孔 軍 ，郎燕娟

(1.泰州供電公司，江蘇 泰州 225300；2.蘇州供電局，江蘇 蘇州 215004)

隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展，變電站由有人值守逐步向現(xiàn)場無人值守、集中監(jiān)控模式轉變。為提高監(jiān)控效率、優(yōu)化監(jiān)控模式，在設計、驗收、投運的過程中將現(xiàn)場一二次信號加以合并或篩選傳到監(jiān)控，此過程中會出現(xiàn)一些重要信號的遺漏，可能導致設備或保護裝置的異常不能及時發(fā)現(xiàn)，就會擴大事故范圍，造成大面積停電事故，降低了供電可靠性。文中以一起220kV主變跳閘為例，分析了事故原因，提出改進建議。

1 事故簡要經過

事故前運行方式如圖1所示，變電站僅有1臺主變，觀興線4962開關運行于220kV副母，1號主變2601開關、觀盛線4961開關運行于220kV正母，220kV母聯(lián)2610開關合環(huán)運行；1號主變經701開關供110kV正母，110kV母聯(lián)710開關合環(huán)運行供110kV副母；1號主變101開關供10kVⅠ段母線，10kV母聯(lián)110開關運行供10kVⅡ段母線。

2011年8月2日19:44，220kV觀五變1號主變低后備速斷過流Ⅰ段保護動作，跳開1號主變高壓側2601開關、中壓側701開關，低壓側101開關保護出口跳閘但未能跳開。事故導致下級2座110kV變電站、1座35kV變電站全站停電。

2 事故原因分析

2.1 觀五變1號主變低后備保護動作情況

事故發(fā)生時，觀五變1號主變A/B柜低后備保護（保護型號為國電南自PSL-1200）啟動，速斷過流Ⅰ段出口，跳開1號主變高壓側2601開關、中壓側701開關，保護出口跳低壓側101開關，但未能跳開，現(xiàn)場仍在合閘位置。

初步分析動作報告，故障開始時B，C相相間故障，二次故障電流為6 A，低后備保護啟動，2757 ms后，發(fā)展為A，B，C三相短路，二次故障電流達到11 A，大于速斷過流保護定值，延時2825 ms后保護出口跳主變三側開關。

2.2 一、二次設備檢查分析

2.2.1 保護范圍內一次設備情況

經檢查1號主變低后備保護范圍內的101開關進線，10kV母線無故障放電現(xiàn)象，且1號主變后備保護裝置無異常非保護誤動跳閘?？紤]到越級跳閘的可能性，對10kV母線上的出線進行檢查，發(fā)現(xiàn)10kV周梓1號線157開關保護裝置 （保護型號為南瑞科技NSR612）運行燈不亮，裝置閉鎖，后巡線發(fā)現(xiàn)該線34號塔向南支線瓷瓶被擊穿，判斷是因線路保護拒動引起主變后備保護動作。

2.2.2 觀五變主變低后備保護配置情況

觀五變1號主變保護為雙重化配置，型號為國電南自生產的PST1202 A/B系列主變保護，低后備保護版本號為1.35，配置兩段復壓過流保護和一段速斷過流保護。復壓過流Ⅰ段設置2個時限，復壓Ⅱ段設置1個時限，速斷過流保護設置2個時限。

依據文獻[1]，復壓過流Ⅰ段保護整定為11.25 A，0.6 s跳低壓側母聯(lián)110開關，0.9 s跳低壓側主變開關101開關；復壓過流Ⅱ段保護整定為5.5 A，2.5 s跳低壓側101開關；低電壓和負序電壓定值按照整定規(guī)程，分別整定為65 V和6 V。速斷過流保護作為純電流保護，整定為6.19 A，動作時間與復壓Ⅱ段配合，2.8 s跳主變三側開關。

2.2.3 觀五變主變低后備復壓過流保護未動作的原因

從主變保護低后備保護故障錄波（如圖2所示）可以看出，保護啟動11 ms時，B，C兩相電壓明顯下降，電流明顯增大，B相電流達到7.07 A，C相電流達6.24 A，大于速斷過流保護定值和復壓過流Ⅱ段保護定值，負序電壓為8.885 V（大于6 V），負序電壓開放復壓保護閉鎖，后備保護中復壓過流Ⅱ段保護和速斷過流保護啟動；但故障241 ms時，負序電壓為5.443 V（小于6 V），復壓元件重新閉鎖，復壓過流Ⅱ段保護啟動返回；保護啟動后320 ms，A相電壓也跌落至41 V，A相電流達到9.37 A，B，C相故障電流始終大于速斷過流保護定值，速斷過流保護保持啟動，低電壓為68.21 V，負序電壓上升為6.2 V （大于6 V），復壓元件重新開放，復壓過流Ⅱ段保護啟動。保護啟動后320 ms至341 ms，低電壓上升為71 V，負序電壓下降為5.06 V（小于6 V），復壓元件重新閉鎖，復壓過流Ⅱ段保護再次啟動返回；保護啟動后2432 ms期間，由于故障點放電電弧燃燒不穩(wěn)定，造成10kV母線電壓波動，復壓元件多次開放和閉鎖，復壓過流Ⅱ段保護啟動元件隨之啟動和返回。

在此期間A，B，C相電流始終大于速斷過流保護定值，保護啟動后2797 ms，速斷過流保護出口，跳主變三側開關。保護出口時，A相電流為8.27 A，B相電流為7.43 A，C相電流為7.85 A，負序電壓為1.26 V，低電壓為73.26 V。

2.2.4 觀五變主變低后備速斷保護動作的原因

檢查發(fā)現(xiàn)周梓1號線線路測控保護裝置運行燈滅，進入“事件記錄”菜單，發(fā)現(xiàn)裝置報“CPU異?！毙盘枴Ｑ簿€人員檢查發(fā)現(xiàn)線路有多處瓷瓶爆裂，一處電纜頭爆炸，但保護裝置未動作，判斷為10kV周梓1號線線路保護拒動，造成主變低后備速斷保護越級動作。

2.2.5 1號主變101開關拒動原因

現(xiàn)場檢查101開關，發(fā)現(xiàn)保護動作后出現(xiàn)控制回路斷線的信號，測量分閘線圈的電阻值很小，判斷為保護發(fā)出跳閘脈沖后跳閘線圈燒壞。更換跳閘線圈后，101開關手動分合正常，保護模擬傳動開關正確。

2.2.6 10kV周梓1號線保護裝置死機監(jiān)控未發(fā)現(xiàn)原因

10kV周梓1號線采用南瑞科技NSR612保護測控裝置，具備完善的自檢功能，其邏輯框圖如3所示。據南瑞科技廠方分析結論，因外部極端條件干擾造成裝置DPRAM區(qū)內部數據異常，裝置自檢出錯，閉鎖了保護功能，因此在線路發(fā)生故障時無法正確動作。但設計圖紙（如圖4所示）中，南瑞科技NSR612保護裝置有“閉鎖”、“報警”2個信號，其中“報警”用于二次回路、過負荷等情況，“閉鎖”用于裝置故障、裝置閉鎖、保護功能退出等嚴重情況。在設計時未將“閉鎖”信號引至測控裝置，更未上傳至監(jiān)控，所以當故障裝置死機時，后臺與監(jiān)控均未收到裝置故障閉鎖的信號，未能及時處理設備異常，導致了偶發(fā)的越級跳閘事故。

圖3 NSR612裝置自檢邏輯

圖4 保護二次設計

綜上所述，當時10kV線路周梓1號176線由于遭雷擊，絕緣瓷瓶爆裂，造成B，C相兩相短路，線路保護因死機拒動后，進而發(fā)展成三相短路故障；主變低后備保護在感受到故障電流時正確啟動，但由于故障點放電電弧燃燒不穩(wěn)定，造成10kV母線電壓波動，主變后備復壓元件頻繁啟動復歸，復壓過流保護多次啟動后返回，最終由主變后備保護速斷過流保護于保護啟動后2.8 s時動作，跳主變三側開關，切除了故障。該事故發(fā)生的主要原因是設計中未充分認識 “裝置告警”、“裝置閉鎖”信號的來由和區(qū)別，導致“保護裝置閉鎖”信號未接入監(jiān)控，保護死機時未能及時發(fā)現(xiàn)，此時10kV線路上出現(xiàn)故障而保護拒動擴大了事故停電范圍。

3 結束語

該次事故發(fā)生后，該公司已對觀五變二次保護設備“裝置閉鎖”、“裝置故障”信號輸出接點短接并進行了相關試驗，且對轄區(qū)內所有該類保護信號進行了排查整改，防止有重要信號在設計時未接入監(jiān)控系統(tǒng)，確保監(jiān)控人員實時掌握設備狀態(tài)。

[1]DL/T584—2007，3～110kV電網繼電保護裝置運行整定規(guī)程[S].