云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司玉溪供電局 劉祺

1 事件概況

2019年2月17日18 時(shí)07 分許，某地市局管轄110kV 某線路發(fā)生單相接地故障，此線路220kV 側(cè)JC 變電站側(cè)跳閘、重合閘動(dòng)作，110kV 側(cè)QL 變電站側(cè)只跳閘，未重合閘。110kV QL 變電站內(nèi)110kV 備自投裝置動(dòng)作，聯(lián)切小水電1、3、4，未聯(lián)切小水電2，未合110kV分段112斷路器。110kV 備自投裝置放電31s 后，小水電2 跳閘。事件發(fā)生前接線方式如圖1所示。

圖1 事件發(fā)生前系統(tǒng)接線方式

2 事件分析

對(duì)事件發(fā)生過程進(jìn)行梳理，有4 處地方不符合動(dòng)作邏輯，分別如下。一是線路發(fā)生故障后，220kV 側(cè)線路跳閘。重合閘，110kV 側(cè)只有跳閘，未能夠重合閘。二是在110kVⅡ段母線未失壓的情況下，110kV備自投裝置為何動(dòng)作。三是110kV備自投為何未聯(lián)切小電源2，導(dǎo)致邏輯放電。四是小電源2 為何在110kV 備自投裝置放電31s 后跳閘，只自身保護(hù)動(dòng)作跳閘還是由其他裝置跳閘。

2.1 故障線路110kV側(cè)未重合閘原因分析

查詢定值單，110kV QL 變電站故障線路保護(hù)裝置重合閘方式為“檢母線無壓線路有壓”。查詢說明書，檢無壓重合時(shí)“檢母線無壓線路有壓”和“檢線路無壓母線有壓”可組合使用，兩者是“或”的關(guān)系。線路和母線均有壓時(shí)重合閘方式自動(dòng)轉(zhuǎn)為檢同期，同期合閘角為30°，重合閘時(shí)間1.2S。故障線路跳閘后110kV Ⅱ段母線電壓波形如圖2所示。

圖2 故障線路跳閘后110kVⅡ段母線電壓波形

從故障錄波裝置（中元華電ZH-5）提取的故障線路跳閘時(shí)刻及跳閘后波形可以看出，因掛有小電源2，在故障線路跳閘后110kVⅡ段母線電壓持續(xù)升高，不滿足檢無壓條件，重合閘方式自動(dòng)轉(zhuǎn)為檢同期。對(duì)故障發(fā)生前波形分析，雖然進(jìn)線1 和進(jìn)線2（故障線路）來自兩個(gè)不同的系統(tǒng)，但波形基本一致（有效值，頻率，角度），因此可以將110kVⅠ段母線A 相電壓看作進(jìn)線2（故障線路）的線路電壓。對(duì)進(jìn)線2 跳閘后的波形進(jìn)一步分析，直至小電源2跳閘10kVⅡ段母線失壓，無任何一個(gè)1.2s區(qū)間滿足母線電壓和線路電壓（110kVⅠ段母線A相）角度差為30°。

至此，進(jìn)線2（故障線路）未重合閘原因查清，110kVⅡ段母線掛有小電源2，所以不滿足無壓條件，又因無任何一個(gè)1.2s 區(qū)間內(nèi)母線電壓和線路電壓角度小于30°，所以不滿足同期條件。

2.2 110kV 備自投裝置不正確未聯(lián)切小電源2 原因分析

由圖2可知，進(jìn)線2（故障線路）跳閘后110kVⅡ段母線并未失壓，但110kV備自投裝置（國(guó)電南自PSP-643U）依然動(dòng)作，不符合常規(guī)備自投啟動(dòng)邏輯。查詢裝置說明書，當(dāng)充電完成后，檢線路電壓控制器投入時(shí)，進(jìn)線1或進(jìn)線2跳閘且相應(yīng)線路無流，備自投亦可動(dòng)作。

至此，110kV備自投裝置在110kVⅡ段母線未失壓情況下動(dòng)作原因確定為110kV備自投裝置只需有進(jìn)線1或進(jìn)線2跳位且相應(yīng)線路無流就可啟動(dòng)。此啟動(dòng)條件與常規(guī)邏輯不同。

2.3 110kV備自投裝置未聯(lián)切小電源2原因分析

按照裝置邏輯，110kV 備自投動(dòng)作后需要再次跳進(jìn)線2 并聯(lián)切4 條小電源。但110kV 備自投動(dòng)作后只收到進(jìn)線2 和小電源1、3、4 跳位反饋，直至放電31 秒后才收到小電源2 跳位反饋，此時(shí)間和故障錄波裝置錄到的小電源2跳閘時(shí)間一致。

因小電源2 已經(jīng)由合位跳閘為分位，所以可以確定由保護(hù)裝置（操作箱）到斷路器段控制回路完好，故障范圍可以縮小到110kV備自投裝置到小電源2段回路。

110kV 備自投裝置跳小電源2 跳閘回路示意圖如圖3所示。

圖3 110kV備自投裝置跳小電源2回路圖

小電源2 保護(hù)裝置（國(guó)電南自，PSL621D）于2008年投運(yùn)，屏柜內(nèi)端子設(shè)計(jì)緊湊，接線排列緊密，只設(shè)計(jì)了STJ（手跳繼電器）及保護(hù)跳閘繼電器，無TJR永跳繼電器。測(cè)量110kV備自投裝置跳小電源2 回路發(fā)現(xiàn)，1CD7 帶正電，1KD7 不帶電。小電源2 保護(hù)裝置STJ 接入的4D38 與4D39 端子短接，4D38 端子外側(cè)接入110kV 備自投裝置跳183斷路器回路(BT-134E/133)和110kV 母線差動(dòng)保護(hù)跳183斷路器回路(NZ-121/35)兩根電纜芯線，內(nèi)側(cè)端子接1n11×4（測(cè)控裝置遙分接點(diǎn)），4D39 端子外側(cè)接入頻率電壓緊急控制裝置跳183 斷路器回路芯線，端子內(nèi)側(cè)接入測(cè)控裝置手動(dòng)跳閘回路芯線（1-6D23）?，F(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)4D38 端子外側(cè)接入的110kV 備自投裝置跳183 斷路器回路(BT-134E/133)芯線松動(dòng)，與端子呈脫離狀態(tài)。小電源2 手跳端子（4D38、4D39）現(xiàn)場(chǎng)端子接線照片如圖4所示。110kV 備自投裝置未聯(lián)切小電源2 原因確定為110kV備自投裝置聯(lián)切小電源2回路接線松動(dòng)。

圖4 現(xiàn)場(chǎng)端子接線照片

2.4 小電源2跳閘原因分析

110kVⅡ段母線電壓頻率變化如圖5所示。

圖5 110kVⅡ段母線電壓頻率變化

進(jìn)線2（故障線路）跳閘后，小電源2帶110kVⅡ段母線、110kV#2主變及主變中、低壓側(cè)負(fù)荷孤島運(yùn)行。因所掛負(fù)荷與小電源2 的輸出功率相差懸殊，110kVⅡ段母線電壓頻率持續(xù)上升，最高升至67.78Hz。

110kV QL 變電站頻率電壓緊急制動(dòng)裝置運(yùn)行頻率范圍為45～55Hz，大于55Hz 或小于45Hz 裝置不動(dòng)作，高頻第Ⅰ輪動(dòng)作切小電源1、小電源2，定值為52Hz、0.5s。由故障錄波圖可以看出，110kVⅡ段母線電壓頻率由52Hz 上升到55Hz，閉鎖了頻率電壓緊急控制裝置，上升過程用時(shí)0.4s，小于定值0.5s，頻率電壓緊急控制裝置不動(dòng)作。經(jīng)過5.7366s 后，110kVⅡ段母線電壓頻率達(dá)到最大值68.745Hz，之后頻率開始下降，經(jīng)過15.950s 后110kVⅡ段母線電壓頻率再次回到52.007Hz（母線電壓頻率由高到低不會(huì)啟動(dòng)高頻功能），經(jīng)過2.602s后110kVⅡ段母線電壓頻率降低為51.252Hz。由下一個(gè)錄波圖可以看出，110kVⅡ母線電壓頻率再次上升為52.309Hz，基本無變化，滿足頻率電壓緊急控制裝置高頻第I 輪定值52Hz，頻率電壓緊急控制裝置動(dòng)作跳開先電源2 斷路器。由于事件發(fā)生后，裝置死機(jī)，重啟后無動(dòng)作報(bào)文，不能直接確定小電源2 為頻率電壓緊急控制裝置切除。但是，裝置面板“頻率動(dòng)作燈燃亮”“第一輪動(dòng)作燈燃亮”，可間接證明小電源2 為頻率電壓緊急控制裝置切除。頻率電壓緊急控制裝置現(xiàn)場(chǎng)照片如圖6所示。

圖6 頻率電壓緊急控制裝置現(xiàn)場(chǎng)照片

至此，整個(gè)事件的過程已經(jīng)梳理清晰。進(jìn)線2發(fā)生故障后，因110kVⅡ段母線掛有小電源2 導(dǎo)致不滿足檢無壓和檢同期條件，重合閘未成功；因110kV 備自投裝置只要有進(jìn)線跳位且無流即可動(dòng)作，110kV 備自投裝置在母線未失壓的情況下動(dòng)作；因聯(lián)切小電源2 跳閘回路接線松動(dòng)導(dǎo)致本間隔未切除，110kV 備自投裝置動(dòng)作失敗放電；孤島運(yùn)行情況下，110kVⅡ段母線電壓頻率開始升高，達(dá)到頻率電壓緊急控制裝置高頻第一輪動(dòng)作定值而被切除。

3 預(yù)防和整改措施

3.1 預(yù)防措施

對(duì)新建、改擴(kuò)建工程（特別是新老裝置交替的工作）從設(shè)計(jì)、施工、驗(yàn)收各個(gè)環(huán)節(jié)把關(guān)，嚴(yán)格執(zhí)行《南方電網(wǎng)繼電保護(hù)通用技術(shù)規(guī)范》5.3.3.4 條款“對(duì)外每個(gè)端子的每個(gè)端口只允許接一根線，不允許兩根線壓接在一起”，對(duì)不滿足要求、接線工藝差的堅(jiān)決予以整改[1]。對(duì)新增備自投裝置，嚴(yán)把入網(wǎng)關(guān)，對(duì)不符合《南方電網(wǎng)備自投裝置配置與技術(shù)功能規(guī)范》相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的禁止入網(wǎng)。

3.2 整改措施

對(duì)于運(yùn)行設(shè)備，若二次接線不滿要求，存在一個(gè)端子內(nèi)壓接兩根芯線或接線工藝差存在持久拉力的情況，可以結(jié)合定檢進(jìn)行整改。對(duì)于重要的設(shè)備，如備自投等安自裝置，若存在上述問題可單獨(dú)制定停電計(jì)劃進(jìn)行相應(yīng)整改，防患于未然。對(duì)110kV備自投裝置進(jìn)行升級(jí)，按照《南方電網(wǎng)備自投裝置配置與技術(shù)功能規(guī)范》5.9.4 條款“對(duì)于帶有小電源的站點(diǎn)，若主供電源跳閘后母線仍在無壓定值之上，則備自投裝置不應(yīng)放電，待母線無壓后，備自投應(yīng)可立即啟動(dòng)”要求，啟動(dòng)邏輯取消跳位啟動(dòng)判據(jù)，改為母線失壓判據(jù)，動(dòng)作邏輯增加有選擇性聯(lián)切小電源判據(jù)，110kVⅠ母失壓只需聯(lián)切小電源1、3、4，110kVⅡ母失壓只需聯(lián)切小電源2、3、4。

4 結(jié)語(yǔ)

備自投裝置是變電站中重要的安自裝置，但因其回路、邏輯復(fù)雜，不正確動(dòng)作事件時(shí)有發(fā)生。技術(shù)人員必須從設(shè)計(jì)、施工、驗(yàn)收各環(huán)節(jié)嚴(yán)格把關(guān)，對(duì)不符合接線標(biāo)準(zhǔn)、接線工藝差的堅(jiān)決予以整改，對(duì)不滿足技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的裝置堅(jiān)決不予入網(wǎng)，從源頭將隱患消除。對(duì)于存量設(shè)備，根據(jù)輕重緩急，可結(jié)合定檢作業(yè)，亦可制定專門作業(yè)計(jì)劃，對(duì)不滿足技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)及時(shí)予以整改、消除。