一起变电站35kV进线备投失败造成35kV母线失压事故的原因分析及备投改进措施

吴林钢

摘要：福建西部山区大多数变电站会有当地小水电接入上网，而春夏季节往往伴随有强降雨、雷电、台风等恶劣天气，因此山区电网线路在恶劣天气下跳闸现象频发。在有多路电源和地方小水电接入的变电站，常规备自投方案难以适用，进线备投需要进行优化改进。本文通过一起变电站35kV进线备投失败造成35kV母线失压的事故，充分进行原因分析，提出了在小水电接入的山区变电站的备投改进方案和措施。

关键词：进线备投;小水电接入;线路联跳

1.事故过程

1.1事故前运行方式

时间为2019年4月下旬，该山区变电站A变为35kV变电站，两台主变低压侧分列运行，35kV为单母线方式，35kV白展线303、35kV白罗线305接当地小水电上网运行，35kV吉沙线304接110kV 变电站B变处于运行状态，35kV白苏线306接110kV 变电站C变正常处于热备用状态。

35kV备自投型号为PSP641U备自投装置，采用进线备投方式为1DL（35kV吉沙线304）、2DL（35kV白苏线306）互为进线备投方式，联跳2条35kV小水电上网线路（白罗线305、白展线303），联跳5条10kV小水电上网线路。3DL因无35kV母分开关，按合位接入装置。

1.2事故发展过程

（1）15时39分，110kV变电站 B变35kV吉沙线303开关距离Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸未动作;35kV小水电带35kV变电站A变孤网运行。

（2）15时49分，35kV变电站A变35kV母线失压。5355毫秒后，A变35kV进线备自投开始动作，跳吉沙线304开关，联跳白展线303开关、白罗线305开关，但是白苏线306开关未合上，现场有“闭锁备自投”信号，备自投动作后又失败。

（3）15时50分，调度通过遥控对35kV吉沙线送电，35kV变电站A变35kV母线恢复运行，整个事故导致A变35kV母线失压53秒。

2.事故原因分析

2.1保护动作过程分析

（1） 110kV变电站 B变35kV吉沙线303距离Ⅰ段保护动作跳闸，重合闸未动，35kV变电站A变的吉沙线304开关未跳闸， B变35kV吉沙线303线路重合闸方式为“检无压，有压自动同期”，由于此时35kV吉沙线A变侧由35kV小水电供电，导致故障后线路有压，同时同期条件不满足条件，重合闸放电导致重合闸失败，致使35kV变电站A变孤网运行。

（2）35kV变电站A变自15时39分至15时49分一直孤网运行，调度人员根据调度规程不选择通过将A变35kV白苏线这一110kV 变电站C变电源并网点进行并网操作，导致A变孤网运行10分钟直至小水电解列，最终35kV母线无压，A变35kV进线备投动作。

（3）A变35kV进线备自投开始动作，跳35kV吉沙线304开关，联跳35kV白展线303开关、35kV白罗线305开关，现场有“闭锁备自投”信号，备自投放电，导致未能经过T3延时定值，35kV白苏线306开关未合上。

2.2事故原因分析

2.2.1备自投动作失败记录调查

（1）现场PSP641U备自投装置告警动作记录调查如下：

15：49：37.245  0000ms  保护启动;I母最大线电压29.811V;II母最大线电压29.833V

005355ms  出口12动作                                 005375ms  备投充电满

005380ms  闭锁备投告警                                005380ms  告警总

005370ms  闭锁备投

（2）根据PSP641U备自投装置事故告警记录分析如下：

1、备自投装置符合动作逻辑条件：35kV I、II母均无压（均采35kV母线电压），1DL：35kV吉沙线线路无流（对侧开关分位），吉沙线开关在合位;2DL：35kV白苏线进线有压，白苏线开关在分位，3DL：35kV母分开关位置默认在合位（实际没有母分开关）。

2、15时49分37秒245毫秒进线备自投动作，经5355ms后出口12动作（跳1DL，同时联跳所有电源点），35kV吉沙线304开关、35kV白展线303开关、35kV白罗线305开关及5条10kV小水电上网线路跳闸，在1DL（35kV吉沙线）及所有电源点开关跳闸后15ms后“闭锁备自投”由分变合，“闭锁备自投”告警动作，“备自投充电满”由合变分，“告警总”由分变合，备自投保护放电导致35kV进线备自投被闭锁，2DL（白苏线306开关）未合上，导致备自投动作失败。

2.2.3備自投动作失败原因分析

（1）35kV变电站A变因小水电上网较多，全站共有2条35kV小水电上网线路，5条10kV小水电上网线路。A变在19年3月前未安装35kV进线备投，常由于无备投导致在A变主电源线路35kV吉沙线304跳闸时全站失压。因此公司及时进行处置，在19年3月进行了35kV备自投的安装改造，并根据现场小水电的情况对备投接线进行了联跳接线改进。

（2）由于35kV进线备自投联跳1DL（吉沙线）出口并接至吉沙线线路保护装置PSL642U手跳回路继电器（STJ）的前端1D38，在备自投跳35kV吉沙线304开关开出正电源时，吉沙线线路保护装置手跳继电器得电，35kV吉沙线304开关跳闸，同时35kV吉沙线线路保护装置手跳闭锁备自投节点5X9～10闭合开出，闭锁35kV进线备自投保护，导致35kV进线备自投在联跳1DL及电源点后放电造成合2DL（35kV白苏线306开关）未动作，35kV白苏线306开关未合闸，导致35kV母线失压。如下图分析：

图2：35kV变电站A变35kV吉沙线304联跳出口接入控制原理图

（3）35kV变电站A变35kV进线备自投设计图纸存在上述漏洞，查阅现场保护试验报告，因停电计划安排，35kV吉沙线304和35kV白苏线306未能停电进行严格传动试验，只进行了模拟试验，导致设计漏洞未被发现。

3.改进措施对策

3.1现场处理对策

详细分析备自投闭锁原理，在手动跳闸、主变后备保护动作应闭锁备自投，备自投应正确动作的时候，不能将联跳接入手动跳闸回路，应接入至保护跳闸，将联跳吉沙线与白苏线继电器触点改接至1D41（如图下图所示）。

3.2改进对策

（1）在备自投新投运或者经过接线改造时，必须做备自投装置的线路开关传动试验，不能用简单的模拟试验来代替，模拟试验智能用来检测备自投装置的一般逻辑功能，无法充分地发现装置接线及逻辑问题。

（2）备自投逻辑试验是，必须严格按照备自投逻辑进行，尤其注意对备自投闭锁逻辑进行试验。应考虑周全，回路试验应全面，避免遗留死角。

（3）运行人员在备自投装置日常巡视时，一定要充分注意装置的充电标志，如有现场不能解决的异常情况时，及时反映。

3.3优化对策思考

针对小水电较多的变电站，合理进行山区变电站的进线备投改进方案，严格做好施工。

（1）丰水期间，当主电源线路出现跳闸，常规的备自投装置，动作条件之一为母线无压，需要像此次事故中一样，等到该变电站的小水电解列后才能动作，形成孤网运行期。在孤网运行时，电压、頻率都极不稳定，电能质量很差，甚至可能损坏用户设备。

（2）一种常见的办法是和本次事故一样，采用线路跳闸联跳小水电，优点是加快备自投动作时间，但是放弃了丰水期同期并网的机会，并以母线失压为代价，降低了供电可靠性。

（3）可以尝试考虑一种频率、电压波动为启动条件，优先采取准同期并网，若不满足，则快速联跳小水电，使其和常规备自投一样满足母线无压。

参考文献

[1]《国家电网公司继电保护培训教材》，中国电力出版社，国家电力调度通信中心编著

[2]《PSP641U备用电源自投装置技术说明书》，国电南京自动化股份有限公司

[3]《PSL642U线路保护装置技术说明书》，国电南京自动化股份有限公司