘电阻低的分支线，再拉线路绝缘电阻高的 分支线，尽量缩小停电面积。 在线路中间将线路分为两段，分别对两端进行摇测， 确定故障点在哪段；在故障线路中间将线路分为两段， 分别对两端进行摇测，确定故障点在哪段；如此反复查 找，直到找到故障点。
二、 10kV架空线路故障形成原因
(4)小动物短路故障有： ①台墩式配电变压器上，跌落式熔断器至变压器的高压 引下线采用裸导线，变压器高压接线柱及高压避雷器未 加装绝缘防护罩。 ②高压配电柜母线上，母线未作绝缘化处理，高压配电 室防鼠不严。 ③高压电缆分支箱内，母线未作绝缘化处理，电缆分支 箱有漏洞。
四、 10kV架空线路故障查找
(1)短路故障的查找 要熟悉和掌握用电设备的地理位置和查找线路的走径 ，导线的弧垂是否符合要求。 当查出故障点后，立即对故障点进行抢修，经摇测合 格后，线路可以恢复供电。还必须立即对有短路电流通 过的线路全面认真巡查一遍。因为当线路发生短路故障 时，短路电流还要流经故障点上面的线路，所以对线路 中的薄弱环节，如线路T接点、断路器接头、引流线，绑 扎线会造成冲击而引起断线。
(2)接地故障：线路瞬时性接地故障；线路永久性接地故 障。
二、 10kV架空线路故障形成原因
(1)线路金属性短路故障有以下主要原因。 ①外力破坏造成故障，架空线或杆上设备（变压器、开关 ）被外抛物短路或外力刮碰短路；汽车撞杆造成倒杆、断 线；风暴、洪水引起倒杆、断线。 ②线路缺陷造成故障，弧垂过大遇风暴时引起碰线或短路 时产生的电动力引起碰线。
瞬时电流速断保护在线路保护中的问题
摘要:在进行远距离送电时，瞬时电流速断保护经常面临配电变压器励磁涌流、TA饱和等不正确动作状态，为了确保线路正常运行，本文通过阐述励磁涌流、TA饱和对瞬时电流速断保护的影响，同时分析线路中励磁涌流问题、TA饱和问题，并提出相应的政策建议，进而为瞬时电流速断保护提供参考依据。
关键词:励磁涌流TA饱和瞬时电流速断保护1概述1.1励磁涌流对瞬时电流速断保护的影响对于6-10KV配电线路，一般采用两段式电流保护。
两段式保护的第一段瞬时电流速断保护为主保护段，第二段过流保护为后备保护段。
当线路末段有多条出线或多台变压器时，瞬时电流速断保护按躲本线路末端母线故障的最大故障电流整定，即按照最大运行方式下线路末端三相短路电流来整定的，由于考虑到保护区不小于线路全长的20%[1]。
在这种情况下，需要取较小的动作电流值，尤其是系统阻抗较大（线路较长，配电变压器较多）时，其取值通常情况下会更小。
因此，在产生配电变压器空投及外部故障时，对于恢复电压时的变压器励磁涌流产生的影响，在整定过程中没有进行全面的考虑，与瞬时电流速断保护定值相比，励磁涌流的起始值比较大，进一步造成10kV变电站的出线送不出，或者跳闸现象频繁出现在运行过程中。
1.2TA饱和对瞬时电流速断保护的影响近年来，随着经济的不断发展，为了满足市场用电需求，对城网、农网进行了相应的改造，进一步扩大了10kV 系统的规模，在这种情况下，会进一步增加系统出口的短路电流。
通过对现场的故障电流进行测试，其故障电流通常情况下可以达到TA一次额定电流的数百倍，原有的一些变比较小的TA在发生故障时经常出现严重饱和，进而在一定程度上导致故障电流不能正确反应。
发生线路故障后，自身保护不动作的现象在一些出线中经常出现，进而出现母联断路器等越级跳闸的保护方式切除故障。
2线路中励磁涌流问题2.1影响继电保护装置励磁涌流[2]是变压器特有的电磁现象，并且励磁涌流是关于时间的多变量函数，通常情况下励磁涌流仅存于变压器的某一侧。
10kV母线速断保护动作的分析与处理
10kV母线速断保护动作的分析与处理发表时间：2019-05-20T10:12:00.813Z 来源：《电力设备》2018年第34期作者：冯庆宏[导读] 摘要：本文通过分析10kV母线速断保护动作，跳开主变10kV侧501开关，同时闭锁10kV备自投，造成10kV母线失压的事故，然后根据设备的实际现场情况推理出各种可能的故障原因，并提出了相应的处理措施。
（广东电网有限责任公司东莞供电局 523000）摘要：本文通过分析10kV母线速断保护动作，跳开主变10kV侧501开关，同时闭锁10kV备自投，造成10kV母线失压的事故，然后根据设备的实际现场情况推理出各种可能的故障原因，并提出了相应的处理措施。
关键词：母线速断一、事件现象某110kV变电站10kV1M母线速断保护动作，#1主变10kV侧501开关跳闸，同时闭锁10kV分段500开关备自投，造成10kV1M母线失压，运行人员到达现场检查10kV 1M母线无异常，但10kV F7线路保护装置的动作灯亮，707开关在合闸位置，其它保护装置无异常信号。
二、技术分析10kV母线快速保护不是单独保护装置，它由动作元件和闭锁元件两部分组成，即嵌入主变变低后备保护装置中的动作元件和嵌入在10kV间隔（包括10kV线路、站用变、接地变、电容器组等）保护装置中的闭锁元件组成。
10kV母线快速保护典型逻辑关系如图1所示。
图1 10kV母线快速保护典型逻辑其中，动作元件反应流经主变变低开关的电流增大，当10kV母线上发生任何相间短路时，都能够反应。
闭锁元件反应10kV间隔电流增大，当10kV间隔发生任何相间短路时，闭锁元件瞬时动作发出闭锁信号，该信号被瞬时传送到变低后备保护装置中10kV母线快速保护的逻辑回路中，起到闭锁10kV母线快速保护的作用。
在10kV母线快速保护功能设置为投入、10kV分段开关处于分闸位置、无10kV母线快速保护闭锁信号输入的情况下，当发生10kV母线短路故障时，10kV母线快速保护的动作元件动作，10kV母线快速保护经延时T1跳开主变变低开关，并同时闭锁10kV备自投。
一起10kV电容器故障分析处理
一起10kV电容器故障分析处理发布时间：2021-02-19T09:19:32.173Z 来源：《电力设备》2020年第31期作者：吴桂林范锦文[导读] 2018年3月19日9:25，值班员发现110kV变电站10kVⅡ段母线接地告警，站内运行方式三台主变分列运行，检查发现10kVⅡ段母线上其它开关综保均无异常，综保后台上发现2#10kV电容器组有报警跳闸，立即通知相关检修人员进行检查。
（湖北三宁化工股份有限公司 443206 湖北宜昌）1故障现象2018年3月19日9:25，值班员发现110kV变电站10kVⅡ段母线接地告警，站内运行方式三台主变分列运行，检查发现10kVⅡ段母线上其它开关综保均无异常，综保后台上发现2#10kV电容器组有报警跳闸，立即通知相关检修人员进行检查。
现场发现，2#10kV电容器组B相电容器至串联电抗器引流排的引线熔断，引线熔断后挂在柜体支架上，并对支架放电，C相、B相电抗器绕组层间、匝间及柜体均有放电灼烧痕迹。
电容器为辽宁锦洲电力电容器有限公司生产的TB10-4200100型，额定电流220A，电抗率0.1%，出厂日期2006年2月。
查后台记录发现3月19日9:25:28有“10kV母线瞬时接地告警保护动作，2#电容器不平衡电压保护动作”。
2原因分析该组电容器是为2#主变作补偿的，接在10kVⅡ段母线上。
该保护柜上装有自动电压无功控制A VQC装置，能检测系统电压自动投入电容器组。
检查后发现，电容器至串联电抗器引流排的软铜线未采用专用铜铝过渡接头搭接，而是用一颗螺钉直接搭接在铝排上，电容器额定电流有220A，在长期的电化学腐蚀作用下，搭接处的软铜线发热熔断，导致10kV母线接地。
由保护记录推断，软铜线应该是在3月19日9：25左右开始熔断的。
该瞬时接地故障发生后，B相电容器接地与10kV消弧线圈构成补偿回路；B相电容器两端电压UB=(j/ωC)×(Ic-IL)与A、C相电容器两端电压UA=UC=(j/ωC)×Ic相差较大，lc为电容器额定电流，IL为消弧线圈补偿电流，立即引起电容器不平衡电压保护动作，断路器跳闸后接地消失。
10kV母线事故处理
1、 10kV母线故障范围 2、主变低压侧后备保护配置 3、10kV母线故障与线路故障保护 （或开关）拒动的区别 4、10kV母线故障处理步骤（注意 站用变、电容器等）
10kV母线故障范围
• 母线上各元件电流互感器以内的故障都属 于母线故障，包括母线及直接连接在母线 上设备的故障。例如：连接在母线上的电 压互感器、避雷器、母线刀闸等故障。连 接在母线上各元件的开关、电流互感器的 故障也反应为母线故障。母线相对于输电 线路，故障的机率较小，而且瞬时性故障 的可能性也较小。
• 兴隆变电站#1、2主变10kV侧后备保护，作 为10kV母线保护和10kV母线上各元件的后 备保护。保护动作后，以第一段时限动作 于10kV分段开关，以第二段时限动作于本 变压器10KV侧开关，以第三段时限动作于 本变压器三侧开关跳闸，以实现选择性。
#1、2主变低压侧后备保护动作示意图
I 段母线故障保护动作示意图
• 如果母线上某一元件故障而保护拒动，其 保护的动作行为与母线故障基本相同，只 是由于线路上故障点远近不同，变压器保 护的动作元件可能有所不同 。
L1故障线路保护拒动示意图
10kV母线故障象征
• 监控系统报警，主变保护动作，10kV分段 开关（并列运行时）及连接于的故障母线 的主变10kV侧开关跳闸，故障母线失压， 母线上各元件负荷、电流降至“0”，保护发 失压信号，所带的所用变低压母线失压 （有低压备自投时备自投动作），电容器 低电压保护动作，开关跳闸。
故障处理
• 1、根据监控系统信息及报警信号，判断故障性质及停电 范围，汇报调度； • 2、立即到达现场检查保护装置动作情况与监控系统报警 信号是否相符，故障范围内设备有无异常现象，做好记录； • 3、若所用电系统未装设备自投，尽快恢复已停电低压母 线及其负荷供电(操作时防止由低压回路向故障母线反送 电)，并检查有关低压负荷运行正常 ； • 4、若发现明显故障点且可以隔离时，隔离故障点，根据 调度指令，恢复母线供电（电容器开关未跳闸时先拉开电 容器开关） 。如果故障点不能隔离，将故障母线转为检 修；
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施
10kV配电线路故障原因分析及运行维护检修措施一、引言10kV配电线路是城市和乡村供电系统中的重要组成部分，其安全稳定运行关系到人民群众的生活和生产，因此对于配电线路的故障原因分析及运行维护检修措施至关重要。
本文将对10kV配电线路的故障原因进行分析，并提出运行维护检修的具体措施，以确保配电线路的安全稳定运行。
二、10kV配电线路故障原因分析1. 天气因素恶劣的天气条件是导致10kV配电线路故障的常见原因之一。
强风、雷电和大雨可能导致树木倒下、电杆倒塌、设备损坏等情况，从而引发电路短路或断路故障。
2. 落雷在雷电活跃的季节，落雷也是10kV配电线路故障的常见原因。
如果配电线路未设置良好的防雷设施或未进行及时维护，就会对线路设备造成损坏，甚至引发火灾等严重后果。
3. 设备老化设备老化是10kV配电线路故障的另一个重要原因。
随着设备的使用年限增长，设备的绝缘能力可能会下降，从而增加线路发生故障的概率。
设备的机械部件也可能因长期使用而出现磨损，导致设备的运行不稳定。
4. 人为因素人为因素也是导致10kV配电线路故障的一个重要原因。
未经授权的人员在不合适的情况下施工、擅自改动电缆或引线、未按规定操作设备等都可能造成线路故障。
5. 缺乏定期维护对于10kV配电线路来说，缺乏定期维护也是导致故障的一个常见原因。
设备长期使用或者长时间没有得到维护，会导致线路设备的老化、松动、腐蚀等问题，从而增加线路故障的概率。
三、运行维护检修措施1. 定期巡视对于10kV配电线路来说，定期巡视是保障线路安全稳定运行的重要手段。
电力供应企业应该进行定期的巡线工作，及时发现和解决可能存在的问题，防止故障的发生。
2. 设备防雷对于雷电活跃的地区，配电线路的设备应该进行防雷处理。
在电力设备上安装防雷设施，防止雷电对设备的损害，从而保障线路的安全运行。
3. 设备维护对于10kV配电线路的设备，应该进行定期的维护和检修，及时发现并解决设备的故障隐患。
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10kV母线速断保护动作的分析与处理
发表时间：2019-05-20T10:12:00.813Z 来源：《电力设备》2018年第34期作者：冯庆宏[导读] 摘要：本文通过分析10kV母线速断保护动作，跳开主变10kV侧501开关，同时闭锁10kV备自投，造成10kV母线失压的事故，然后根据设备的实际现场情况推理出各种可能的故障原因，并提出了相应的处理措施。
（广东电网有限责任公司东莞供电局 523000）摘要：本文通过分析10kV母线速断保护动作，跳开主变10kV侧501开关，同时闭锁10kV备自投，造成10kV母线失压的事故，然后根据设备的实际现场情况推理出各种可能的故障原因，并提出了相应的处理措施。
关键词：母线速断
一、事件现象
某110kV变电站10kV1M母线速断保护动作，#1主变10kV侧501开关跳闸，同时闭锁10kV分段500开关备自投，造成10kV1M母线失压，运行人员到达现场检查10kV 1M母线无异常，但10kV F7线路保护装置的动作灯亮，707开关在合闸位置，其它保护装置无异常信号。
二、技术分析
10kV母线快速保护不是单独保护装置，它由动作元件和闭锁元件两部分组成，即嵌入主变变低后备保护装置中的动作元件和嵌入在10kV间隔（包括10kV线路、站用变、接地变、电容器组等）保护装置中的闭锁元件组成。
10kV母线快速保护典型逻辑关系如图1所示。
图1 10kV母线快速保护典型逻辑
其中，动作元件反应流经主变变低开关的电流增大，当10kV母线上发生任何相间短路时，都能够反应。
闭锁元件反应10kV间隔电流增大，当10kV间隔发生任何相间短路时，闭锁元件瞬时动作发出闭锁信号，该信号被瞬时传送到变低后备保护装置中10kV母线快速保护的逻辑回路中，起到闭锁10kV母线快速保护的作用。
在10kV母线快速保护功能设置为投入、10kV分段开关处于分闸位置、无10kV母线快速保护闭锁信号输入的情况下，当发生10kV母线短路故障时，10kV母线快速保护的动作元件动作，10kV母线快速保护经延时T1跳开主变变低开关，并同时闭锁10kV备自投。
当10kV间隔保护范围内短路故障或10kV分段开关在合闸位置时，闭锁元件瞬时发出闭锁信号并传送至主变变低后备保护装置，闭锁10kV母线快速保护。
110kV某变电站10kV母线快速保护与各10kV间隔单元闭锁元件之间的闭锁信号传送，采用硬接点方式，将所有10kV间隔单元保护装置中的闭锁元件瞬时动作出口接点并联后，接入主变变低后备保护装置的10kV母线快速保护闭锁开入回路，以闭锁变低后备保护装置中的10kV母线快速保护。
1、运行方式：
事故前，某110kV变电站#1、#2、#3主变各带本段10kV母线运行，各10kV母线分列运行，10kV分段500、550开关均在分闸位置，各主变变低501、502甲、502乙、503开关在合闸位置，如图2。
图2 事故前运行方式
事故后，该站#1主变10kV侧501开关跳闸，造成10kV1M母线失压，#2、#3主变各带本段母线运行，10kV分段500、550开关在分闸位置，如图3。
图3 事故后运行方式
2、10kV母线快速保护动作原因分析：
（1）10kV母线上发生短路故障，流经主变变低开关的故障电流达到10kV母线速断保护整定值。
（2）10kV间隔发生短路故障，流经主变变低开关的故障电流达到10kV母线速断保护整定值，但该10kV间隔闭锁元件无动作。
（3）10kV间隔发生短路故障，流经主变变低开关的故障电流达到10kV母线速断保护整定值，闭锁元件动作，但闭锁信号没有传送到变低后备保护装置中10kV母线快速保护的逻辑回路中。
3 处理过程
某110kV变电站10kV1M母线快速保护动作，#1主变10kV侧501开关跳闸，同时闭锁10kV 分段500开关备自投，造成10kV 1M母线失压。
运行人员到达现场检查10kV 1M母线一次设备无异常，10kV F7某某线线路保护装置的动作灯亮，707开关在合闸位置，其它保护装置无异常信号，将情况汇报调度，经调度监控班将10kV F7某某线路707开关远方分闸。
然后运行人员按步骤进行恢复：
合上#1主变10kV侧501开关，恢复10kV 1M母线送电；
除10kV F7线路外，恢复10kV 1M母线上的线路供电。
3、经调度令将10kV F7某某线线路由热备用转为检修。
4、再经调度令将10kV F7某某线707开关由冷备用转为检修。
经专业班组对10kV F7某某线线路保护装置检查后，怀疑其闭锁回路异常，更换其保护的CPU插件、操作插件及电源插件后装置试验合格。
确认10kV F7某某线线路可以投运后，按调度令将10kV F7线路707开关及线路由检修转为运行。
4、保护动作分析
现场检查10kV F7线路保护除了发出母线速断闭锁，没有其他保护动作，而#1主变低后备保护没有收到10kV F7线路保护发出的闭锁信号，10kV母线快速保护动作。
检查低后备保护装置事件记录、SOE记录均无闭锁快速母线保护开入记录。
图4 #1主变变低后备保护故障录波图
由图4可以看出10kV F7线路故障发生后，10kV1M母线三相电压同时明显降低，三相电流同时明显提高，故障切除后电压电流同时消失，可判断发生了三相短路故障。
根据上述情况，对保护动作情况分析如下：
19时53分48秒044，10kV F7线路发生三相短路故障，故障电流10.63A（一次值6378A）超过10kV母线速断闭锁保护整定值2.5A，7ms后10kV F7某某线线路保护装置发10kV母线速断闭锁信号，闭锁信号持续277ms后返回，未达到限时电流速断保护时间整定值（0.3s），因此线路保护未动作出口，707开关未能跳闸。
19时53分48秒049，#1主变低后备感受故障电流3.29A（一次值13160A）超过10kV母线速断保护整定值1.5A，10kV母线速断保护启动，在动作时限0.2s期间未收到线路保护发送的闭锁信号，200ms后母线速断保护动作跳开#1主10kV侧501开关并闭锁10kV 分段500开关备自投，造成10kV 1M母线失压。
由于故障电流消失，10kV F7线路保护随即返回。
5、现场试验情况
现场检修人员对10kV线路707开关机构进行检查，确认707开关机构正常，并无明显油渍或机械卡阻，机构二次接线紧固无松动，机构部件完整无损坏，检测线圈电阻分合阻值合格，闭锁线圈无损坏，机械特性及低电压动作试验均合格，传动合格。
之后继保人员在10kV F7某某线707开关柜短接闭锁母线速断保护接点，#1主变低后备保护正常收到相应闭锁开入。
模拟故障时刻电流10.63A，以及各种故障时长，10kV F7线路保护母线速断闭锁保护动作均正确，#1主变低后备保护均能正常收到相应闭锁开入。
现场对10kV F7线路保护的母线速断闭锁保护进行逻辑校验，试验次数超过50次，校验结果均无异常。
测量所有试验10kV F7线路保护的母线速断闭锁保护出口时间均小于35ms，即为瞬时动作，满足技术规范要求。
然后继保人员对全站47个间隔进行母线速断闭锁回路检查试验，所有间隔母线速断闭锁回路试验正确。
最后继保人员现场对10kV F7线路保护的CPU插件、操作插件以及电源插件进行更换，更换后装置试验合格，开关传动动作信号正确。
更换下来的旧插件元器件外观检查无异常，返厂作详细检测和进一步分析。
旧插件返厂后，厂家对插件CPU板（WB720）、操作板（WB740）、电源板（WB760B）进行多项测试未发现异常现象，总共测试次数在700次以上，未能重现故障。
厂家对操作板（WB740）的闭锁母线保护出口继电器（CJ4）进行开封检测，如图5所示，发现在该继电器内部存在少量可移动的磁极涂层杂质，粘附在继电器触点上，杂质的位置可以移动变化，且在磁极上发现有涂层划伤。
图5 闭锁母线保护出口继电器（CJ4）开封检测图片当杂质刚好处于触点之间时，会造成继电器触点不能可靠闭合；而继电器动作一次后触点打开时，杂质被弹开，继电器触点恢复正常。
6、分析结果
10kV F7线路保护的母线速断保护闭锁出口继电器触点由于粘附了杂质，导致保护动作后未能可靠出口，#1主变低后备母线速断保护因收不到10kVF7线路闭锁信号而动作，造成10kV 1M母线失压。
三、归纳总结
综上所述，某110kV变电站10kV F7线路发生三相短路，但由于10kV F7线路保护装置的的母线速断保护闭锁出口继电器触点粘附了杂质，导致10kV F7线路保护动作后未能可靠出口闭锁#1主变低后备母线速断保护，从而10kV母线速断保护动作跳开#1主变10kV侧501开关并闭锁10kV分段500开关备自投，造成10kV 1M母线失压。
而且，10kV母线速断保护动作时限比10kV馈线限时电流速断保护的动作时限短，在母线闭锁信号及回路故障时容易失配造成越级动作。
因为10kV母线速断保护闭锁回路关联复杂可靠性低，所以继保专业决定采取将10kV 母线速断保护定值时限由0.2s修改为0.6s的措施，保证其与10kV馈线定时限过流保护时限的0.3s有一定级差，预防10kV母线速断保护误动造成越级跳闸事件的重复发生。
参考文献：
[1]东莞供电局变电站电流闭锁式10千伏母线快速保护技术规范。
[2]东莞供电局变电站运行规程。
（2006.11）。