鄧濤，雷亞蘭

（云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司玉溪供電局，云南玉溪，653100）

0 引言

隨著供電可靠性要求的逐年提高，各地供電局對變電站的備用電源自動投入裝置的管理要求也越來越高。對于110kV及以下電壓等級變電站，大部分配置雙回進(jìn)線、兩臺主變、分段母線，并在各側(cè)電壓等級分別安裝備自投裝置[1]。備自投的方式與變電站主接線形式有關(guān)，一般分為進(jìn)線備、分段備、橋備。本文所舉案例是一起典型的運(yùn)行人員在10kV母線停電過程中，因操作順序造成的10kV備自投誤動作事件。案例中涉及的備自投裝置型號為深圳南瑞ISA-358G，出廠日期為2007年7月，該系列的備自投因原理簡單、容易維護(hù)，被大量變電站采用。

1 事件案例

11月26日運(yùn)行人員在進(jìn)行110kV某某變電站10kVⅠ段母線由運(yùn)行轉(zhuǎn)冷備用的相關(guān)操作，12時(shí)25分10kVⅠ段母線上所有出線、站用變、電容器間隔已操作至冷備用，在10kVⅠ段母線電壓互感器二次側(cè)A相保護(hù)空氣開關(guān)斷開后，12時(shí)57分45秒107毫秒10kVⅠ段母線電壓互感器斷線告警，在10kVⅠ段母線電壓互感器二次側(cè)三相保護(hù)空氣開關(guān)均斷開后，12時(shí)57分48秒601毫秒10kV備自投動作，12時(shí)57分51秒602毫秒110kV#1主變10kV側(cè)001斷路器跳閘，12時(shí)57分51秒602毫秒10kV備自投動作，12時(shí)57分51秒960毫秒10kV分段012斷路器合閘?，F(xiàn)場設(shè)備檢查情況，10kV高壓室內(nèi)110kV#1主變10kV側(cè)001斷路器在分閘位置，10kV分段012斷路器在合閘位置，斷路器儲能正常。

備自投誤動作前的運(yùn)行方式為：001斷路器供10kVⅠ段母線運(yùn)行，10kVⅠ段母線上所有出線、站用變、電容器間隔處冷備用，10kVⅠ段母線電壓互感器處運(yùn)行；002斷路器供10kVⅡ段母線運(yùn)行，10kVⅡ段母線上所有出線、站用變、電容器間隔處運(yùn)行，10kVⅠ段母線電壓互感器處運(yùn)行；10kV分段012斷路器處熱備用，10kV備自投按備分段方式投入。

2 原因分析

據(jù)案例中的運(yùn)行方式，繪制本案例事件的接線簡圖如下。

兩臺主變分列運(yùn)行，分段012斷路器在分閘位置，當(dāng)線路發(fā)生故障或其他原因使得002或001斷路器斷開時(shí)，分段012斷路器由備自投投入[2]，恢復(fù)失壓母線供電。

按照圖1接線方式分析備自投動作原理：

(1)充電條件，10kVⅠ段母線、10kVⅡ段母線三相有壓，001斷路器、002斷路器在合閘位置，012斷路器在分閘位置，經(jīng)延時(shí)后充電完成；

(2)放電條件，10kVⅠ段母線、10kVⅡ段母線三相無壓，手動操作001斷路器、002斷路器，012斷路器在合閘位置，其他保護(hù)動作閉鎖備自投動作信號；

(3)備自投啟動方式一，備自投充電完成，10kVⅠ段母線無壓、110kV#1主變10kV側(cè)無流，10kVⅡ段母線有壓，經(jīng)延時(shí)跳001斷路器，確認(rèn)001斷路器在分閘位置，經(jīng)延時(shí)合012斷路器；

(4)備自投啟動方式二，備自投充電完成，10kVⅡ段母線無壓、110kV#2主變10kV側(cè)無流，10kVⅠ段母線有壓，經(jīng)延時(shí)跳002斷路器，確認(rèn)002斷路器在分閘位置，經(jīng)延時(shí)合012斷路器。

圖1 本案例接線簡圖

查閱深圳南瑞ISA-358G 10kV備自投保護(hù)裝置通用定值，定值中“CT 變比 3000/5”、“d091 進(jìn)線無流定值 0.2A”，進(jìn)行換算得出一次側(cè)的電流應(yīng)為120A。根據(jù)案例描述“12時(shí)25分10kVⅠ段母線上所有出線、站用變、電容器間隔已操作至冷備用”，此時(shí)空載母線電流遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于120A，滿足備自投啟動方式一的110kV#1主變10kV側(cè)無流條件。

根據(jù)圖2中“d087母線線電壓有壓定值70V”與“d088 母線線電壓無壓定值30V”，結(jié)合《深圳南瑞ISA-358G 10kV備自投保護(hù)裝置說明書》的內(nèi)容“母線無壓指母線的三個(gè)線電壓均小于母線無壓定值，三個(gè)線電壓無壓條件‘相與’可以防止TV一相或兩相斷線時(shí)備自投誤動”。可以得出母線有壓指母線的三個(gè)線電壓至少有一個(gè)大于70V，母線無壓指母線的三個(gè)線電壓均小于30V。根據(jù)案例所述，運(yùn)行人員依次斷開母線電壓互感器二次側(cè)三相空氣開關(guān)，形成二次側(cè)電壓變化矩陣表如下：

表1 二次側(cè)電壓變化矩陣

根據(jù)案例所述“在10kVⅠ段母線電壓互感器二次側(cè)A相保護(hù)空氣開關(guān)斷開后，12時(shí)57分45秒107毫秒10kVⅠ段母線電壓互感器斷線告警”，由表1得出不滿足備自投啟動方式條件。“在10kVⅠ段母線電壓互感器二次側(cè)三相保護(hù)空氣開關(guān)均斷開后，12時(shí)57分48秒601毫秒10kV備自投動作”，由表1得出滿足備自投啟動方式一的10kVⅠ段母線無壓，10kVⅡ段母線有壓條件。

此時(shí)滿足備自投啟動方式一所有條件，備自投充電完成、10kVⅠ段母線無壓、110kV#1主變10kV側(cè)無流、10kVⅡ段母線有壓。根據(jù)案例所述“12時(shí)57分51秒602毫秒110kV#1主變10kV側(cè)001斷路器跳閘”，符合定值中 “d081Ⅰ母備用切工作進(jìn)線時(shí)限2.9s”。“12時(shí)57分51秒960毫秒10kV分段012斷路器合閘”符合定值中“d294 切故障后合暗備用電源時(shí)限0.3s”。

綜上所述，本案例中的10kV備自投裝置正確動作，其它設(shè)備均運(yùn)行正常，屬于一起典型的由于操作順序錯(cuò)誤，滿足10kV備自投動作條件后引起備自投誤動作事件。

3 防范措施

一是從設(shè)備方面提出防范措施：配置了獨(dú)立進(jìn)線電壓互感器的變電站接線方式，可以通過采集進(jìn)線電壓互感器的二次側(cè)電壓，增加備自投的啟動條件。例如：在“備自投啟動方式一”中增加110kV#1主變10kV側(cè)電壓互感器電壓閉鎖信號來同時(shí)判別，主供電源是否確實(shí)消失，但往往只有110kV及以上電壓等級的進(jìn)線才會配置獨(dú)立的電壓互感器。

未配置獨(dú)立進(jìn)線電壓互感器的變電站接線方式，通常35kV及以下電壓等級進(jìn)線都屬于該種情況，可以根據(jù)空載母線的電流情況對進(jìn)線斷路器間隔的電流互感器變比進(jìn)行調(diào)整。例如：在“備自投啟動方式一”中將接入備自投裝置閉鎖電流接入較小的TA變比繞組，同時(shí)對保護(hù)裝置的定值進(jìn)行更改，若空載母線電流過小，還是無法滿足一次電流要求，可以通過更換精度更高、變比更小的電流感器。這種方法還可以防范夜間電流過小，諧振或其他原因造成母線電壓互感器三相熔斷后[3]，引發(fā)的備自投誤動作事故。

二是從管理方面提出防范措施：修編變電站典型操作票，在典型操作票中固化操作順序。例如：針對單母分段接線方式或單母接線方式，應(yīng)按照先停母線后停PT的原則執(zhí)行，當(dāng)主變中（低）壓側(cè)斷路器作為母線電源側(cè)時(shí)，操作順序如下：斷開主變中（低）壓側(cè)斷路器、拉開母線側(cè)隔離開關(guān)、拉開主變側(cè)隔離開關(guān)、斷開停電母線電壓互感器二次空氣開關(guān)、測量停電母線電壓互感器二次空氣開關(guān)上下兩端對地電位正常、拉開停電母線電壓互感器一次隔離開關(guān)。

整理形成變電站設(shè)備固有風(fēng)險(xiǎn)數(shù)據(jù)庫及特殊設(shè)備操作手冊。例如：在電壓互感器二次空開操作箱上粘貼固有風(fēng)險(xiǎn)卡片、特殊設(shè)備操作卡片等及時(shí)提醒操作人員。

三是從人員方面提出長效措施：預(yù)留應(yīng)對存疑工作時(shí)間裕度，合理分工，防止人員疲勞工作及操作，避免因準(zhǔn)備不充分導(dǎo)致的風(fēng)險(xiǎn)不可控。與檢修部門、設(shè)備廠家建立聯(lián)動通訊錄，存在疑問及時(shí)咨詢，并在班組工作群內(nèi)進(jìn)行集體溝通，杜絕帶疑問盲目工作或操作。加強(qiáng)自身崗位技能培訓(xùn)，開展針對性較強(qiáng)的專業(yè)學(xué)習(xí)，養(yǎng)成良好的職業(yè)求知習(xí)慣。

4 結(jié)束語

10kV備自投動作條件單一，停母線操作順序錯(cuò)誤是導(dǎo)致本文案例中10kV備自投裝置誤動作事件的根本原因。本文詳細(xì)分析了備自投誤動作過程，找出了誤動事件發(fā)生的原因，從設(shè)備、管理、人員方面提出了防范措施，對變電站備自投的運(yùn)行維護(hù)、倒閘操作等工作具有指導(dǎo)意義。