一起區域備自投誤動事故分析

鄧 輝，周子恒，何 欽，潘柳兆

(國網湖北省電力有限公司武漢供電公司，湖北 武漢 430000)

0 引 言

某日22時47分，220 kV鍋頂山變110 kV鍋農線鍋29線路BC相故障，誘發了110 kV知音、蔡甸、新農區域備自投[1-2]保護動作。筆者認真分析此次事故的發生原因，并吸取經驗教訓，對電網安全運行水平的提高有一定的參考價值。

1 事故經過

1.1 運行方式介紹

本次事故涉及某市兩個220 kV及三個110 kV變電站，事故前電網運行方式如圖1所示。

圖1 某市電網接線圖

110 kV知音變110 kV#1母、#2母分列運行，其中110 kV知蔡線知07通過蔡012刀閘為110 kV蔡甸變110 kV#1母供電。110 kV蔡甸變110 kV#1母、#2母分列運行，110 kV#1主變運行在110 kV#1母，110 kV#2主變運行在110 kV#2母，110 kV蔡03開關熱備用，其中新農變通過110 kV農蔡線(農022刀閘、蔡022刀閘)為110 kV蔡甸變110 kV#2母供電。110 kV新農變110 kV#1母、#2母并列運行，110 kV#1主變運行在110 kV#1母，110 kV#2主變運行在110 kV#2母，110 kV農03開關運行，其中鍋頂山變通過110 kV鍋農線(鍋29開關、農012刀閘)為110 kV新農變110 kV#1母供電。

1.2 本例中區域備自投的正確邏輯

當鍋農線線路保護動作時，新農站#1母電壓、#2母電壓和分段電流消失，蔡甸站#2母電壓消失，新農站跳新農分段開關，蔡甸站合蔡甸分段開關。

1.3 事故經過

某日22時47分，220 kV鍋頂山變110 kV鍋農線鍋29線路BC相故障，相間距離一段動作，重合閘成功。110 kV知音、蔡甸、新農三站區域備自投保護動作，110 kV農03開關跳閘，新農10 kV分段備自投動作，110 kV蔡03開關未合閘，蔡甸10 kV分段備自投因過負荷閉鎖未動作，蔡甸10 kV#6、#7母線負荷損失，蔡甸變電站工況退出。保護及斷路器動作情況如下。

(1)各保護屏(操作箱)信號知音變區域備自投主站裝置南瑞繼保PCS-998，子站裝置南瑞繼保PCS-998；新農區域備自投子站裝置南瑞繼保PCS-998，智能終端南瑞繼保PCS-222；蔡甸區域備自投子站裝置南瑞繼保PCS-998，智能終端南瑞繼保PCS-222。三個站區域備自投裝置南瑞繼保PCS-998定值與定值單一致，裝置時間一致。故障時刻各站PCS-998裝置信息如表1所示。

表1 故障時刻區域備自投主站及子站的保護裝置goose報文

隨后，經與監控中心核實，22:48:21蔡甸站工況退出。

(2)開關情況。農03開關在跳閘位置，蔡03開關

在跳閘位置，其他設備運行正常。

2 過程分析

當日22時47分18秒，110 kV鍋農線鍋29相間距離一段動作，鍋29開關跳閘，1 s后重合成功。110 kV鍋農線新農側保護(采用農03操作箱及電流)啟動。當日22時47分18秒，110 kV新農變全站失壓，110 kV#1母、#2母無壓，110 kV母聯農03無流，110 kV蔡甸變110 kV#2母無壓，區域備自投保護啟動。經廠家分析，由于交流失壓，新農、蔡甸2 M通信暫時中斷，區域備自投新農、蔡甸子站裝置與知音主站裝置goose鏈路異常，知音主站裝置goose采樣保持goose鏈路異常前的狀態，判斷新農110 kV#1母、#2母無壓，110 kV母聯農03無流，110 kV蔡甸變110 kV#2母無壓，5 s達到定值追跳時限后，農03跳閘。新農區域備自投子站裝置南瑞繼保PCS-998，智能終端南瑞繼保PCS-222采集110 kV鍋農線(農03)跳位、母聯STJ(北京四方CSC-161A無南瑞繼保PCS222所需KKJ節點，改為STJ節點)、保護跳閘開入。檢查發現，事故發生時，110 kV鍋農線(農03)保護裝置CSC-161A端子排二次線802(農03跳位)、804(農03STJ)位置接反，導致區域備自投保護將農03跳閘后，新農區域備自投子站裝置沒有收到農03母聯TWJ開入，反而收到農03母聯STJ開入，閉鎖區域備自投。正確的接線情況如表2所示。

表2 新農變110 kV鍋農線CSC-161A保護裝置操作插件背板連接表(部分)

由于新農變區域備自投子站閉鎖區域備自投，知音區域備自投主站沒有發出區域備自投合蔡03的goose報文，同時蔡甸變2 M通信受失壓影響，使得蔡03未合閘。

3 原因分析

(1)二次接線出錯。110 kV知音、蔡甸、新農區域備自投保護涉及一個智能站，兩個常規站，現場比較復雜，設計圖紙多次改動。施工時沒有認真檢查新農變區域備自投保護二次接線，未能及時發現二次接線錯誤。

(2)通訊設備未接入UPS，造成鏈路中斷。區域備自投保護依靠2 M通道實現各站之間的通信。110 kV蔡甸、新農變2 M遠動通信設備沒有接入UPS，全站失壓時通信受影響。蔡甸變區域備自投子站屏柜交流電源接入380 V#1交流饋線屏，故障時沒有失電，但與知音主站goose通信鏈路仍然受到影響。

(3)安裝時調試方法有誤。安裝備投設備后，由于保護調試不具備帶開關做整組試驗條件，故主要在知音主站通過數字式測試儀加量分階段做靜態調試，檢查各站模擬量、開關量及閉鎖功能，模擬各種故障下保護動作。知音變采用凱墨抓包，新農、蔡甸采用測量出口壓板電位的方式。110 kV新農變備自投子站裝置母聯TWJ、母聯STJ等開入量通過在本屏柜端子排上短接二次線驗證，恰好避開了保護動作后繼電器的變位，方法存在問題。

4 防范措施及總結

(1)保護安裝時應指派多名經驗較豐富的技術骨干和工作班成員分屏柜反復檢查現場接線情況，防止誤接線。

(2)設計方和施工方都應考慮故障發生時站內各保護裝置的通訊情況，尤其是同一保護需要收集多個站內的信息時，各站內的子裝置應保證電源供應不隨系統內斷路器跳閘而失電。條件允許，應盡可能將各站內的子裝置接入不間斷電源。

(3)保護安裝調試時，不應只驗證跳閘回路的壓板電位變化，還應驗證回路中一些可能影響保護動作或閉鎖的繼電器動作情況，例如本文所提案例中的母聯TWJ、STJ等。

(4)總體上講，區域備自投涉及變電站多，特別是這些變電站中既有智能站又有綜自站時需謹慎考慮與現有設備的配合，避免出錯。