吳林鋼

摘要：福建西部山區(qū)大多數(shù)變電站會有當(dāng)?shù)匦∷娊尤肷暇W(wǎng)，而春夏季節(jié)往往伴隨有強降雨、雷電、臺風(fēng)等惡劣天氣，因此山區(qū)電網(wǎng)線路在惡劣天氣下跳閘現(xiàn)象頻發(fā)。在有多路電源和地方小水電接入的變電站，常規(guī)備自投方案難以適用，進線備投需要進行優(yōu)化改進。本文通過一起變電站35kV進線備投失敗造成35kV母線失壓的事故，充分進行原因分析，提出了在小水電接入的山區(qū)變電站的備投改進方案和措施。

關(guān)鍵詞：進線備投;小水電接入;線路聯(lián)跳

1.事故過程

1.1事故前運行方式

時間為2019年4月下旬，該山區(qū)變電站A變?yōu)?5kV變電站，兩臺主變低壓側(cè)分列運行，35kV為單母線方式，35kV白展線303、35kV白羅線305接當(dāng)?shù)匦∷娚暇W(wǎng)運行，35kV吉沙線304接110kV 變電站B變處于運行狀態(tài)，35kV白蘇線306接110kV 變電站C變正常處于熱備用狀態(tài)。

35kV備自投型號為PSP641U備自投裝置，采用進線備投方式為1DL（35kV吉沙線304）、2DL（35kV白蘇線306）互為進線備投方式，聯(lián)跳2條35kV小水電上網(wǎng)線路（白羅線305、白展線303），聯(lián)跳5條10kV小水電上網(wǎng)線路。3DL因無35kV母分開關(guān)，按合位接入裝置。

1.2事故發(fā)展過程

（1）15時39分，110kV變電站 B變35kV吉沙線303開關(guān)距離Ⅰ段保護動作跳閘，重合閘未動作;35kV小水電帶35kV變電站A變孤網(wǎng)運行。

（2）15時49分，35kV變電站A變35kV母線失壓。5355毫秒后，A變35kV進線備自投開始動作，跳吉沙線304開關(guān)，聯(lián)跳白展線303開關(guān)、白羅線305開關(guān)，但是白蘇線306開關(guān)未合上，現(xiàn)場有“閉鎖備自投”信號，備自投動作后又失敗。

（3）15時50分，調(diào)度通過遙控對35kV吉沙線送電，35kV變電站A變35kV母線恢復(fù)運行，整個事故導(dǎo)致A變35kV母線失壓53秒。

2.事故原因分析

2.1保護動作過程分析

（1） 110kV變電站 B變35kV吉沙線303距離Ⅰ段保護動作跳閘，重合閘未動，35kV變電站A變的吉沙線304開關(guān)未跳閘， B變35kV吉沙線303線路重合閘方式為“檢無壓，有壓自動同期”，由于此時35kV吉沙線A變側(cè)由35kV小水電供電，導(dǎo)致故障后線路有壓，同時同期條件不滿足條件，重合閘放電導(dǎo)致重合閘失敗，致使35kV變電站A變孤網(wǎng)運行。

（2）35kV變電站A變自15時39分至15時49分一直孤網(wǎng)運行，調(diào)度人員根據(jù)調(diào)度規(guī)程不選擇通過將A變35kV白蘇線這一110kV 變電站C變電源并網(wǎng)點進行并網(wǎng)操作，導(dǎo)致A變孤網(wǎng)運行10分鐘直至小水電解列，最終35kV母線無壓，A變35kV進線備投動作。

（3）A變35kV進線備自投開始動作，跳35kV吉沙線304開關(guān)，聯(lián)跳35kV白展線303開關(guān)、35kV白羅線305開關(guān)，現(xiàn)場有“閉鎖備自投”信號，備自投放電，導(dǎo)致未能經(jīng)過T3延時定值，35kV白蘇線306開關(guān)未合上。

2.2事故原因分析

2.2.1備自投動作失敗記錄調(diào)查

（1）現(xiàn)場PSP641U備自投裝置告警動作記錄調(diào)查如下：

15：49：37.245? 0000ms? 保護啟動;I母最大線電壓29.811V;II母最大線電壓29.833V

005355ms? 出口12動作? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?005375ms? 備投充電滿

005380ms? 閉鎖備投告警? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 005380ms? 告警總

005370ms? 閉鎖備投

（2）根據(jù)PSP641U備自投裝置事故告警記錄分析如下：

1、備自投裝置符合動作邏輯條件：35kV I、II母均無壓（均采35kV母線電壓），1DL：35kV吉沙線線路無流（對側(cè)開關(guān)分位），吉沙線開關(guān)在合位;2DL：35kV白蘇線進線有壓，白蘇線開關(guān)在分位，3DL：35kV母分開關(guān)位置默認在合位（實際沒有母分開關(guān)）。

2、15時49分37秒245毫秒進線備自投動作，經(jīng)5355ms后出口12動作（跳1DL，同時聯(lián)跳所有電源點），35kV吉沙線304開關(guān)、35kV白展線303開關(guān)、35kV白羅線305開關(guān)及5條10kV小水電上網(wǎng)線路跳閘，在1DL（35kV吉沙線）及所有電源點開關(guān)跳閘后15ms后“閉鎖備自投”由分變合，“閉鎖備自投”告警動作，“備自投充電滿”由合變分，“告警總”由分變合，備自投保護放電導(dǎo)致35kV進線備自投被閉鎖，2DL（白蘇線306開關(guān)）未合上，導(dǎo)致備自投動作失敗。

2.2.3備自投動作失敗原因分析

（1）35kV變電站A變因小水電上網(wǎng)較多，全站共有2條35kV小水電上網(wǎng)線路，5條10kV小水電上網(wǎng)線路。A變在19年3月前未安裝35kV進線備投，常由于無備投導(dǎo)致在A變主電源線路35kV吉沙線304跳閘時全站失壓。因此公司及時進行處置，在19年3月進行了35kV備自投的安裝改造，并根據(jù)現(xiàn)場小水電的情況對備投接線進行了聯(lián)跳接線改進。

（2）由于35kV進線備自投聯(lián)跳1DL（吉沙線）出口并接至吉沙線線路保護裝置PSL642U手跳回路繼電器（STJ）的前端1D38，在備自投跳35kV吉沙線304開關(guān)開出正電源時，吉沙線線路保護裝置手跳繼電器得電，35kV吉沙線304開關(guān)跳閘，同時35kV吉沙線線路保護裝置手跳閉鎖備自投節(jié)點5X9～10閉合開出，閉鎖35kV進線備自投保護，導(dǎo)致35kV進線備自投在聯(lián)跳1DL及電源點后放電造成合2DL（35kV白蘇線306開關(guān)）未動作，35kV白蘇線306開關(guān)未合閘，導(dǎo)致35kV母線失壓。如下圖分析：

圖2：35kV變電站A變35kV吉沙線304聯(lián)跳出口接入控制原理圖

（3）35kV變電站A變35kV進線備自投設(shè)計圖紙存在上述漏洞，查閱現(xiàn)場保護試驗報告，因停電計劃安排，35kV吉沙線304和35kV白蘇線306未能停電進行嚴格傳動試驗，只進行了模擬試驗，導(dǎo)致設(shè)計漏洞未被發(fā)現(xiàn)。

3.改進措施對策

3.1現(xiàn)場處理對策

詳細分析備自投閉鎖原理，在手動跳閘、主變后備保護動作應(yīng)閉鎖備自投，備自投應(yīng)正確動作的時候，不能將聯(lián)跳接入手動跳閘回路，應(yīng)接入至保護跳閘，將聯(lián)跳吉沙線與白蘇線繼電器觸點改接至1D41（如圖下圖所示）。

3.2改進對策

（1）在備自投新投運或者經(jīng)過接線改造時，必須做備自投裝置的線路開關(guān)傳動試驗，不能用簡單的模擬試驗來代替，模擬試驗智能用來檢測備自投裝置的一般邏輯功能，無法充分地發(fā)現(xiàn)裝置接線及邏輯問題。

（2）備自投邏輯試驗是，必須嚴格按照備自投邏輯進行，尤其注意對備自投閉鎖邏輯進行試驗。應(yīng)考慮周全，回路試驗應(yīng)全面，避免遺留死角。

（3）運行人員在備自投裝置日常巡視時，一定要充分注意裝置的充電標志，如有現(xiàn)場不能解決的異常情況時，及時反映。

3.3優(yōu)化對策思考

針對小水電較多的變電站，合理進行山區(qū)變電站的進線備投改進方案，嚴格做好施工。

（1）豐水期間，當(dāng)主電源線路出現(xiàn)跳閘，常規(guī)的備自投裝置，動作條件之一為母線無壓，需要像此次事故中一樣，等到該變電站的小水電解列后才能動作，形成孤網(wǎng)運行期。在孤網(wǎng)運行時，電壓、頻率都極不穩(wěn)定，電能質(zhì)量很差，甚至可能損壞用戶設(shè)備。

（2）一種常見的辦法是和本次事故一樣，采用線路跳閘聯(lián)跳小水電，優(yōu)點是加快備自投動作時間，但是放棄了豐水期同期并網(wǎng)的機會，并以母線失壓為代價，降低了供電可靠性。

（3）可以嘗試考慮一種頻率、電壓波動為啟動條件，優(yōu)先采取準同期并網(wǎng)，若不滿足，則快速聯(lián)跳小水電，使其和常規(guī)備自投一樣滿足母線無壓。

參考文獻

[1]《國家電網(wǎng)公司繼電保護培訓(xùn)教材》，中國電力出版社，國家電力調(diào)度通信中心編著

[2]《PSP641U備用電源自投裝置技術(shù)說明書》，國電南京自動化股份有限公司

[3]《PSL642U線路保護裝置技術(shù)說明書》，國電南京自動化股份有限公司