一起10 kV馈线开关拒动的原因分析及整改措施

廖文彪

(广东电网有限责任公司梅州供电局，广东 梅州 514021)

0 引 言

在发电厂和变电站中，直流系统在正常情况下为开关控制信号、继电保护、自动装置、断路器跳合闸操作回路等提供可靠的直流电源，在发生交流电源消失事故情况下为事故照明、UFS电源等提供直流电源[1-2]。直流系统可靠与否，对发电厂和变电站的安全运行起着至关重要的作用，是安全运行的重要保证[3]。因此，确保直流系统任何情况不失压，是一个基本要求。

1 事件基本情况

1.1 事件发生前电网运行方式

110 kV B变电站有2台两圈主变，其中1号主变变低侧带10 kV 1号母线、1号电容器、2号电容器、1号站用变、1号接地变及10条馈线的负荷； 2号主变变低侧带10 kV 2号母线、3号电容器、4号电容器、2号站用变、2号接地变及4条馈线的负荷，10 kV分段500开关在运行状态，如图1所示。

1.2 事件发生经过

2019-09-20 18:01，调度通知110 kV B变电站10 kV分段500、1号主变变低501开关跳闸，10 kV 1M母线失压。

20:05，调度遥控合10 kV分段500开关，对10 kV 1M母线进行充电，充电正常；20:11，断开10 kV分段500开关，合1号主变变低501开关对10 kV 1M母线进行充电，充电正常；之后断开1号主变变低501开关，合上10 kV分段500开关，再逐步合上10 kV 1段母线上各馈线开关，在合第1条馈线开关时，遥合失败。

20:50，经继保人员现场检查，10 kV 1M母线上所有保护测控装置告警，并报“开出异常”，按复归按钮无法复归，需要重启装置后告警信号复归。之后对10 kV 1M母线上(除10 kV大坝甲线F51、10 kV苏山线F60)所有保护测控装置进行重启后告警恢复，告警复归后遥合开关正常。

21：10，恢复10 kV 1M母线运行及相关线路供电(除10 kV大坝甲线F51、10 kV苏山线F60)，一、二次设备检查正常。21：25，将10 kV大坝甲线F51、10 kV苏山线F60开关由热备用转检修；检修专业检查F51、F60开关无异常，继保专业对F60、F51保护测控装置进行补充测试，功能及回路正常。23：40将10 kV大坝甲线F51、10 kV苏山线F60由检修转运行。

1.3 保护动作过程

18 h 01 min 38.201 s，1号主变低后备保护启动动作；

18 h 01 min 38.593 s，10 kV分段500保护启动动作；

18 h 01 min 38.598 s，10 kV大坝甲线F51保护启动动作；

18 h 01 min 38.660 s，10 kV大坝甲线F51过流I段动作；

18 h 01 min 38.890 s，10 kV大坝甲线F51过流II段动作；

18 h 01 min 39.094 s，10 kV大坝乙线F29保护启动动作；

18 h 01 min 39.171 s，10 kV大坝甲线F51过流III段动作；

18 h 01 min 39.174 s，10 kV大坝乙线F29过流I段动作；

18 h 01 min 39.199 s，10 kV大坝乙线F29过流I段动作返回；

18 h 01 min 40.347 s，10 kV飞泉线F37保护启动动作；

18 h 01 min 40.427 s，10 kV飞泉线F37过流I段动作；

18 h 01 min 40.497 s，10 kV飞泉线F37过流I段动作返回；

18 h 01 min 40.821 s，10 kV苏山线F60保护启动动作；

18 h 01 min 40.851 s，10 kV苏山线F60过流I段动作；

18 h 01 min 41.033 s，10 kV分段500过流I段动作；

18 h 01 min 41.083 s，10 kV分段500过流I段动作返回；

18 h 01 min 41.124 s，10 kV苏山线F60过流I段动作返回；

18 h 01 min 41.126 s，10 kV苏山线F60过流II段动作；

18 h 01 min 41.146 s，1号主变低后备过流速断动作；

18 h 01 min 41.221 s，1号主变低后备过流速断动作返回。

1.4 现场情况检查

发生故障后，运行人员到现场检查发现10 kV大坝甲线F51、10 kV大坝乙线F29、10 kV飞泉线F37、10 kV苏山线F60保护依次动作。

1)10 kV大坝乙线F29、10 kV飞泉线F37过流I段动作后开关跳闸，保护动作返回，之后重合闸动作成功，所在母线10 kV 2M运行正常。

2)10 kV大坝甲线F51、10 kV苏山线F60过流I段、II段、III段均动作，开关未断开，故障持续，保护动作后未返回；达到10 kV分段500过流I段动作延时(0.4 s)，动作跳开500开关，达到1号主变低后备过流速断保护延时(0.7 s)，故障电流5.329 A(变比3000/1)，动作跳开501开关，10 kV 1M母线失压。

运行人员根据动作过程分析，判断10 kV苏山线F60、10 kV大坝甲线F51保护动作后不能跳开开关，线路故障无法切除，导致10 kV分段500、1号主变低后备保护动作，10 kV分段500、1号主变变低501开关越级跳闸，10 kV 1M母线失压。

1.5 事件损失及影响情况

此次事件导致晚高峰期间110 kV B站10 kV 1号母线上10条馈线停电，停电时间190 min，共损失负荷约1.9 MW，无重要用户停电。

2 开关拒动原因分析

经检查后台监控机，2019-09-19 12:00相关信号发现，12:19，1号直流系统发生瞬时异常，导致站内部分保护、测控等装置失电。

2019-09-19 11:00，继保班组人员与厂家技术人员到达110 kV B变电站进行1号直流系统充电机输出开关1 ZK更换工作。

在更换工作过程中，继保人员和厂家技术人员先确认输出开关1 ZK充电模块侧接线直流电压为0，馈电母线侧接线直流电压为110 V，随后进行输出开关1 ZK充电模块侧接线、馈电母线侧接线的拆线工作。在充电模块侧接线拆除包扎好之后，12:19，拆除充电机输出开关1 ZK馈电母线侧接线，松动螺丝时发生拉弧现象，有电火花冒出，然后立即将该接线恢复。

经检查发现该接线为1号直流系统馈电母线中+KM与+HM之间调压装置的连接线，更换直流开关拆线示意图(见图2)，在该接线与充电机输出把手1 ZK馈电母线Ⅰ侧接线螺丝分离瞬间，1号直流系统馈电母线的+KM与+HM之间的调压装置回路断开，导致1号直流系统馈电母线+KM瞬时失电(时间约为1 s)。现场人员检查主控室保护、测控装置及公用设备直流电源正常，二次设备运行正常，但未对高压室的保护装置进行检查。

图2 更换直流开关拆线示意图

10 kV 1M母线保护测控装置型号为国电南自PSL691，投运11年，该型号保护装置在重启自检过程中工作电源输出不稳(低于18 V，继电器工作电源24 V)和出口继电器故障的情况下发“开出异常”告警，装置告警灯亮，发告警信号、闭锁保护，保护动作将无法出口。在装置发“开出异常”告警后即使装置电源恢复正常，也只能通过现场手动重启保护装置才能复归此信号。

09-19, 110 kV B变电站1号直流系统充电输出开关更换过程造成1号直流系统馈电母线+KM短时失电，在失电及恢复的过程中，1号直流母线电压产生波动，从而导致10 kV 1M母线保护测控装置重启且电源输出不稳，发出告警信号。现场工作人员未检查相关间隔保护装置状态及后台信号光字牌，运行人员在19日、20日又无该变电站巡视计划，调度也未收到10 kV 1M母线保护测控装置“开出异常”装置告警信号，导致未能及时发现该隐患存在。

09-20 18:01 ，10 kV大坝甲线F51、10 kV苏山线F60线路发生故障，保护装置过流I、II、III段均动作，因保护装置“开出异常”闭锁出口，导致开关未跳开，线路故障持续存在，1号主变变低501开关及10 kV分段500开关越级跳闸，10 kV 1M母线失压。

3 暴露的问题及整改措施

3.1 事件暴露的问题

1)厂家人员风险辨识不足，凭经验拆除直流电源联络线，造成保护装置开出异常；

2)工作负责人安全意识不足，在发生1号直流馈电母线正电瞬时失压后，未对高压室的保护测控装置进行检查，错失了发现10 kV 1M上的保护装置开出异常告警信号的机会；

3)工作票终结时，工作负责人及许可人未检查确认后台监控计算机是否有异常报文及光字牌，也未检查全站保护测控装置是否运行正常；

4)该站直流系统为奥特迅公司早期生产的产品，其直流接线与南网电网公司下发的《变电站直流电源系统技术规范》中的典型接线存在差异，在充电把手上工作时易发生导致控母正电失压的风险[4]。

3.2 整改措施

1)组织继保人员认真学习此次10 kV母线失压事件并进行讨论分析，深刻吸取事件教训，增强继保人员风险意识，提高作业风险辨识能力；

2)排查全局变电站运行的直流系统，特别是奥特迅公司生产的装有降压硅链的变电站是否有类似的特殊接线，并做好备案且在现场贴好警示标签；

3)加强二次措施单管理，明确直流系统动力电缆线拆接也属于二次措施单的范围，必须使用二次措施单；

4)加强继保人员技术技能培训，特别是失灵、母差等横向保护和直流公用系统的原理、回路的学习及工作经验的交流；

5)组织运行人员学习此事件，要求值班人员在直流系统定检、消缺等工作票终结前，认真对全站保护测控装置进行巡视，检查有无异常告警；

6)尽快推进相关技改工程实施，对不符合南网标准版的且已经超期服役的设备加快技改项目的实施，在技改项目实施前需对奥特迅公司生产的装有降压硅链设备加强运维巡视[5]。

4 结 语

通过对一起10 kV馈线开关拒动的原因进行分析，发现了装有降压硅链的设备存在瞬间失压的问题，深入排查发现该供电局仍然有12座变电站存在类似的问题，应按整改措施要求制定巡视计划，加强设备巡视，同时现场工作终结时要严格按照工作票实施规范，避免类似保护装置拒动事件的发生。