萬海逸 李 根

（國網(wǎng)重慶市電力公司永川供電分公司，重慶 402160）

0 引言

智能變電站經(jīng)過十余年的建設(shè)與發(fā)展，已在電力系統(tǒng)中大量投入運(yùn)行。智能變電站二次系統(tǒng)通過網(wǎng)絡(luò)化、數(shù)字化手段，將常規(guī)變電站大量由二次電纜構(gòu)成的回路變?yōu)楣饫w和光交換機(jī)構(gòu)成的變電站過程層網(wǎng)絡(luò)中的“虛回路”，其接線連接關(guān)系定義于智能變電站配置文件中，實(shí)現(xiàn)交流采樣、信號傳輸、保護(hù)跳閘等功能。

智能變電站配置文件包含變電站系統(tǒng)配置文件（SCD）、IED能力描述文件（ICD）、IED實(shí)例配置文件（CID）等[1]。首先在SCD文件中導(dǎo)入各裝置對應(yīng)的ICD文件，將各ICD之間的“虛端子”進(jìn)行連接，形成虛回路[2]；再通過SCD文件生成CID文件等配置文件，下裝至對應(yīng)裝置中，即可使其實(shí)現(xiàn)虛回路所定義的功能。

下面對一起某智能變電站因配置文件錯(cuò)誤，導(dǎo)致主變保護(hù)試驗(yàn)時(shí)誤跳運(yùn)行中的10 kV分段斷路器的事故進(jìn)行分析討論。

1 事故簡述

某日18：41，某110 kV變電站運(yùn)行中的10 kV分段930斷路器發(fā)生跳閘。

該站110 kV系統(tǒng)為單母線分段接線，10 kV系統(tǒng)為單母線三分段接線，共3臺主變，1號主變接于110 kVⅠ母及10 kV Ⅰ母負(fù)荷；2號主變接于110 kV Ⅱ母及10 kV Ⅱ母負(fù)荷，3號主變?yōu)楣こ虜U(kuò)建中的主變，接于110 kV Ⅱ母及10 kV Ⅲ母。

事故發(fā)生前，1號主變帶10 kV Ⅰ母負(fù)荷運(yùn)行，2號主變帶10 kV Ⅱ母，并經(jīng)10 kV分段930斷路器帶10 kV Ⅲ母負(fù)荷運(yùn)行，10 kV分段920斷路器熱備用，3號主變各側(cè)斷路器及110 kV分段120斷路器檢修，運(yùn)行方式及各斷路器狀態(tài)如圖1所示。

圖1 變電站事故前運(yùn)行方式

2 事故調(diào)查分析

18：41，10 kV分段930斷路器跳閘后，繼電保護(hù)專業(yè)人員立即前往事故現(xiàn)場進(jìn)行分析調(diào)查，發(fā)現(xiàn)斷路器跳閘時(shí)，故障錄波顯示電網(wǎng)系統(tǒng)并無故障，監(jiān)控系統(tǒng)相關(guān)信號如表1所示。

表1 事故相關(guān)信號列表

由監(jiān)控信號看出，10 kV分段930斷路器跳閘前，除進(jìn)行調(diào)試工作的3號主變后備保護(hù)動(dòng)作出口信號外，無其他保護(hù)動(dòng)作信號，且3號主變后備保護(hù)出口時(shí)間與10 kV分段930斷路器跳閘時(shí)間吻合，查看啟動(dòng)時(shí)間為18：41：35.542的3號主變的動(dòng)作信息如表2所示。

表2 保護(hù)動(dòng)作信息列表

從保護(hù)動(dòng)作信息可以看出，作業(yè)人員試驗(yàn)時(shí)模擬了主變高復(fù)流Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作，保護(hù)僅對110 kV分段120斷路器、3號主變高壓側(cè)103斷路器、3號主變低壓側(cè)903斷路器發(fā)出了跳閘信號，并未對10 kV分段930斷路器發(fā)出跳閘信號，且試驗(yàn)時(shí)，作業(yè)人員也僅投入了3號主變后備保護(hù)跳110 kV分段120斷路器、3號主變高壓側(cè)103斷路器、低壓側(cè)903斷路器出口軟壓板，10 kV分段930斷路器軟壓板位于退出位置。該狀態(tài)下，正常情況10 kV分段930斷路器無跳閘的可能性，于是考慮10 kV分段930斷路器跳閘相關(guān)的“虛回路”可能存在錯(cuò)誤，隨即要求現(xiàn)場廠家人員導(dǎo)出10 kV分段930備自投裝置配置文件進(jìn)行檢查。

根據(jù)導(dǎo)出的10 kV分段930備自投裝置配置文件，發(fā)現(xiàn)10 kV分段930備自投裝置“虛回路”錯(cuò)誤，接收外部跳閘開入的虛端子錯(cuò)誤連接至3號主變跳低壓側(cè)斷路器903的出口虛端子（實(shí)際應(yīng)連接跳低壓側(cè)分段930的出口虛端子，見圖2），導(dǎo)致調(diào)試人員模擬3號主變高復(fù)壓過流Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作出口時(shí)，3號主變跳低壓側(cè)斷路器903的跳閘信號經(jīng)過3號主變保護(hù)跳903出口軟壓板，輸出至10 kV分段930備自投裝置，使10 kV分段930斷路器跳閘，誤跳閘的回路示意圖如圖3所示。

圖2 正確配置示意圖

圖3 實(shí)際的錯(cuò)誤配置及誤跳閘回路示意圖

因此，配置文件虛回路錯(cuò)誤時(shí)，10 kV分段930斷路器跳閘實(shí)際經(jīng)過保護(hù)裝置跳低壓側(cè)903斷路器及軟壓板控制，即使布置安全措施，使保護(hù)裝置不發(fā)出10 kV分段930斷路器跳閘信號，且退出跳10 kV分段930斷路器軟壓板，也無法避免誤跳10 kV分段930斷路器。

3 事故經(jīng)過及原因

3.1 事故經(jīng)過

為查明造成運(yùn)行中的10 kV分段930備自投裝置配置文件錯(cuò)誤的原因，經(jīng)問詢調(diào)查，查明經(jīng)過如下：

15日前，施工單位按照作業(yè)計(jì)劃，在該站開展3號主變保護(hù)跳10 kV分段930斷路器相關(guān)配置下裝及調(diào)試。施工單位作業(yè)人員監(jiān)護(hù)廠家技術(shù)服務(wù)人員根據(jù)已完成的SCD文件，生成10 kV分段930備自投裝置配置文件并下裝。

配置下裝完成后，因10 kV分段930備自投裝置組網(wǎng)通信無法調(diào)通，調(diào)試工作無法進(jìn)行，廠家人員查找原因后答復(fù)需要更換交換機(jī)重新組網(wǎng)后，才能開展工作。作業(yè)人員現(xiàn)場商議后決定取消本次10 kV分段930備自投裝置的調(diào)試工作?，F(xiàn)場作業(yè)人員在未對已下裝的配置進(jìn)行驗(yàn)證，也未將裝置配置恢復(fù)至開工前狀態(tài)，并且未告知運(yùn)維單位10 kV分段930備自投裝置配置已下裝的情況下，申請將10 kV分段930備自投裝置及斷路器投運(yùn)。

事故發(fā)生當(dāng)日，施工單位按照計(jì)劃開展110 kV分段120斷路器接入新增3號主變保護(hù)配置下裝及調(diào)試工作，調(diào)試人員在完成交換機(jī)更換，使組網(wǎng)通信成功后，投入3號主變后備保護(hù)跳110 kV分段120、3號主變高壓側(cè)103、低壓側(cè)903斷路器軟壓板，并檢查10 kV分段930斷路器軟壓板為退出狀態(tài)后，模擬3號主變高復(fù)壓過流Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作，進(jìn)行斷路器傳動(dòng)試驗(yàn)。保護(hù)動(dòng)作出口后，10 kV分段930斷路器跳閘。

3.2 事故原因

施工單位作業(yè)人員、廠家技術(shù)服務(wù)人員在10 kV分段930備自投裝置配置下裝當(dāng)日，下裝了錯(cuò)誤的配置，在辦理工作終結(jié)手續(xù)時(shí)，既沒有通過備份文件還原裝置配置[3]，也沒有通知運(yùn)維單位專業(yè)人員驗(yàn)收已下裝的配置，使裝置帶“病”運(yùn)行、埋下隱患，是導(dǎo)致本次事件的直接原因。

施工單位作業(yè)人員開展主變保護(hù)傳動(dòng)試驗(yàn)前，對試驗(yàn)可能導(dǎo)致運(yùn)行的10 kV分段930斷路器跳閘的風(fēng)險(xiǎn)因素辨識不足，未進(jìn)一步核查10 kV分段930備自投裝置前階段的工作內(nèi)容、配置是否正確，僅在檢修設(shè)備側(cè)布置了“失效”的安全措施，是導(dǎo)致本次事件的間接原因。

4 事故暴露問題

從管理、技術(shù)角度分析，本次事故暴露出以下問題：

（1）現(xiàn)場作業(yè)開展不規(guī)范。作業(yè)時(shí)未執(zhí)行有關(guān)規(guī)定要求，在配置文件下裝后，未進(jìn)行相應(yīng)驗(yàn)證，貿(mào)然將帶有錯(cuò)誤配置的裝置投入運(yùn)行。施工單位對廠家人員未起到監(jiān)護(hù)作用，能力不足，未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)配置錯(cuò)誤的問題，監(jiān)督責(zé)任落實(shí)不到位，留下事件隱患。

（2）作業(yè)組織管理有漏洞。作業(yè)方案中對智能變電站二次作業(yè)安全風(fēng)險(xiǎn)管控不到位，未充分考慮裝置配置下裝的工作風(fēng)險(xiǎn)，未對配置錯(cuò)誤影響一次運(yùn)行設(shè)備的潛在風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行管控，未明確裝置配置下裝作業(yè)方法，細(xì)化步驟措施。

（3）作業(yè)人員專業(yè)技能水平欠缺。施工單位現(xiàn)場工作人員對智能站配置工作存在知識盲區(qū)，配置文件下裝作業(yè)的正確性完全寄托于廠家人員，缺乏實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，對潛在危險(xiǎn)因素缺乏識別、處理能力，不能完全把控現(xiàn)場作業(yè)的不安全風(fēng)險(xiǎn)，留存了不安全因素。

（4）安全防誤隔離技術(shù)手段不足。該事故中的智能變電站，二次系統(tǒng)采用標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)方案，3號主變保護(hù)跳高壓側(cè)103、低壓側(cè)903斷路器采用光纖直接連接，即“直跳”；而跳110 kV分段120斷路器、10 kV分段930斷路器采用光纖經(jīng)過程層交換機(jī)組網(wǎng)連接，即“網(wǎng)跳”。現(xiàn)場調(diào)試時(shí)，因需進(jìn)行3號主變跳110 kV分段120斷路器的跳閘整組試驗(yàn)，3號主變保護(hù)至過程層交換機(jī)的組網(wǎng)光纖無法斷開，10 kV分段930備自投裝置屬于運(yùn)行設(shè)備，其至過程層交換機(jī)的組網(wǎng)光纖也無法斷開，因此調(diào)試時(shí)，3號主變保護(hù)與10 kV分段930備自投裝置之間的聯(lián)系無法從物理上進(jìn)行“硬隔離”，僅能通過保護(hù)裝置軟壓板及定值設(shè)置上采取“軟隔離”措施，在本次事故中屬于無效措施。

5 事故對策

針對以上原因，采取對策建議如下：

（1）強(qiáng)化智能站作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)管控。要求施工單位作業(yè)方案中關(guān)于配置下裝工作，須包含有效可行的作業(yè)方案和技術(shù)措施，保障配置文件的正確性。施工單位應(yīng)派出具備足夠技能水平的作業(yè)人員開展工作，落實(shí)配置文件檢查驗(yàn)證，及時(shí)發(fā)現(xiàn)配置中的錯(cuò)誤。嚴(yán)格組織SCD文件和作業(yè)方案的審查，由專業(yè)人員審核把關(guān)，降低現(xiàn)場作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)。

（2）嚴(yán)格智能站配置文件管控。嚴(yán)格要求智能變電站二次作業(yè)人員貫徹執(zhí)行智能變電站配置文件管理相關(guān)規(guī)定，堅(jiān)持配置文件管理“源端修改，過程受控”原則，對在運(yùn)智能站配置文件實(shí)施集中統(tǒng)一管理[4]，細(xì)化管控措施，嚴(yán)格執(zhí)行配置文件“下裝前審查，下裝后驗(yàn)證”，保證配置文件正確性。

（3）提升智能站相關(guān)技能水平。對相關(guān)人員開展智能站相關(guān)培訓(xùn)，增強(qiáng)作業(yè)人員發(fā)現(xiàn)問題、分析問題、解決問題的能力，促進(jìn)專業(yè)素養(yǎng)提高，減少智能站配置工作對廠家的依賴。

（4）優(yōu)化智能變電站設(shè)計(jì)。建議所有涉及保護(hù)跳斷路器的光纖連接均改為“直跳”方式連接，使保護(hù)調(diào)試時(shí)，該保護(hù)至每個(gè)運(yùn)行斷路器的光纖連接均可獨(dú)立斷開，確保智能變電站二次安全措施可見、可控、可靠。

6 結(jié)束語

智能變電站配置文件在智能變電站二次系統(tǒng)建設(shè)、運(yùn)行、管理中具有重要地位，是智能變電站最重要的檔案資料。配置文件中“虛回路”的正確性決定了裝置功能能否正常實(shí)現(xiàn)。“虛回路”連接錯(cuò)誤，等同于常規(guī)變電站中的“誤接線”，可能引起保護(hù)不正確動(dòng)作，造成嚴(yán)重后果。因此，應(yīng)充分認(rèn)識到智能變電站配置文件的重要性，對“虛回路”配置錯(cuò)誤存在的安全風(fēng)險(xiǎn)嚴(yán)加防范，從技術(shù)上、管理上做好配置文件管控[5]，確保智能變電站運(yùn)行安全。