一起開關跳閘機構故障引發(fā)的保護故障分析及防范

廣西桂東電力股份有限公司 劉付永京

某電網聯(lián)廣西主電網220kV道石站發(fā)生一起電網安全事件，當時110kV江中林線發(fā)生線路故障，線路兩側開關保護均已動作跳閘，江口站110開關重合閘動作，重合不成功并越級至西灣變195開關，天堂變155開關、下福電廠161開關、昭平電廠183開關、巴江口電廠165開關保護動作跳閘。造成下福電廠1號、3號機帶林水變及110kV用戶變孤網運行；江口站、昭平電廠、巴江口電廠110kVⅡ母及昭平縣網（部分）失壓，并造成下福電廠、昭平電廠機組保護動作，引發(fā)某電網大范圍停電。

1 事故原因分析

1.1 電網運行方式

巴江口電廠110kVⅡ母，2號主變及3號機；昭平電廠110kVⅡ母，2號主變及2、3號機；下福電廠110kVⅠ、Ⅱ母1、2號主變1、2、3號機；林水變及1號主變；110kV用戶變；昭平縣網；江口站110kVⅡ母；天堂變110kVⅡ母及1、2號主變；城東變；合八變；西灣變110kVⅡ母通過110kV道西Ⅰ、Ⅱ線聯(lián)220kV道石站（圖1）。

圖1 某電網運行聯(lián)絡簡圖

1.2 事故發(fā)生、處理及原因

值班調度員監(jiān)控發(fā)現(xiàn)林水變143開關跳閘，隨后下福電廠161開關、昭平電廠183開關、巴江口電廠165開關相繼跳閘；同時天堂變155開關、西灣變195開關跳閘，最后才到江口站110開關跳閘（開關實際在合位），造成相關廠站失壓或孤網運行。當班調度經了解大致情況后，根據(jù)相關廠、站報來的數(shù)據(jù)分析，可能是江口站110開關或線路永久性故障導致開關拒跳或緩跳，引起越級跳閘，即下令對故障開關隔離，逐步恢復了電網的運行。當班調度收集到的保護信息如下：

林水變：9:36:36:023，143開關保護零序Ⅰ段、距離Ⅰ段保護動作，C相，X=0.1387，R=1.273，3I0為14.63安，測距為4.031公里，重合閘（檢同期）不動作。

江口站：9:36:36:0682，110開關零序過流Ⅰ段保護動作，C相，3I0為8.52安；9:36:37:0764，110開關三相一次重合閘保護動作，ABC相；9:36:37:0895，110開關合閘于故障保護動作，3I0為9.16安；9:36:37:0966，110開關合閘于故障過流加速段保護動作，C相，3I0為8.89安，測距為155.28公里；9:36:37:0984，110開關零序過流Ⅰ段保護動作，C相，3I0為9.33安；9:36:38:0279，110開關零序過流Ⅱ段保護動作，C相，3I0為9.47安；9:36:38:0563，110開關距離Ⅱ段保護動作，C相，IC為9.03安，3I0為9.47安，測距為155.28公里；9:36:40:078，110開關零序過流Ⅲ段保護動作，C相，3I0為9.52安；9:36:40:0278，110開關距離Ⅲ段保護動作，C相，IC為9.04安，3I0為7.49安，測距為155.28公里；9:36:40:0378，110開關零序過流Ⅳ段保護動作，3I0為9.52安。

下福電廠：9:36:07:587，161開關零序Ⅳ段永跳出口，C相，3I0為2.814安，測距為298.1公里，R=9.013，X=8.411。同時2號機920開關逆功率保護動作跳閘，1、3號機負荷全甩（比監(jiān)控時間慢33秒）。

昭平電廠：9:37:05:192，183開關零序Ⅳ段保護跳閘，3I0為2.1安(動作時間1814ms，比系統(tǒng)塊52秒，保護裝置比后臺機快6秒)；9:38-41，2號機920開關、3號機930開關過速保護動作跳閘，110kVⅡ段母線失壓，發(fā)現(xiàn)2號主變中性點接頭打火花。

巴江口電廠：9:36:37:187，165開關裝置啟動，3435ms零序Ⅳ段永跳出口，3614ms整組復歸，3I0為0.592安；9:36:40:617，2號主變零序Ⅱ段保護動作跳三側開關。西灣變：09:36:41:807，195開關為零序Ⅲ斷保護跳閘，重合閘不動作；天堂變：09:36:41:890，155開關零序Ⅲ段動作跳閘，C相，IC為1.48安，3I0為2.19安，測距391.1公里，重合閘不動作。

經檢查，離林水變側約4公里，有大貨車卸貨時頂?shù)浇辛志€C相線路，造成導線嚴重燒傷，引起線路保護跳閘。江口站110開關跳閘，重合閘（檢無壓）動作，開關重合于永久性故障，開關延遲跳閘[1]或“拒跳”，引起開關越級跳閘，擴大事故范圍。事后發(fā)現(xiàn)110開關機構存在缺陷，開關重合后再跳閘時機構分閘傳動部分有緩慢情況。

1.3 保護動作分析

表1 相關保護裝置采集的故障量與整定值比較

相關資料參數(shù)：江中林線為架空導線，總長度145公里，其中江口站側導線LGJ-240/40，133公里。林水變側LGJ-150/25，12公里；理論分析：江中林線全長145公里，故障點離林水變側4公里。林水變143開關Ⅰ段保護動作與理論相符。江口站110開關Ⅰ段保護動作與理論不符，正常情況下應為Ⅱ段動作出口，如Ⅱ段拒動才到Ⅲ段、Ⅳ段動作。如江口站110開關拒跳則由它的遠后備即161、183、165、155、195開關Ⅲ段、Ⅳ段保護動作，切除線路故障；現(xiàn)場保護分析：林水變143開關保護零序Ⅰ段、距離Ⅰ段保護動作跳閘。江口站110開關零序Ⅰ段保護動作跳閘后，檢無壓重合閘動作，保護裝置即發(fā)出重合于故障保護動作，由于110開關沒有及時跳閘，故隨后保護裝置距離Ⅱ、Ⅲ段及零序Ⅰ～Ⅳ段保護均動作。此次事件是由于110開關的延后跳閘，造成上一級線路保護越級跳閘，切除故障，擴大事故范圍。

第一階段保護動作分析：當C相接地瞬間，林水變143開關流經的接地電流達到保護Ⅰ段動作定值，距離Ⅰ段、零序Ⅰ段動作出口。此時江口站110開關零序Ⅰ段保護也達到啟動值，保護動作，切除故障；第二階段保護動作分析（重合后）：當110開關重合后，開關“拒動”。由于故障點未消除，接地電流重新分布，全經江口站110開關流向各接地點，此時的故障電流(549.6A～571.2A)達到了江口站110開關保護裝置距離Ⅱ、Ⅲ段及零序Ⅰ～Ⅳ段的動作定值，均動作出口。從保護收集到的信息得知，重合閘動作到故障最后切除，時間約5秒。從表1和當班調度收集到的相關數(shù)據(jù)分析可推斷如下：首先是161、183開關零序Ⅳ段（1.8S）動作，然后到165開關零序Ⅳ段（1.9S）啟動，開關相繼跳閘。最后才是故障電流達到155、195開關零序Ⅲ段（1.2S）的保護定值，裝置啟動，切除故障，共歷時約4.9S，與實際跳閘時間相符。

2 防范與整改

開關定檢與試驗。運維單位應按時、按量對開關進行定期檢查各元器件是否滿足運行要求，預防性試驗是否合格。運維單位應加強對開關分合閘機構[2]維護，保證其在運行期間的可靠性與靈活性。維護工作之后，測試分合閘的各項指標數(shù)據(jù)是否符合要求，對整組轉動予以保護，保證動作的可靠性，合理縮短跳閘時間。完成處理后需對開關解耦股進行合閘時間測試，測試的結果符合要求；預防措施。運維單位應立即聯(lián)系廠家，對于同類型、同批次的開關進行調試與試驗。對于發(fā)現(xiàn)類似的缺陷，應立即把檢無壓的重合閘退出運行，避免開關重合于永久性故障時開關拒跳，擴大事故范圍。對不符合要求的開關應進行及時退出運行或更換，避免再次出現(xiàn)類似事件。開關的分閘失靈處理。首先應判斷操作電源是否消失，如紅燈不亮則迅速更換操作熔斷器，同時檢查分閘線圈和液壓機構壓力是否正常，然后通過分閘操作觀察鐵芯動作情況，以判別是操作回路還是機械本身故障；如因線路故障造成開關拒跳，應將線路停電后才能拉開開關的兩側刀閘，將故障開關隔離后才能對線路送電，再查明原因進行處理。