一起非同期合闸造成全站失压事故分析

张国荣

（昭通供电局，云南 昭通 657000）

2011年7月，某供电局集控站所控的110 kV线路发生事故跳闸，在事故处理过程中，由于调度员误下令造成了一起非同期合闸事故，致使110 kV变电站全站失压11 min。

1 事故经过

某集控站所控的110 kV南恩变电站110 kVⅠ，Ⅱ段母线并列运行，由110 kV新南I回163号断路器供电，110 kV南大线162号断路器供110 kV大红山变，110 kV南春线161号断路器联络大春河一、二级电站并网运行,1号主变供35 kV，10 kV负荷，新平者龙、水塘片区部分小水电通过35 kV者龙线362号与系统并网运行。110 kV大红山变由110 kV南大线152号断路器主供、110 kV双鄂大线151号断路器备供，110 kV BZT投入，电气一次主接线如图1所示。

图1 电气一次主接线原理示意

当日05:18，110 kV南恩变110 kV新南Ⅰ回163号断路器零序Ⅰ段、距离Ⅰ段保护动作，重合闸未动作(重合闸方式为检线路有压，母线无压，自动转检同期）。220 kV新平变110 kV新南Ⅰ回134号断路器零序Ⅰ段动作，重合闸动作成功。110 kV南恩变、大红山变与大春河一级站、大春河二级站、大春河三级站形成独立网运行。

05:39，地调与大春河二级站落实：此时厂内频率为49.11 Hz，电压为122 kV，功率因数为0.92,厂内无法进行调频、调压。

05:45，地调值班员下令集控站值班员：将110 kV南恩变110 kV新南Ⅰ回163号断路器由热备用转运行。集控站运行人员在执行110 kV新南Ⅰ回163号断路器由热备用转运行远方操作后，110 kV南恩变110 kV新南Ⅰ回163号断路器远距离手合后加速永跳动作跳闸，35 kV者龙线362号断路器低周低压解列装置动作跳闸，大春河一、二级站与系统解列，110 kV南恩变全站失压，热备用转运行失败。

05:54，地调值班员令集控站值班员：再次将南恩变110 kV新南Ⅰ回163号断路器由热备用转运行。05:56，操作完毕，恢复110 kV南恩变供电。

2 事故原因

造成本次事故的主要原因是调度员对电网运行的分析不全面，在电网运行方式发生变化时下令及接令操作考虑不周全，在2个系统并列时未考虑同期问题。调度员没有认识到远方操作时断路器没有检同期功能，误下“110 kV南恩变110 kV新南Ⅰ回163号断路器由热备用转运行”的操作命令。另一个原因就是变电运行人员未能及时发现不正确的操作指令，盲目执行，最终造成了合闸时的非同期并列事故。

110 kV新南I回事故跳闸前，110 kV南春线161号断路器上网48.45 MW，35 kV者龙线362号断路器上网3.17 MW，35 kV大春河三级电站351号断路器上网5.78 MW(总负荷60.15 MW)。跳闸后该片区独立网运行拉系统负荷2.75 MW，缺额约4.6 %。05：20，系统频率为49.49 Hz，下降了0.51 Hz。05:45，系统频率为48.88 Hz，下降了1.12 Hz,未达到机组低频解列定值(47.6 Hz)，故能独立运行。

05:15，220 kV新平变110 kV母线电压为115.18 kV, 110 kV南恩变110 kV母线电压为114.4 kV，110 kV大红山变110 kV母线电压为116.36 kV。事故跳闸后，05:20，220 kV新平变110 kV母线电压为114.47 kV, 110 kV南恩变110 kV母线电压为117.94 kV，110 kV大红山变110 kV母线电压为117.71 kV。05:45，220 kV新平变110 kV母线电压为114.21 kV, 110 kV南恩变110 kV母线电压为121.3 kV，110 kV大红山变110 kV母线电压为121.07 kV，南恩变与新平变110 kV母线电压差为7.09 kV。

110 kV新南I回事故跳闸后，220 kV新平变侧检无压重合成功，因南恩、大红山片区独立网运行，110 kV南恩变110 kV侧母线电压正常，不满足检定首要条件，重合闸自动转入检同期方式，电压压差满足检定条件，因为角度差和频差不满足重合闸同期检定条件，10 s后(实际角度差无法查证，从装置检定条件反推应大于30 °)重合闸放电。

据查实，实际孤网运行频率为48.88 Hz，与主网相比下降了1.12 Hz，运行电压为117 kV。电网并列的条件是相序一致，相位相同，频率相同，电压相同。110 kV南恩变110 kV新南I回163号断路器合闸时，由于110 kV南恩变、大红山变片区独立网与主网频率相差过大造成了非同期并列。110 kV南恩变、大红山变片区独立网经非同期合闸冲击后发电机组跳闸，独立网瓦解，110 kV大红山变经110 kV备自投倒由110 kV双鄂大线供电，110 kV南恩变全站失压。由于主网系统大，合闸瞬间冲击影响较小，220 kV新平变110 kV新南I回134号断路器保护启动条件不满足。

3 事故暴露问题

(1) 调度员缺乏独立网运行的调控意识和技能，对电网的非同期并列危害认识不足，对集控站远方遥控是否能够经同期操作也未进行技术上的考虑和分析。

(2) 当班调度员在电网运行方式发生变化后，在电网解列为小系统运行的特殊方式时，对电网变化处理方案及操作风险考虑不充分。在事故处理过程中交流沟通不够，值班负责人监护不到位，未有效参与事故处理。集控站对小水电上网运行存在的风险认识不到位，对110 kV南恩变特殊的运行方式、接线方式、同期问题未引起重视，对可能存在的问题和危险预控不足。现场运行规程不完善，不能满足现场需要。

(3) 集控站运行人员与调度人员沟通不够，在事故处理中未能充分考虑当时的运行方式及操作目的。在调度下令合上110 kV新南Ⅰ回163断路器时，运行人员对不正确的操作指令未能及时发现并盲目执行。集控站运行人员面对特殊操作考虑不周全，在接到调度指令时未充分考虑在当时小水电与主网解列的特殊运行方式下，并网操作必须经同期并网装置才能进行，暴露出运行人员对110 kV南恩变小水电运行方式及设备不熟悉。

4 防范措施

（1) 按照“四不放过”原则，查清事故原因并召开事故分析会。通过此次事故教育全体职工，提高职工的安全意识。

（2) 完善《电网事故处理预案》，明确独立网运行情况下的事故处理原则及思路。结合调规的修编，增加独立网运行事故处理及电网频率、电压异常处理的规定。加强人员的技术业务学习，重视在岗培训。培训内容应与“应知”、“应会”、“三熟”、“三能”要求相结合，突出培训的针对性和实效性。培养调度员分析、判断事故的能力，加快经验型调度向技术型调度的转变过程。

（3) 梳理集控站与调度管理之间存在的问题，从技术上研究集控站遥控合闸经同期操作控制、远方投退重合闸等改进措施。

（4) 开展有针对性的事故应急演练，结合事故演练，查找、发现预案与预案、预案与现场处置方案之间衔接不够的地方，并对应急预案和现场处置进行回顾、总结、评估、修编。

(5) 对现场运行规程进行修编，在规程中明确同期并网装置的现场运行规定，分别说明同期合环操作、同期并网操作及不同期操作的操作步骤，并建立同期装置操作步骤规范对照表。开展同期并网装置工作原理、操作方法的培训，使每位运行人员均能熟练进行同期操作。针对生产人员在执行规程、标准、制度和作业指导书中存在的问题进行培训，提高人员的岗位技能水平，并对学习效果进行定期检验。

（6) 加强各级人员监督管理工作，以铁的纪律、铁的面孔、铁的手腕继续深入开展反违章工作，推进反违章长效机制的建立，在事前预防上下功夫，促使员工养成遵章守纪和按标准做事的良好行为习惯。