一起区域备自投误动事故分析

邓 辉，周子恒，何 钦，潘柳兆

(国网湖北省电力有限公司武汉供电公司，湖北 武汉 430000)

0 引 言

某日22时47分，220 kV锅顶山变110 kV锅农线锅29线路BC相故障，诱发了110 kV知音、蔡甸、新农区域备自投[1-2]保护动作。笔者认真分析此次事故的发生原因，并吸取经验教训，对电网安全运行水平的提高有一定的参考价值。

1 事故经过

1.1 运行方式介绍

本次事故涉及某市两个220 kV及三个110 kV变电站，事故前电网运行方式如图1所示。

图1 某市电网接线图

110 kV知音变110 kV#1母、#2母分列运行，其中110 kV知蔡线知07通过蔡012刀闸为110 kV蔡甸变110 kV#1母供电。110 kV蔡甸变110 kV#1母、#2母分列运行，110 kV#1主变运行在110 kV#1母，110 kV#2主变运行在110 kV#2母，110 kV蔡03开关热备用，其中新农变通过110 kV农蔡线(农022刀闸、蔡022刀闸)为110 kV蔡甸变110 kV#2母供电。110 kV新农变110 kV#1母、#2母并列运行，110 kV#1主变运行在110 kV#1母，110 kV#2主变运行在110 kV#2母，110 kV农03开关运行，其中锅顶山变通过110 kV锅农线(锅29开关、农012刀闸)为110 kV新农变110 kV#1母供电。

1.2 本例中区域备自投的正确逻辑

当锅农线线路保护动作时，新农站#1母电压、#2母电压和分段电流消失，蔡甸站#2母电压消失，新农站跳新农分段开关，蔡甸站合蔡甸分段开关。

1.3 事故经过

某日22时47分，220 kV锅顶山变110 kV锅农线锅29线路BC相故障，相间距离一段动作，重合闸成功。110 kV知音、蔡甸、新农三站区域备自投保护动作，110 kV农03开关跳闸，新农10 kV分段备自投动作，110 kV蔡03开关未合闸，蔡甸10 kV分段备自投因过负荷闭锁未动作，蔡甸10 kV#6、#7母线负荷损失，蔡甸变电站工况退出。保护及断路器动作情况如下。

(1)各保护屏(操作箱)信号知音变区域备自投主站装置南瑞继保PCS-998，子站装置南瑞继保PCS-998；新农区域备自投子站装置南瑞继保PCS-998，智能终端南瑞继保PCS-222；蔡甸区域备自投子站装置南瑞继保PCS-998，智能终端南瑞继保PCS-222。三个站区域备自投装置南瑞继保PCS-998定值与定值单一致，装置时间一致。故障时刻各站PCS-998装置信息如表1所示。

表1 故障时刻区域备自投主站及子站的保护装置goose报文

随后，经与监控中心核实，22:48:21蔡甸站工况退出。

(2)开关情况。农03开关在跳闸位置，蔡03开关

在跳闸位置，其他设备运行正常。

2 过程分析

当日22时47分18秒，110 kV锅农线锅29相间距离一段动作，锅29开关跳闸，1 s后重合成功。110 kV锅农线新农侧保护(采用农03操作箱及电流)启动。当日22时47分18秒，110 kV新农变全站失压，110 kV#1母、#2母无压，110 kV母联农03无流，110 kV蔡甸变110 kV#2母无压，区域备自投保护启动。经厂家分析，由于交流失压，新农、蔡甸2 M通信暂时中断，区域备自投新农、蔡甸子站装置与知音主站装置goose链路异常，知音主站装置goose采样保持goose链路异常前的状态，判断新农110 kV#1母、#2母无压，110 kV母联农03无流，110 kV蔡甸变110 kV#2母无压，5 s达到定值追跳时限后，农03跳闸。新农区域备自投子站装置南瑞继保PCS-998，智能终端南瑞继保PCS-222采集110 kV锅农线(农03)跳位、母联STJ(北京四方CSC-161A无南瑞继保PCS222所需KKJ节点，改为STJ节点)、保护跳闸开入。检查发现，事故发生时，110 kV锅农线(农03)保护装置CSC-161A端子排二次线802(农03跳位)、804(农03STJ)位置接反，导致区域备自投保护将农03跳闸后，新农区域备自投子站装置没有收到农03母联TWJ开入，反而收到农03母联STJ开入，闭锁区域备自投。正确的接线情况如表2所示。

表2 新农变110 kV锅农线CSC-161A保护装置操作插件背板连接表(部分)

由于新农变区域备自投子站闭锁区域备自投，知音区域备自投主站没有发出区域备自投合蔡03的goose报文，同时蔡甸变2 M通信受失压影响，使得蔡03未合闸。

3 原因分析

(1)二次接线出错。110 kV知音、蔡甸、新农区域备自投保护涉及一个智能站，两个常规站，现场比较复杂，设计图纸多次改动。施工时没有认真检查新农变区域备自投保护二次接线，未能及时发现二次接线错误。

(2)通讯设备未接入UPS，造成链路中断。区域备自投保护依靠2 M通道实现各站之间的通信。110 kV蔡甸、新农变2 M远动通信设备没有接入UPS，全站失压时通信受影响。蔡甸变区域备自投子站屏柜交流电源接入380 V#1交流馈线屏，故障时没有失电，但与知音主站goose通信链路仍然受到影响。

(3)安装时调试方法有误。安装备投设备后，由于保护调试不具备带开关做整组试验条件，故主要在知音主站通过数字式测试仪加量分阶段做静态调试，检查各站模拟量、开关量及闭锁功能，模拟各种故障下保护动作。知音变采用凯墨抓包，新农、蔡甸采用测量出口压板电位的方式。110 kV新农变备自投子站装置母联TWJ、母联STJ等开入量通过在本屏柜端子排上短接二次线验证，恰好避开了保护动作后继电器的变位，方法存在问题。

4 防范措施及总结

(1)保护安装时应指派多名经验较丰富的技术骨干和工作班成员分屏柜反复检查现场接线情况，防止误接线。

(2)设计方和施工方都应考虑故障发生时站内各保护装置的通讯情况，尤其是同一保护需要收集多个站内的信息时，各站内的子装置应保证电源供应不随系统内断路器跳闸而失电。条件允许，应尽可能将各站内的子装置接入不间断电源。

(3)保护安装调试时，不应只验证跳闸回路的压板电位变化，还应验证回路中一些可能影响保护动作或闭锁的继电器动作情况，例如本文所提案例中的母联TWJ、STJ等。

(4)总体上讲，区域备自投涉及变电站多，特别是这些变电站中既有智能站又有综自站时需谨慎考虑与现有设备的配合，避免出错。