220 kV變電站事故跳閘案例分析

李明鋼

(昆明供電局，云南 昆明 650011)

隨著電網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展，各種電氣設(shè)備的自動化程度也越來越高，對變電站安全管理的要求也隨之提高。在變電站改擴建施工及新設(shè)備投產(chǎn)過程中，由于施工單位安全管理混亂、驗收工作現(xiàn)場把關(guān)不嚴等原因，極易引起事故跳閘，影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

1 事件經(jīng)過

某220 kV變電站開展110 kV權(quán)永線147斷路器投產(chǎn)工作，110 kV權(quán)永線147斷路器由冷備用轉(zhuǎn)熱備用，147斷路器上110 kV II段母線，主接線如圖1所示。運行人員退出110 kV母線差動保護，110 kV權(quán)永線147斷路器相關(guān)保護定值已按定值單整定投入。運行人員將110 kV權(quán)永線147斷路器由熱備用轉(zhuǎn)為運行，并沖擊3次，試驗正常，110 kV權(quán)永線147斷路器處于正常運行狀態(tài)。

現(xiàn)場施工人員對客戶側(cè)(權(quán)永線線路對側(cè))110 kV降壓變電站開展核定線路相位工作，隔離開關(guān)對核相桿放電，核相桿被擊穿，造成線路A相短時接地。但站內(nèi)權(quán)永線線路保護未動作，而1號主變A，B套中后備零序方向22出口，2號主變A，B套高、中后備間隙過流出口，2號主變?nèi)齻?cè)斷路器及1號主變110 kV側(cè)斷路器跳閘，110 kV I，II段母線失壓。

2 事故處理

(1) 將110 kV權(quán)永線147斷路器由運行轉(zhuǎn)冷備用，110 kV出線上所有斷路器由運行轉(zhuǎn)熱備用，2號主變由熱備用轉(zhuǎn)空載，并投入110 kV母線差動保護。用1號主變110 kV側(cè)101斷路器對110 kV I，II段母線進行充電。充電正常后將 2號主變110 kV側(cè)102斷路器由熱備用轉(zhuǎn)為運行，合上 2號主變35 kV側(cè)302斷路器。由于發(fā)現(xiàn)2號主變放電間隙有燒傷痕跡，主變中性點接地點由1號主變切換至2號主變。

(2) 將110 kV I，II段母線上所有斷路器由熱備用轉(zhuǎn)運行，恢復正常運行方式。

3 事故現(xiàn)場檢查

(1) 對變電站一次設(shè)備檢查發(fā)現(xiàn)，2號主變中性點放電間隙有放電燒傷痕跡，檢查變電站內(nèi)其他一次設(shè)備無異常?？蛻魝?cè)110 kV降壓站新建主變間隔進線隔離開關(guān)進線側(cè)觸頭處有放電燒傷痕跡。

(2) 施工人員使用核相桿的工作桿與絕緣桿連接處有放電燒傷痕跡。施工人員使用核相桿的工作桿為10 kV核相桿。

(3) 通過調(diào)取現(xiàn)場錄波圖發(fā)現(xiàn)，事故時110 kV權(quán)永線147斷路器發(fā)生A相故障，測量到1號主變中壓側(cè)的故障電流約9 A。

(4) 對110 kV權(quán)永線線路保護二次電流回路進行檢查發(fā)現(xiàn)，在147斷路器電流互感器本體二次接線盒內(nèi)，錯誤地將電流互感器二次接線端K1與K2短接。

4 保護動作原因

4.1 2臺主變保護動作原因

故障發(fā)生前，1號主變中壓側(cè)中性點接地，故障電流由1號主變提供。發(fā)生故障后，由于故障零序電流小于零序過流I段定值32 A，因此1號主變零序過流I段沒有啟動。但故障電流已達到1號主變零序過流II段電流定值2.5 A，因此在2 025 ms后動作跳開1號主變中壓側(cè)斷路器，切除1號主變提供的故障電流。

隨后，2號主變中壓側(cè)中性點間隙被擊穿，致使故障電流轉(zhuǎn)由2號主變中壓側(cè)提供，并且故障電流已達到間隙過流定值2.5 A，在3 081 ms后即1號主變中壓側(cè)斷路器切除故障電流約1 s后, 間隙過流動作跳開2號主變?nèi)齻?cè)斷路器，切除了2號主變提供的故障電流。

4.2 2臺主變保護復合電壓閉鎖過流保護原因

結(jié)合定值單和故障過程可看出，故障電流已達到零序過流II段、復合電壓閉鎖過流I段定值，但由于零序過流II段跳主變中壓側(cè)的動作時限(2 s)比復合電壓閉鎖過流I段跳中壓側(cè)母聯(lián)的時限(3.3 s)短，因此由1號主變零序過流II段動作跳開主變中壓側(cè)，切除了1號主變提供故障電流的路徑，致使1號主變復合電壓閉鎖過保護返回而沒有動作跳母聯(lián)斷路器。

在1號主變中壓側(cè)跳閘后，故障電流轉(zhuǎn)由2號主變中壓側(cè)提供時，同樣由于2號主變間隙過流保護跳主變中壓側(cè)的動作時限(1 s)比復合電壓閉鎖過流I段跳中壓側(cè)母聯(lián)的時限(3.3 s)短，由2號主變間隙過流保護動作跳開主變中壓側(cè)，切除故障電流的路徑，致使1號主變復合電壓閉鎖過保護返回，而沒有動作跳母聯(lián)斷路器。

4.3 147斷路器線路保護拒動原因

(1) 電流互感器本體二次接線盒內(nèi)接線錯誤，使電流回路在電流互感器本體內(nèi)被短接，造成電流不能流進保護裝置；

(2) 線路在投產(chǎn)后沒有進行帶負荷電流極性測試工作。

5 事故發(fā)生原因

(1) 施工人員在核定110 kV權(quán)永線線路相位時，錯誤地使用10 kV核相桿進行核相，導致隔離開關(guān)對核相桿放電，造成10 kV核相桿被擊穿，權(quán)永線A相短時接地。

(2) 110 kV權(quán)永線147斷路器電流互感器二次回路接線錯誤，使電流回路在電流互感器本體內(nèi)被短接。在線路發(fā)生接地故障時，線路保護拒動，越級至主變后備保護動作切除故障。

6 暴露問題

6.1 施工單位安全管理混亂

(1) 施工人員工作隨意。在對驗收存在問題進行整改時，誤認為二次電流回路開路，未意識到已不能在驗收合格的設(shè)備上進行相應(yīng)工作，并在未告知運行人員的情況下，擅自進行回路更改工作。

(2) 對安全工器具使用、管理不到位。未按照有關(guān)規(guī)定對相關(guān)高壓試驗設(shè)備進行定期檢測，使用前也未對相關(guān)工器具進行認真的檢核工作，導致使用了低電壓等級的核相桿進行一次核相。

(3) 現(xiàn)場施工管理不嚴格。對工程施工作業(yè)現(xiàn)場的施工組織不到位，工作任務(wù)安排不合理，且缺乏有效控制。對施工人員執(zhí)行規(guī)章制度的情況缺乏有效的監(jiān)督檢查，保障安全的基本措施未得到全面落實。

6.2 驗收工作現(xiàn)場把關(guān)不嚴

運行部門作為工程項目驗收的具體負責單位，對現(xiàn)場驗收工作的風險分析不全面，控制措施不夠，對已驗收合格的設(shè)備缺乏有效管控，也未提醒現(xiàn)場施工人員不能擅自在驗收合格的設(shè)備上進行工作。

7 預防措施

(1) 施工人員若在已驗收合格的設(shè)備上進行相應(yīng)工作必須得到運行人員的批準，不得在未告知運行人員的情況下擅自進行回路更改等工作。

(2) 嚴禁使用電壓等級不對應(yīng)的核相桿進行核相。安全工器具應(yīng)定期試驗，并貼上相應(yīng)電壓等級標簽。各類安全工器具的管理和使用必須嚴格執(zhí)行標準和規(guī)范。

(3) 對已驗收合格的設(shè)備，運行人員應(yīng)加強控制措施。

(4) 在進行電氣操作時，至少要有2人；認真做好監(jiān)護工作，及時制止違章操作。