一起10 kV饋線開關(guān)拒動的原因分析及整改措施

廖文彪

(廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司梅州供電局，廣東 梅州 514021)

0 引 言

在發(fā)電廠和變電站中，直流系統(tǒng)在正常情況下為開關(guān)控制信號、繼電保護(hù)、自動裝置、斷路器跳合閘操作回路等提供可靠的直流電源，在發(fā)生交流電源消失事故情況下為事故照明、UFS電源等提供直流電源[1-2]。直流系統(tǒng)可靠與否，對發(fā)電廠和變電站的安全運(yùn)行起著至關(guān)重要的作用，是安全運(yùn)行的重要保證[3]。因此，確保直流系統(tǒng)任何情況不失壓，是一個(gè)基本要求。

1 事件基本情況

1.1 事件發(fā)生前電網(wǎng)運(yùn)行方式

110 kV B變電站有2臺兩圈主變，其中1號主變變低側(cè)帶10 kV 1號母線、1號電容器、2號電容器、1號站用變、1號接地變及10條饋線的負(fù)荷； 2號主變變低側(cè)帶10 kV 2號母線、3號電容器、4號電容器、2號站用變、2號接地變及4條饋線的負(fù)荷，10 kV分段500開關(guān)在運(yùn)行狀態(tài)，如圖1所示。

1.2 事件發(fā)生經(jīng)過

2019-09-20 18:01，調(diào)度通知110 kV B變電站10 kV分段500、1號主變變低501開關(guān)跳閘，10 kV 1M母線失壓。

20:05，調(diào)度遙控合10 kV分段500開關(guān)，對10 kV 1M母線進(jìn)行充電，充電正常；20:11，斷開10 kV分段500開關(guān)，合1號主變變低501開關(guān)對10 kV 1M母線進(jìn)行充電，充電正常；之后斷開1號主變變低501開關(guān)，合上10 kV分段500開關(guān)，再逐步合上10 kV 1段母線上各饋線開關(guān)，在合第1條饋線開關(guān)時(shí)，遙合失敗。

20:50，經(jīng)繼保人員現(xiàn)場檢查，10 kV 1M母線上所有保護(hù)測控裝置告警，并報(bào)“開出異常”，按復(fù)歸按鈕無法復(fù)歸，需要重啟裝置后告警信號復(fù)歸。之后對10 kV 1M母線上(除10 kV大壩甲線F51、10 kV蘇山線F60)所有保護(hù)測控裝置進(jìn)行重啟后告警恢復(fù)，告警復(fù)歸后遙合開關(guān)正常。

21：10，恢復(fù)10 kV 1M母線運(yùn)行及相關(guān)線路供電(除10 kV大壩甲線F51、10 kV蘇山線F60)，一、二次設(shè)備檢查正常。21：25，將10 kV大壩甲線F51、10 kV蘇山線F60開關(guān)由熱備用轉(zhuǎn)檢修；檢修專業(yè)檢查F51、F60開關(guān)無異常，繼保專業(yè)對F60、F51保護(hù)測控裝置進(jìn)行補(bǔ)充測試，功能及回路正常。23：40將10 kV大壩甲線F51、10 kV蘇山線F60由檢修轉(zhuǎn)運(yùn)行。

1.3 保護(hù)動作過程

18 h 01 min 38.201 s，1號主變低后備保護(hù)啟動動作；

18 h 01 min 38.593 s，10 kV分段500保護(hù)啟動動作；

18 h 01 min 38.598 s，10 kV大壩甲線F51保護(hù)啟動動作；

18 h 01 min 38.660 s，10 kV大壩甲線F51過流I段動作；

18 h 01 min 38.890 s，10 kV大壩甲線F51過流II段動作；

18 h 01 min 39.094 s，10 kV大壩乙線F29保護(hù)啟動動作；

18 h 01 min 39.171 s，10 kV大壩甲線F51過流III段動作；

18 h 01 min 39.174 s，10 kV大壩乙線F29過流I段動作；

18 h 01 min 39.199 s，10 kV大壩乙線F29過流I段動作返回；

18 h 01 min 40.347 s，10 kV飛泉線F37保護(hù)啟動動作；

18 h 01 min 40.427 s，10 kV飛泉線F37過流I段動作；

18 h 01 min 40.497 s，10 kV飛泉線F37過流I段動作返回；

18 h 01 min 40.821 s，10 kV蘇山線F60保護(hù)啟動動作；

18 h 01 min 40.851 s，10 kV蘇山線F60過流I段動作；

18 h 01 min 41.033 s，10 kV分段500過流I段動作；

18 h 01 min 41.083 s，10 kV分段500過流I段動作返回；

18 h 01 min 41.124 s，10 kV蘇山線F60過流I段動作返回；

18 h 01 min 41.126 s，10 kV蘇山線F60過流II段動作；

18 h 01 min 41.146 s，1號主變低后備過流速斷動作；

18 h 01 min 41.221 s，1號主變低后備過流速斷動作返回。

1.4 現(xiàn)場情況檢查

發(fā)生故障后，運(yùn)行人員到現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)10 kV大壩甲線F51、10 kV大壩乙線F29、10 kV飛泉線F37、10 kV蘇山線F60保護(hù)依次動作。

1)10 kV大壩乙線F29、10 kV飛泉線F37過流I段動作后開關(guān)跳閘，保護(hù)動作返回，之后重合閘動作成功，所在母線10 kV 2M運(yùn)行正常。

2)10 kV大壩甲線F51、10 kV蘇山線F60過流I段、II段、III段均動作，開關(guān)未斷開，故障持續(xù)，保護(hù)動作后未返回；達(dá)到10 kV分段500過流I段動作延時(shí)(0.4 s)，動作跳開500開關(guān)，達(dá)到1號主變低后備過流速斷保護(hù)延時(shí)(0.7 s)，故障電流5.329 A(變比3000/1)，動作跳開501開關(guān)，10 kV 1M母線失壓。

運(yùn)行人員根據(jù)動作過程分析，判斷10 kV蘇山線F60、10 kV大壩甲線F51保護(hù)動作后不能跳開開關(guān)，線路故障無法切除，導(dǎo)致10 kV分段500、1號主變低后備保護(hù)動作，10 kV分段500、1號主變變低501開關(guān)越級跳閘，10 kV 1M母線失壓。

1.5 事件損失及影響情況

此次事件導(dǎo)致晚高峰期間110 kV B站10 kV 1號母線上10條饋線停電，停電時(shí)間190 min，共損失負(fù)荷約1.9 MW，無重要用戶停電。

2 開關(guān)拒動原因分析

經(jīng)檢查后臺監(jiān)控機(jī)，2019-09-19 12:00相關(guān)信號發(fā)現(xiàn)，12:19，1號直流系統(tǒng)發(fā)生瞬時(shí)異常，導(dǎo)致站內(nèi)部分保護(hù)、測控等裝置失電。

2019-09-19 11:00，繼保班組人員與廠家技術(shù)人員到達(dá)110 kV B變電站進(jìn)行1號直流系統(tǒng)充電機(jī)輸出開關(guān)1 ZK更換工作。

在更換工作過程中，繼保人員和廠家技術(shù)人員先確認(rèn)輸出開關(guān)1 ZK充電模塊側(cè)接線直流電壓為0，饋電母線側(cè)接線直流電壓為110 V，隨后進(jìn)行輸出開關(guān)1 ZK充電模塊側(cè)接線、饋電母線側(cè)接線的拆線工作。在充電模塊側(cè)接線拆除包扎好之后，12:19，拆除充電機(jī)輸出開關(guān)1 ZK饋電母線側(cè)接線，松動螺絲時(shí)發(fā)生拉弧現(xiàn)象，有電火花冒出，然后立即將該接線恢復(fù)。

經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)該接線為1號直流系統(tǒng)饋電母線中+KM與+HM之間調(diào)壓裝置的連接線，更換直流開關(guān)拆線示意圖(見圖2)，在該接線與充電機(jī)輸出把手1 ZK饋電母線Ⅰ側(cè)接線螺絲分離瞬間，1號直流系統(tǒng)饋電母線的+KM與+HM之間的調(diào)壓裝置回路斷開，導(dǎo)致1號直流系統(tǒng)饋電母線+KM瞬時(shí)失電(時(shí)間約為1 s)。現(xiàn)場人員檢查主控室保護(hù)、測控裝置及公用設(shè)備直流電源正常，二次設(shè)備運(yùn)行正常，但未對高壓室的保護(hù)裝置進(jìn)行檢查。

圖2 更換直流開關(guān)拆線示意圖

10 kV 1M母線保護(hù)測控裝置型號為國電南自PSL691，投運(yùn)11年，該型號保護(hù)裝置在重啟自檢過程中工作電源輸出不穩(wěn)(低于18 V，繼電器工作電源24 V)和出口繼電器故障的情況下發(fā)“開出異常”告警，裝置告警燈亮，發(fā)告警信號、閉鎖保護(hù)，保護(hù)動作將無法出口。在裝置發(fā)“開出異常”告警后即使裝置電源恢復(fù)正常，也只能通過現(xiàn)場手動重啟保護(hù)裝置才能復(fù)歸此信號。

09-19, 110 kV B變電站1號直流系統(tǒng)充電輸出開關(guān)更換過程造成1號直流系統(tǒng)饋電母線+KM短時(shí)失電，在失電及恢復(fù)的過程中，1號直流母線電壓產(chǎn)生波動，從而導(dǎo)致10 kV 1M母線保護(hù)測控裝置重啟且電源輸出不穩(wěn)，發(fā)出告警信號。現(xiàn)場工作人員未檢查相關(guān)間隔保護(hù)裝置狀態(tài)及后臺信號光字牌，運(yùn)行人員在19日、20日又無該變電站巡視計(jì)劃，調(diào)度也未收到10 kV 1M母線保護(hù)測控裝置“開出異常”裝置告警信號，導(dǎo)致未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)該隱患存在。

09-20 18:01 ，10 kV大壩甲線F51、10 kV蘇山線F60線路發(fā)生故障，保護(hù)裝置過流I、II、III段均動作，因保護(hù)裝置“開出異常”閉鎖出口，導(dǎo)致開關(guān)未跳開，線路故障持續(xù)存在，1號主變變低501開關(guān)及10 kV分段500開關(guān)越級跳閘，10 kV 1M母線失壓。

3 暴露的問題及整改措施

3.1 事件暴露的問題

1)廠家人員風(fēng)險(xiǎn)辨識不足，憑經(jīng)驗(yàn)拆除直流電源聯(lián)絡(luò)線，造成保護(hù)裝置開出異常；

2)工作負(fù)責(zé)人安全意識不足，在發(fā)生1號直流饋電母線正電瞬時(shí)失壓后，未對高壓室的保護(hù)測控裝置進(jìn)行檢查，錯(cuò)失了發(fā)現(xiàn)10 kV 1M上的保護(hù)裝置開出異常告警信號的機(jī)會；

3)工作票終結(jié)時(shí)，工作負(fù)責(zé)人及許可人未檢查確認(rèn)后臺監(jiān)控計(jì)算機(jī)是否有異常報(bào)文及光字牌，也未檢查全站保護(hù)測控裝置是否運(yùn)行正常；

4)該站直流系統(tǒng)為奧特迅公司早期生產(chǎn)的產(chǎn)品，其直流接線與南網(wǎng)電網(wǎng)公司下發(fā)的《變電站直流電源系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》中的典型接線存在差異，在充電把手上工作時(shí)易發(fā)生導(dǎo)致控母正電失壓的風(fēng)險(xiǎn)[4]。

3.2 整改措施

1)組織繼保人員認(rèn)真學(xué)習(xí)此次10 kV母線失壓事件并進(jìn)行討論分析，深刻吸取事件教訓(xùn)，增強(qiáng)繼保人員風(fēng)險(xiǎn)意識，提高作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)辨識能力；

2)排查全局變電站運(yùn)行的直流系統(tǒng)，特別是奧特迅公司生產(chǎn)的裝有降壓硅鏈的變電站是否有類似的特殊接線，并做好備案且在現(xiàn)場貼好警示標(biāo)簽；

3)加強(qiáng)二次措施單管理，明確直流系統(tǒng)動力電纜線拆接也屬于二次措施單的范圍，必須使用二次措施單；

4)加強(qiáng)繼保人員技術(shù)技能培訓(xùn)，特別是失靈、母差等橫向保護(hù)和直流公用系統(tǒng)的原理、回路的學(xué)習(xí)及工作經(jīng)驗(yàn)的交流；

5)組織運(yùn)行人員學(xué)習(xí)此事件，要求值班人員在直流系統(tǒng)定檢、消缺等工作票終結(jié)前，認(rèn)真對全站保護(hù)測控裝置進(jìn)行巡視，檢查有無異常告警；

6)盡快推進(jìn)相關(guān)技改工程實(shí)施，對不符合南網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)版的且已經(jīng)超期服役的設(shè)備加快技改項(xiàng)目的實(shí)施，在技改項(xiàng)目實(shí)施前需對奧特迅公司生產(chǎn)的裝有降壓硅鏈設(shè)備加強(qiáng)運(yùn)維巡視[5]。

4 結(jié) 語

通過對一起10 kV饋線開關(guān)拒動的原因進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)了裝有降壓硅鏈的設(shè)備存在瞬間失壓的問題，深入排查發(fā)現(xiàn)該供電局仍然有12座變電站存在類似的問題，應(yīng)按整改措施要求制定巡視計(jì)劃，加強(qiáng)設(shè)備巡視，同時(shí)現(xiàn)場工作終結(jié)時(shí)要嚴(yán)格按照工作票實(shí)施規(guī)范，避免類似保護(hù)裝置拒動事件的發(fā)生。