一起轉(zhuǎn)換型故障母差保護(hù)拒動(dòng)分析及防范措施

趙 杰，吳國(guó)棟，馬艷峰，張 波

(1.國(guó)網(wǎng)甘肅省電力公司電力調(diào)度控制中心，甘肅 蘭州 730030；2.國(guó)網(wǎng)甘肅省電力公司檢修公司酒泉分部，甘肅 酒泉 735000)

0 引言

老舊變電站母差保護(hù)改造是一項(xiàng)常見且安全責(zé)任十分重大的工作。由于老舊母差保護(hù)改造的接線復(fù)雜，又涉及大量運(yùn)行設(shè)備回路，因此在改造中稍有不慎，就可能引發(fā)母差保護(hù)誤動(dòng)或拒動(dòng)。母差保護(hù)誤動(dòng)將造成大面積停電，而拒動(dòng)則可能造成電力設(shè)備的損壞及系統(tǒng)的瓦解。因此，如何在母差保護(hù)改造中防止保護(hù)誤動(dòng)或拒動(dòng)，已成為保證電網(wǎng)安全可靠運(yùn)行亟需解決的問題。

2016-05-09，某變電站發(fā)生了一起110 kV系統(tǒng)母線故障時(shí)母差保護(hù)拒動(dòng)事故。該事故充分說明在老舊變電站母差保護(hù)的改造過程中，加強(qiáng)技術(shù)防范措施和現(xiàn)場(chǎng)管理的重要性。

1 事故經(jīng)過

1.1 事故前運(yùn)行方式

事故發(fā)生前，故障變電站110 kV甲、乙母并列運(yùn)行；1號(hào)主變1101供甲母，帶1111，1113，1115，1119運(yùn)行；2號(hào)主變1102供乙母，帶1112，1114，1118運(yùn)行，1110旁路開關(guān)及旁路母線冷備用。

1.2 事故簡(jiǎn)述

2016-05-09T08:10，該變電站1號(hào)主變后備保護(hù)復(fù)壓閉鎖方向過流，I段保護(hù)動(dòng)作，啟動(dòng)值0.84 A(二次 值 )，3.4 s 跳 1100 母 聯(lián)開 關(guān)，3.7 s跳1101開關(guān)；2號(hào)主變后備保護(hù)相間阻抗、限時(shí)速斷保護(hù)動(dòng)作，啟動(dòng)值 1.68 A(二次值)，1.2 s跳1100開關(guān)，1.5 s跳1102開關(guān)。110 kV母差保護(hù)甲母、乙母低電壓，CT斷線閉鎖燈亮，110 kV母差保護(hù)無其他信號(hào)，母差保護(hù)未出口。此事故造成變電站7條110 kV出線的用戶全部停電。

2 事故原因調(diào)查分析

2.1 現(xiàn)場(chǎng)檢查情況

現(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)，該變電站2號(hào)主變1102甲母刀閘C相母線瓷柱爆裂，B相動(dòng)靜觸頭有燒傷痕跡；1113線甲母刀閘A相開關(guān)側(cè)瓷柱上下有燒傷痕跡，乙母刀閘B相母線開關(guān)側(cè)瓷柱爆裂，乙母刀閘A相兩側(cè)有燒傷痕跡；2號(hào)主變110 kV中性點(diǎn)接地刀閘引線燒斷。

2.2 保護(hù)動(dòng)作及錄波圖分析

該故障錄波圖如圖1—3所示。圖中縱坐標(biāo)1—4表示 1號(hào)主變 1101電流Ia，Ib，Ic，In；5—8表示 2號(hào)主變 1102電流Ia，Ib，Ic，In。

(1) 當(dāng)日08:09:45，1，2號(hào)主變保護(hù)裝置同時(shí)在中壓側(cè)發(fā)生A相接地故障時(shí)啟動(dòng)。

1號(hào)主變中壓側(cè)A相接地故障一次電流： Ia=2 724 A，Ib=1 176 A，Ic=1 560 A；

圖1 故障錄波圖0-470 ms

圖2 故障錄波圖470-1 460 ms

圖3 故障錄波圖1 460-3 730 ms

2號(hào)主變中壓側(cè)A相接地故障一次電流：Ia=5 340 A，Ib=2 088 A，Ic=1 560 A。

由于故障前1號(hào)主變中性點(diǎn)不接地，2號(hào)主變中性點(diǎn)接地。在發(fā)生單相接地故障時(shí)，2號(hào)主變中性點(diǎn)接地構(gòu)成零序電流回路，故2號(hào)主變中壓側(cè)A相故障電流大于1號(hào)主變A相故障電流。

故障期間，單相、三相短路故障電流實(shí)際值與仿真計(jì)算結(jié)果如表1所示。

表1 故障變電站跳閘故障電流分析 A

(2) 414 ms轉(zhuǎn)換為 AC 相接地故障，470 ms轉(zhuǎn)換為ABC三相故障。

1號(hào)主變中壓側(cè)三相故障一次電流：Ia=3 480 A，Ib=3 492 A，Ic=3 480 A；

2號(hào)主變中壓側(cè)三相故障一次電流：Ia=3 492 A，Ib=3 480 A，Ic=3 480 A。

(3) 520 ms，2 號(hào)主變保護(hù)中壓側(cè)相間阻抗一段啟動(dòng)；795 ms，2號(hào)主變保護(hù)中壓側(cè)相間阻抗一段一時(shí)限動(dòng)作發(fā)跳1100母聯(lián)開關(guān)令；845 ms，1100母聯(lián)開關(guān)跳開。

(4) 1 381 ms，2 號(hào)主變保護(hù)中壓側(cè)相間阻抗一段二時(shí)限動(dòng)作發(fā)跳1102開關(guān)令；1 439 ms，1102開關(guān)跳開，2號(hào)主變中壓側(cè)一次電流為0。

(5) 3 703 ms，1 號(hào)主變保護(hù)中壓側(cè)方向過流一段二時(shí)限、中壓側(cè)過流一段二時(shí)限動(dòng)作發(fā)跳1101開關(guān)令；3 765 ms，1101 斷路器跳開。

1 號(hào) 主 變 中 壓 側(cè) 一 次 電 流：Ia=4 164 A，Ib=4 164 A，Ic=4 104 A。

通過數(shù)據(jù)分析可以得出：在整個(gè)故障過程中，主變保護(hù)動(dòng)作都是正確的，但是110 kV母差保護(hù)未動(dòng)作出口。

2.3 母差保護(hù)拒動(dòng)原因及后果分析

110 kV母線保護(hù)為HMZ-101中阻抗母差，于1996年11月投運(yùn)。從故障數(shù)據(jù)分析，故障時(shí)短路電流為4.75 A(二次值)，遠(yuǎn)大于母差保護(hù)差流定值0.6 A(二次值)，故障電流已達(dá)到母差動(dòng)作條件，因此母差保護(hù)定值設(shè)置不是這次拒動(dòng)的原因。

為進(jìn)一步確定事故原因，現(xiàn)場(chǎng)對(duì)110 kV母線HMZ-101中阻抗母差保護(hù)進(jìn)行了裝置性能、CT性能、二次回路等項(xiàng)目檢查，發(fā)現(xiàn)故障時(shí)裝置發(fā)出了“異?！毙盘?hào)，報(bào)CT斷線。因此著重對(duì)HMZ-101中阻抗母差保護(hù)裝置刀閘位置切換回路進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)1114間隔端子箱至1114乙刀閘機(jī)構(gòu)箱電纜(編號(hào)：1SS-127)線芯(編號(hào)733)斷裂。線芯(編號(hào)773)斷裂造成1114母差刀閘位置無法進(jìn)入母差保護(hù)，使裝置電流判據(jù)∑I≠0(母線各支路電流和)，導(dǎo)致裝置產(chǎn)生0.25 A(二次值)的差流，大于CT斷線差流定值0.1 A(二次值)，母差保護(hù)閉鎖。此分析與圖4中的母差CT斷線邏輯圖所述原理一致。

圖4 母差保護(hù)CT斷線邏輯示意

經(jīng)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)多次認(rèn)真查證后，確定在故障發(fā)生前進(jìn)行1100母聯(lián)保護(hù)改造敷設(shè)二次電纜時(shí)，即3月31日施工人員在1114端子箱附近電纜溝中踩踏了二次電纜，造成1SS-127電纜線芯斷裂，使1114母差刀閘位置無法進(jìn)入母差保護(hù)。4月2日，進(jìn)行110 kV倒換母線操作時(shí)，甲乙母線互聯(lián)，母差保護(hù)甲母線CT斷線閉鎖動(dòng)作(操作結(jié)束后信號(hào)復(fù)歸)?，F(xiàn)場(chǎng)人員認(rèn)為屬裝置誤發(fā)信號(hào)，未重視此信號(hào)，所以沒及時(shí)檢查裝置;直至事故發(fā)生期間再未進(jìn)行過倒母線操作，CT斷線閉鎖動(dòng)作信號(hào)未再次發(fā)出。在日常巡視中，運(yùn)維人員未對(duì)母線保護(hù)差流進(jìn)行仔細(xì)檢查，導(dǎo)致該隱患未被及時(shí)發(fā)現(xiàn)。

母差保護(hù)拒動(dòng)后系統(tǒng)只能通過主變后備保護(hù)動(dòng)作切除故障，由于后備保護(hù)動(dòng)作延時(shí),導(dǎo)致本應(yīng)瞬時(shí)切除的故障需經(jīng)較長(zhǎng)延時(shí)后才能被切除(本次事故用了3 765 ms才完成故障切除。若母差保護(hù)正確動(dòng)作，即便計(jì)入開關(guān)動(dòng)作時(shí)間，也能在40—60 ms內(nèi)完成故障切除)。這加重了對(duì)主變、開關(guān)等設(shè)備及電網(wǎng)的短路沖擊，縮短了主變壽命，并可能引發(fā)嚴(yán)重的主變損壞事故、電網(wǎng)失穩(wěn)事故等，后果非常嚴(yán)重。

3 暴露問題與防范措施

3.1 暴露問題

(1) 施工現(xiàn)場(chǎng)管控不到位?，F(xiàn)場(chǎng)施工人員進(jìn)行1100母聯(lián)保護(hù)改造敷設(shè)二次電纜時(shí)，在1114端子箱附近電纜溝中踩踏二次電纜，造成1114間隔端子箱至1114乙刀閘機(jī)構(gòu)箱電纜線芯斷裂。這暴露出施工現(xiàn)場(chǎng)管控不到位，野蠻施工現(xiàn)象突出。

(2) 對(duì)變電站老舊裝置改造時(shí)，運(yùn)行設(shè)備及其回路的安全措施不到位。如對(duì)施工可能造成改變的刀閘位置切換回路、異常信號(hào)回路等把關(guān)不嚴(yán)、驗(yàn)收不細(xì)、措施及記錄不全等，均是設(shè)備運(yùn)行安全的風(fēng)險(xiǎn)。施工人員在改造1100母聯(lián)保護(hù)時(shí)，誤斷開母差保護(hù)信號(hào)電源和所有信號(hào)回路，現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)維人員及檢修人員沒有及時(shí)發(fā)現(xiàn)，從而導(dǎo)致異常時(shí)母差保護(hù)無信號(hào)告警。

(3) 運(yùn)維巡視不到位。變電站施工導(dǎo)致刀閘切換回路電纜斷線發(fā)生，至事故發(fā)生期間母線未進(jìn)行倒閘操作，現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)維人員對(duì)這套即將更換的母差保護(hù)巡視不到位，未發(fā)現(xiàn)母差保護(hù)裝置差流異常情況。

3.2 防范措施

(1) 變電站老舊母差保護(hù)更換過程中,刀閘回路改造是重要的工作項(xiàng)目，存在較大的安全風(fēng)險(xiǎn)。根據(jù)運(yùn)行規(guī)程要求，除母線為3/2接線方式配置的母差保護(hù)外，其他形式的母線配置的母差保護(hù)均有出口電壓閉鎖功能。當(dāng)母線發(fā)生故障，母線電壓降低并達(dá)到電壓閉鎖定值要求時(shí)，電壓閉鎖解除，母差保護(hù)具備出口條件。當(dāng)母線未發(fā)生故障，即使發(fā)生類似1114刀閘輔助接點(diǎn)未接入母差保護(hù)且產(chǎn)生差流故障時(shí)，若母線電壓正常，電壓閉鎖功能也不會(huì)解除，母線保護(hù)不會(huì)發(fā)生誤動(dòng)作。

根據(jù)裝置的這個(gè)功能，對(duì)于除3/2接線方式的母差保護(hù)外的其他母線保護(hù)改造中，可以在母差改造中退出母差保護(hù)CT斷線閉鎖功能，僅保證母差保護(hù)出口電壓閉鎖功能投入，同時(shí)保留母線CT斷線告警功能，并對(duì)CT斷線告警的情況及時(shí)進(jìn)行處理。

(2) 差流采集的正確與否直接關(guān)系著母差保護(hù)動(dòng)作的可靠性，因此在母差保護(hù)改造后及母差相關(guān)回路變動(dòng)后，一定要通過帶負(fù)荷試驗(yàn)驗(yàn)證差流的正確性。在日常巡視中，運(yùn)維人員要加強(qiáng)差流的巡視，對(duì)巡視中發(fā)現(xiàn)的差流異常及操作過程中出現(xiàn)的任何異常信號(hào)，均不能輕易放過，一定要仔細(xì)分析。

(3) 嚴(yán)格履行現(xiàn)場(chǎng)工作票制度，落實(shí)工作許可和監(jiān)護(hù)責(zé)任，加強(qiáng)施工過程的監(jiān)督，從源頭上杜絕設(shè)備和回路的缺陷。加強(qiáng)驗(yàn)收過程的管理工作，認(rèn)真改造1套，嚴(yán)格驗(yàn)收1套，不給生產(chǎn)運(yùn)行留下安全隱患。加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行值班管理，對(duì)運(yùn)行值班人員的巡視職責(zé)、巡視內(nèi)容加以明確并組織學(xué)習(xí)。加強(qiáng)設(shè)備缺陷，特別是影響一、二次設(shè)備正常運(yùn)行的嚴(yán)重缺陷的閉環(huán)處理，嚴(yán)格落實(shí)缺陷處理的時(shí)間要求，避免因設(shè)備缺陷掌握不到位造成事故擴(kuò)大或延誤恢復(fù)送電。