林輝新

摘 要：變電站作為重要的電能轉換裝置，在電力系統(tǒng)中發(fā)揮著核心的樞紐作用。在10kV中性點經(jīng)小電阻接地系統(tǒng)中，若10kV系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障，變電站的接地變保護誤動，將直接影響用戶的正常供電。變電站一般采用接地變作為10kV站用變，用于發(fā)生接地時提供一個電流回路。本文通過一起接地變保護誤動事件，解讀監(jiān)控報文和現(xiàn)場模擬實操，分析保護誤動原因和保護定值錯誤原因，提出相關的防范措施，希望對現(xiàn)場工作有所借鑒與參考。

關鍵詞：接地變壓器；保護誤動；事故分析；防范措施

中圖分類號：TM41 文獻標識碼：A

1.事件基本情況

1.1 事件發(fā)生前運行方式

事件發(fā)生前，110kV甲線線供電110kV A變電站#1主變并帶10kV Ⅰ段母線負荷，110kV乙線供電A變電站#2主變并帶10kVⅡA、ⅡB段母線（帶#2接地變）負荷，110kV丙線供電A變電站#3主變，10kVⅢ段母線尚未帶供電負荷。如圖1所示。

1.2 事件發(fā)生經(jīng)過

2014年07月23日18時48分，110kV A變電站#2接地變低側零流Ⅱ、Ⅲ段保護動作，#2接地變低側零流Ⅱ段閉鎖分段550備自投，#2接地變低側零流Ⅲ段跳#2主變變低502B開關，同時502B開關跳閘也聯(lián)跳#2接地變52D開關，造成10kVⅡBM母線失壓。

現(xiàn)場一次設備外觀正常，各項指示均無異常，二次設備檢查發(fā)現(xiàn)有10kV甲線529零序過流保護啟動的報文，#2接地變低側零流II、Ⅲ段保護動作，保護動作時限與定值單不符，現(xiàn)場裝置定值錯誤。

7月23日19時08分，A變電站10kV ⅡA段母線轉由#1主變供電，經(jīng)現(xiàn)場檢查確認站內(nèi)設備無異常并將#2接地變定值按照正式定值恢復后，至20時01分，除10kV甲線外全部負荷恢復送電。

2.事件原因分析

2.1 誤動原因分析

首先，核對#2接地變定值后發(fā)現(xiàn)事件發(fā)生時#2接地變裝置定值跟定值單完全不對應。其次，檢查10kV甲線保護定值，零序Ⅰ段電流0.48A，整定時間為1.0秒。

最后，根據(jù)配電部門的查線結果，10kV新業(yè)線后段發(fā)生接地故障，結合保護動作報告、啟動報告以及定值情況，判定為10kV新業(yè)線發(fā)生接地故障后，由于#2接地變裝置低壓側零序保護定值錯誤，在事故發(fā)生后0.6s跳開#2主變變低B分支502B開關造成。

2.2 站#2接地變保護定值錯誤原因分析

（1）查找A變電站報文歷史記錄

發(fā)現(xiàn)綠色框內(nèi)兩條SOE報文表明此時#2接地變低壓側零序過流保護時限為1.5s，與保護定值單對應；紅色框內(nèi)兩條SOE報文表明此時#2接地變低壓側零序過流保護時限為0.4s，為錯誤定值?？膳袛?013年12月28日11∶19～12∶20其間裝置定值發(fā)生了變化，如圖2所示。

紅色框內(nèi)SOE報文表明此時#2接地變保護裝置“遠方-就地”把手被置于“就地”位置（具備修改定值的條件），如圖3所示。

（2）現(xiàn)場模擬實操定值區(qū)覆蓋誤操作

步驟1進入裝置定值菜單查看定值。

步驟2進入“定值修改”菜單查看裝置出口矩陣設置（按照裝置程序設置，必須進入定值修改才能查看裝置出口矩陣設置）。

步驟3：（廠家默認定值區(qū)為00區(qū)，此時由于沒有注意運行區(qū)域，導致直接進入了非運行區(qū)00，此時為失誤步驟）。

步驟4：查看設置正確后，在沒有對定值做任何變動的情況下進行回退。

步驟5：由于之前查看定值區(qū)為00區(qū)，與當前運行定值區(qū)01區(qū)定值不同，裝置認為定值改變，提示進行定值固化，施工人員認為定值未進行更改，選擇進行固化，但未注意到之前查看的為00區(qū)定值，固化后把00區(qū)定值固化至01區(qū)，導致定值錯誤。

（3）模擬實操小結

經(jīng)調(diào)取變電站自動化系統(tǒng)后臺歷史記錄、保護裝置定檢報告、相關歷史工作票及詢問相關人員，并在備用饋線柜同系列保護裝置上進行實操模擬后，可確定10kV#2接地變保護裝置定值錯誤的原因為施工人員在進行“#2接地變52D與10kV分段550開關和10kV分段550備自投二次回路接線及檢查”工作時，由于對裝置不夠熟悉，加之操作過程中粗心大意，在查看裝置出口矩陣時誤將裝置0區(qū)調(diào)試定值覆蓋至1區(qū)運行定值所致。

3.事件暴露的問題及和整改措施

3.1 事件暴露問題

本次事件是施工單位人員對運行設備誤整定引起的保護誤動作。暴露出以下問題：

（1）現(xiàn)場保護裝置查看出口矩陣需進入“定值修改”菜單執(zhí)行，程序不合理。

（2）施工人員技能不足，在查看裝置過程中操作不當造成誤修改定值，也未按規(guī)范要求在完工后進行定值檢查，造成定值錯誤未能發(fā)現(xiàn)。

（3）施工人員工作票填寫不規(guī)范，僅填寫回路完善工作，未體現(xiàn)相關的調(diào)試及定值操作相關工作。

（4）監(jiān)理人員現(xiàn)場監(jiān)控不到位。

（5）驗收人員驗收把關不嚴，在投運前僅通過與施工人員以口頭方式進行定值確認，未對裝置本體進行定值檢查確認。

（6）運維單位未能及時通過保護裝置定值核查工作發(fā)現(xiàn)裝置定值錯誤。

3.2 整改措施

（1）聯(lián)系廠家要求進行保護軟件程序修改，將查看出口矩陣選項放入“定值查看“菜單，避免誤導問題再次發(fā)生。

（2）加強施工單人員工作規(guī)范化教育，參照有關作業(yè)標準、作業(yè)表單要求，在保護裝置投運前，必須重新確認定值投運正確，并做好現(xiàn)場作業(yè)記錄。

（3）監(jiān)理單位現(xiàn)場監(jiān)管要到位，對涉及運行設備接入的必須全程參與。

（4）驗收人員要嚴格把關，在設備投運前必須在保護裝置本體檢查定值與定值單相符，不得依據(jù)口頭方式確認定值。

（5）加強現(xiàn)場作業(yè)把控，運維單位要加強保護裝置定值核查管理，確保繼電保護裝置定值、功能及壓板正確執(zhí)行。

（6）加強運行設備過程管理，對涉及設備的改動工作加強監(jiān)護和管理，及時發(fā)現(xiàn)問題和隱患并進行有效整改。

（7）對能實現(xiàn)保護密碼進行修改的保護裝置重新設立密碼，并統(tǒng)一管理。

4.整改效果與結論

經(jīng)過上述整后進行加量模擬測試，模擬發(fā)生#2接地變低側零流Ⅱ、Ⅲ段保護動作時，#2接地變低側零流Ⅱ段不閉鎖分段550備自投，#2接地變低側零流Ⅲ段#2主變變低502B開關合位，#2接地變52D開關合位，10kVⅡBM母線電壓正常。確保繼保動作正確。通過以上分析可知，現(xiàn)場作業(yè)按規(guī)范執(zhí)行，統(tǒng)一管理保護裝置修改密碼，做好保護裝置定值核查管理工作，由于人為因素導致的保護誤動是可以避免的。

參考文獻

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