趙 杰，吳國棟，馬艷峰，張 波

(1.國網(wǎng)甘肅省電力公司電力調(diào)度控制中心，甘肅 蘭州 730030；2.國網(wǎng)甘肅省電力公司檢修公司酒泉分部，甘肅 酒泉 735000)

0 引言

老舊變電站母差保護(hù)改造是一項常見且安全責(zé)任十分重大的工作。由于老舊母差保護(hù)改造的接線復(fù)雜，又涉及大量運行設(shè)備回路，因此在改造中稍有不慎，就可能引發(fā)母差保護(hù)誤動或拒動。母差保護(hù)誤動將造成大面積停電，而拒動則可能造成電力設(shè)備的損壞及系統(tǒng)的瓦解。因此，如何在母差保護(hù)改造中防止保護(hù)誤動或拒動，已成為保證電網(wǎng)安全可靠運行亟需解決的問題。

2016-05-09，某變電站發(fā)生了一起110 kV系統(tǒng)母線故障時母差保護(hù)拒動事故。該事故充分說明在老舊變電站母差保護(hù)的改造過程中，加強技術(shù)防范措施和現(xiàn)場管理的重要性。

1 事故經(jīng)過

1.1 事故前運行方式

事故發(fā)生前，故障變電站110 kV甲、乙母并列運行；1號主變1101供甲母，帶1111，1113，1115，1119運行；2號主變1102供乙母，帶1112，1114，1118運行，1110旁路開關(guān)及旁路母線冷備用。

1.2 事故簡述

2016-05-09T08:10，該變電站1號主變后備保護(hù)復(fù)壓閉鎖方向過流，I段保護(hù)動作，啟動值0.84 A(二次 值 )，3.4 s 跳 1100 母 聯(lián)開 關(guān)，3.7 s跳1101開關(guān)；2號主變后備保護(hù)相間阻抗、限時速斷保護(hù)動作，啟動值 1.68 A(二次值)，1.2 s跳1100開關(guān)，1.5 s跳1102開關(guān)。110 kV母差保護(hù)甲母、乙母低電壓，CT斷線閉鎖燈亮，110 kV母差保護(hù)無其他信號，母差保護(hù)未出口。此事故造成變電站7條110 kV出線的用戶全部停電。

2 事故原因調(diào)查分析

2.1 現(xiàn)場檢查情況

現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，該變電站2號主變1102甲母刀閘C相母線瓷柱爆裂，B相動靜觸頭有燒傷痕跡；1113線甲母刀閘A相開關(guān)側(cè)瓷柱上下有燒傷痕跡，乙母刀閘B相母線開關(guān)側(cè)瓷柱爆裂，乙母刀閘A相兩側(cè)有燒傷痕跡；2號主變110 kV中性點接地刀閘引線燒斷。

2.2 保護(hù)動作及錄波圖分析

該故障錄波圖如圖1—3所示。圖中縱坐標(biāo)1—4表示 1號主變 1101電流Ia，Ib，Ic，In；5—8表示 2號主變 1102電流Ia，Ib，Ic，In。

(1) 當(dāng)日08:09:45，1，2號主變保護(hù)裝置同時在中壓側(cè)發(fā)生A相接地故障時啟動。

1號主變中壓側(cè)A相接地故障一次電流： Ia=2 724 A，Ib=1 176 A，Ic=1 560 A；

圖1 故障錄波圖0-470 ms

圖2 故障錄波圖470-1 460 ms

圖3 故障錄波圖1 460-3 730 ms

2號主變中壓側(cè)A相接地故障一次電流：Ia=5 340 A，Ib=2 088 A，Ic=1 560 A。

由于故障前1號主變中性點不接地，2號主變中性點接地。在發(fā)生單相接地故障時，2號主變中性點接地構(gòu)成零序電流回路，故2號主變中壓側(cè)A相故障電流大于1號主變A相故障電流。

故障期間，單相、三相短路故障電流實際值與仿真計算結(jié)果如表1所示。

表1 故障變電站跳閘故障電流分析 A

(2) 414 ms轉(zhuǎn)換為 AC 相接地故障，470 ms轉(zhuǎn)換為ABC三相故障。

1號主變中壓側(cè)三相故障一次電流：Ia=3 480 A，Ib=3 492 A，Ic=3 480 A；

2號主變中壓側(cè)三相故障一次電流：Ia=3 492 A，Ib=3 480 A，Ic=3 480 A。

(3) 520 ms，2 號主變保護(hù)中壓側(cè)相間阻抗一段啟動；795 ms，2號主變保護(hù)中壓側(cè)相間阻抗一段一時限動作發(fā)跳1100母聯(lián)開關(guān)令；845 ms，1100母聯(lián)開關(guān)跳開。

(4) 1 381 ms，2 號主變保護(hù)中壓側(cè)相間阻抗一段二時限動作發(fā)跳1102開關(guān)令；1 439 ms，1102開關(guān)跳開，2號主變中壓側(cè)一次電流為0。

(5) 3 703 ms，1 號主變保護(hù)中壓側(cè)方向過流一段二時限、中壓側(cè)過流一段二時限動作發(fā)跳1101開關(guān)令；3 765 ms，1101 斷路器跳開。

1 號 主 變 中 壓 側(cè) 一 次 電 流：Ia=4 164 A，Ib=4 164 A，Ic=4 104 A。

通過數(shù)據(jù)分析可以得出：在整個故障過程中，主變保護(hù)動作都是正確的，但是110 kV母差保護(hù)未動作出口。

2.3 母差保護(hù)拒動原因及后果分析

110 kV母線保護(hù)為HMZ-101中阻抗母差，于1996年11月投運。從故障數(shù)據(jù)分析，故障時短路電流為4.75 A(二次值)，遠(yuǎn)大于母差保護(hù)差流定值0.6 A(二次值)，故障電流已達(dá)到母差動作條件，因此母差保護(hù)定值設(shè)置不是這次拒動的原因。

為進(jìn)一步確定事故原因，現(xiàn)場對110 kV母線HMZ-101中阻抗母差保護(hù)進(jìn)行了裝置性能、CT性能、二次回路等項目檢查，發(fā)現(xiàn)故障時裝置發(fā)出了“異?！毙盘?，報CT斷線。因此著重對HMZ-101中阻抗母差保護(hù)裝置刀閘位置切換回路進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)1114間隔端子箱至1114乙刀閘機構(gòu)箱電纜(編號：1SS-127)線芯(編號733)斷裂。線芯(編號773)斷裂造成1114母差刀閘位置無法進(jìn)入母差保護(hù)，使裝置電流判據(jù)∑I≠0(母線各支路電流和)，導(dǎo)致裝置產(chǎn)生0.25 A(二次值)的差流，大于CT斷線差流定值0.1 A(二次值)，母差保護(hù)閉鎖。此分析與圖4中的母差CT斷線邏輯圖所述原理一致。

圖4 母差保護(hù)CT斷線邏輯示意

經(jīng)對現(xiàn)場多次認(rèn)真查證后，確定在故障發(fā)生前進(jìn)行1100母聯(lián)保護(hù)改造敷設(shè)二次電纜時，即3月31日施工人員在1114端子箱附近電纜溝中踩踏了二次電纜，造成1SS-127電纜線芯斷裂，使1114母差刀閘位置無法進(jìn)入母差保護(hù)。4月2日，進(jìn)行110 kV倒換母線操作時，甲乙母線互聯(lián)，母差保護(hù)甲母線CT斷線閉鎖動作(操作結(jié)束后信號復(fù)歸)?，F(xiàn)場人員認(rèn)為屬裝置誤發(fā)信號，未重視此信號，所以沒及時檢查裝置;直至事故發(fā)生期間再未進(jìn)行過倒母線操作，CT斷線閉鎖動作信號未再次發(fā)出。在日常巡視中，運維人員未對母線保護(hù)差流進(jìn)行仔細(xì)檢查，導(dǎo)致該隱患未被及時發(fā)現(xiàn)。

母差保護(hù)拒動后系統(tǒng)只能通過主變后備保護(hù)動作切除故障，由于后備保護(hù)動作延時,導(dǎo)致本應(yīng)瞬時切除的故障需經(jīng)較長延時后才能被切除(本次事故用了3 765 ms才完成故障切除。若母差保護(hù)正確動作，即便計入開關(guān)動作時間，也能在40—60 ms內(nèi)完成故障切除)。這加重了對主變、開關(guān)等設(shè)備及電網(wǎng)的短路沖擊，縮短了主變壽命，并可能引發(fā)嚴(yán)重的主變損壞事故、電網(wǎng)失穩(wěn)事故等，后果非常嚴(yán)重。

3 暴露問題與防范措施

3.1 暴露問題

(1) 施工現(xiàn)場管控不到位。現(xiàn)場施工人員進(jìn)行1100母聯(lián)保護(hù)改造敷設(shè)二次電纜時，在1114端子箱附近電纜溝中踩踏二次電纜，造成1114間隔端子箱至1114乙刀閘機構(gòu)箱電纜線芯斷裂。這暴露出施工現(xiàn)場管控不到位，野蠻施工現(xiàn)象突出。

(2) 對變電站老舊裝置改造時，運行設(shè)備及其回路的安全措施不到位。如對施工可能造成改變的刀閘位置切換回路、異常信號回路等把關(guān)不嚴(yán)、驗收不細(xì)、措施及記錄不全等，均是設(shè)備運行安全的風(fēng)險。施工人員在改造1100母聯(lián)保護(hù)時，誤斷開母差保護(hù)信號電源和所有信號回路，現(xiàn)場運維人員及檢修人員沒有及時發(fā)現(xiàn)，從而導(dǎo)致異常時母差保護(hù)無信號告警。

(3) 運維巡視不到位。變電站施工導(dǎo)致刀閘切換回路電纜斷線發(fā)生，至事故發(fā)生期間母線未進(jìn)行倒閘操作，現(xiàn)場運維人員對這套即將更換的母差保護(hù)巡視不到位，未發(fā)現(xiàn)母差保護(hù)裝置差流異常情況。

3.2 防范措施

(1) 變電站老舊母差保護(hù)更換過程中,刀閘回路改造是重要的工作項目，存在較大的安全風(fēng)險。根據(jù)運行規(guī)程要求，除母線為3/2接線方式配置的母差保護(hù)外，其他形式的母線配置的母差保護(hù)均有出口電壓閉鎖功能。當(dāng)母線發(fā)生故障，母線電壓降低并達(dá)到電壓閉鎖定值要求時，電壓閉鎖解除，母差保護(hù)具備出口條件。當(dāng)母線未發(fā)生故障，即使發(fā)生類似1114刀閘輔助接點未接入母差保護(hù)且產(chǎn)生差流故障時，若母線電壓正常，電壓閉鎖功能也不會解除，母線保護(hù)不會發(fā)生誤動作。

根據(jù)裝置的這個功能，對于除3/2接線方式的母差保護(hù)外的其他母線保護(hù)改造中，可以在母差改造中退出母差保護(hù)CT斷線閉鎖功能，僅保證母差保護(hù)出口電壓閉鎖功能投入，同時保留母線CT斷線告警功能，并對CT斷線告警的情況及時進(jìn)行處理。

(2) 差流采集的正確與否直接關(guān)系著母差保護(hù)動作的可靠性，因此在母差保護(hù)改造后及母差相關(guān)回路變動后，一定要通過帶負(fù)荷試驗驗證差流的正確性。在日常巡視中，運維人員要加強差流的巡視，對巡視中發(fā)現(xiàn)的差流異常及操作過程中出現(xiàn)的任何異常信號，均不能輕易放過，一定要仔細(xì)分析。

(3) 嚴(yán)格履行現(xiàn)場工作票制度，落實工作許可和監(jiān)護(hù)責(zé)任，加強施工過程的監(jiān)督，從源頭上杜絕設(shè)備和回路的缺陷。加強驗收過程的管理工作，認(rèn)真改造1套，嚴(yán)格驗收1套，不給生產(chǎn)運行留下安全隱患。加強現(xiàn)場運行值班管理，對運行值班人員的巡視職責(zé)、巡視內(nèi)容加以明確并組織學(xué)習(xí)。加強設(shè)備缺陷，特別是影響一、二次設(shè)備正常運行的嚴(yán)重缺陷的閉環(huán)處理，嚴(yán)格落實缺陷處理的時間要求，避免因設(shè)備缺陷掌握不到位造成事故擴大或延誤恢復(fù)送電。