云南電網(wǎng)有限責任公司玉溪供電局 劉祺

1 事件概況

2019年2月17日18 時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JC 變電站側跳閘、重合閘動作，110kV 側QL 變電站側只跳閘，未重合閘。110kV QL 變電站內(nèi)110kV 備自投裝置動作，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

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

2.1 故障線路110kV側未重合閘原因分析

查詢定值單，110kV QL 變電站故障線路保護裝置重合閘方式為“檢母線無壓線路有壓”。查詢說明書，檢無壓重合時“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”的關系。線路和母線均有壓時重合閘方式自動轉為檢同期，同期合閘角為30°，重合閘時間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，重合閘方式自動轉為檢同期。對故障發(fā)生前波形分析，雖然進線1 和進線2（故障線路）來自兩個不同的系統(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 相電壓看作進線2（故障線路）的線路電壓。對進線2 跳閘后的波形進一步分析，直至小電源2跳閘10kVⅡ段母線失壓，無任何一個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（國電南自PSP-643U）依然動作，不符合常規(guī)備自投啟動邏輯。查詢裝置說明書，當充電完成后，檢線路電壓控制器投入時，進線1或進線2跳閘且相應線路無流，備自投亦可動作。

至此，110kV備自投裝置在110kVⅡ段母線未失壓情況下動作原因確定為110kV備自投裝置只需有進線1或進線2跳位且相應線路無流就可啟動。此啟動條件與常規(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 備自投動作后需要再次跳進線2 并聯(lián)切4 條小電源。但110kV 備自投動作后只收到進線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，此時間和故障錄波裝置錄到的小電源2跳閘時間一致。

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 保護裝置（國電南自，PSL621D）于2008年投運，屏柜內(nèi)端子設計緊湊，接線排列緊密，只設計了STJ（手跳繼電器）及保護跳閘繼電器，無TJR永跳繼電器。測量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 保護裝置STJ 接入的4D38 與4D39 端子短接，4D38 端子外側接入110kV 備自投裝置跳183斷路器回路(BT-134E/133)和110kV 母線差動保護跳183斷路器回路(NZ-121/35)兩根電纜芯線，內(nèi)側端子接1n11×4（測控裝置遙分接點），4D39 端子外側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)側接入測控裝置手動跳閘回路芯線（1-6D23）?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)4D38 端子外側接入的110kV 備自投裝置跳183 斷路器回路(BT-134E/133)芯線松動，與端子呈脫離狀態(tài)。小電源2 手跳端子（4D38、4D39）現(xiàn)場端子接線照片如圖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。

圖4 現(xiàn)場端子接線照片

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、低壓側負荷孤島運行。因所掛負荷與小電源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裝置運行頻率范圍為45～55Hz，大于55Hz 或小于45Hz 裝置不動作，高頻第Ⅰ輪動作切小電源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0.4s，小于定值0.5s，頻率電壓緊急控制裝置不動作。經(jīng)過5.7366s 后，110kVⅡ段母線電壓頻率達到最大值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啟動高頻功能），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作跳開先電源2 斷路器。由于事件發(fā)生后，裝置死機，重啟后無動作報文，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“頻率動作燈燃亮”“第一輪動作燈燃亮”，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)場照片如圖6所示。

圖6 頻率電壓緊急控制裝置現(xiàn)場照片

至此，整個事件的過程已經(jīng)梳理清晰。進線2發(fā)生故障后，因110kVⅡ段母線掛有小電源2 導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線跳位且無流即可動作，110kV 備自投裝置在母線未失壓的情況下動作；因聯(lián)切小電源2 跳閘回路接線松動導致本間隔未切除，110kV 備自投裝置動作失敗放電；孤島運行情況下，110kVⅡ段母線電壓頻率開始升高，達到頻率電壓緊急控制裝置高頻第一輪動作定值而被切除。

3 預防和整改措施

3.1 預防措施

對新建、改擴建工程（特別是新老裝置交替的工作）從設計、施工、驗收各個環(huán)節(jié)把關，嚴格執(zhí)行《南方電網(wǎng)繼電保護通用技術規(guī)范》5.3.3.4 條款“對外每個端子的每個端口只允許接一根線，不允許兩根線壓接在一起”，對不滿足要求、接線工藝差的堅決予以整改[1]。對新增備自投裝置，嚴把入網(wǎng)關，對不符合《南方電網(wǎng)備自投裝置配置與技術功能規(guī)范》相關技術標準的禁止入網(wǎng)。

3.2 整改措施

對于運行設備，若二次接線不滿要求，存在一個端子內(nèi)壓接兩根芯線或接線工藝差存在持久拉力的情況，可以結合定檢進行整改。對于重要的設備，如備自投等安自裝置，若存在上述問題可單獨制定停電計劃進行相應整改，防患于未然。對110kV備自投裝置進行升級，按照《南方電網(wǎng)備自投裝置配置與技術功能規(guī)范》5.9.4 條款“對于帶有小電源的站點，若主供電源跳閘后母線仍在無壓定值之上，則備自投裝置不應放電，待母線無壓后，備自投應可立即啟動”要求，啟動邏輯取消跳位啟動判據(jù)，改為母線失壓判據(jù)，動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 結語

備自投裝置是變電站中重要的安自裝置，但因其回路、邏輯復雜，不正確動作事件時有發(fā)生。技術人員必須從設計、施工、驗收各環(huán)節(jié)嚴格把關，對不符合接線標準、接線工藝差的堅決予以整改，對不滿足技術標準的裝置堅決不予入網(wǎng)，從源頭將隱患消除。對于存量設備，根據(jù)輕重緩急，可結合定檢作業(yè)，亦可制定專門作業(yè)計劃，對不滿足技術標準及時予以整改、消除。