隔离刀闸辅助接点故障引发变电站全站失压事故

吴家乐，于远鹏，高翠峰

（1.雅砻江水电开发有限公司锦屏水力发电厂，四川西昌 615000；2.雅砻江水电开发有限公司二滩水力发电厂，四川攀枝花 617000）

水电站多建在深山峡谷中，建设难度大。然而，水电站周边多均引接外来施工电源，作为保证厂用电安全可靠的备用电源，其在水电站厂用电系统中起到至关重要的作用，为全厂辅助设备的正常供电提供了又一道后备保护屏障，因此，施工变电站的安全可靠运行也不可或缺。作为全站集中控制和自动化控制来说，合理的配置重要电感元件、电容元件并提高其可靠性值得关注，通过采集全站电压量、电流量来作为判断设备状态、自动装置动作出口的依据。本文介绍了某220 kV施工变电站的全厂失压事故，因其主接线系统PT接线发生了改变，使站内自动化设备采集的电压量以及动作后果发生改变，由此导致在操作过程中的操作步骤、监视检查的项目也发生变化；但是站内值班人员未能及时有效的熟悉掌握。另外，站内检修维护人员未认真对设备安全可靠性进行细致检查，使整个系统带病运行，最终导致该起全站失压[1-3]事故的发生。

1 变电站主接线改造

某220 kV变电站是水电站前期施工过程中建设而成，包括变比为220 kV/10 kV、容量为252 MW两台主变压器，出线1、2两回出线，201M、202M两段220 kV母线，两段母线间设计有母联开关。正常情况下，两母线均单母分段运行，在出现故障或倒换线路时会联络运行。改造前，201M、202M和出线1、2上均设计有PT，如图1所示。因PT老化严重而使每年检修维护费用增多，故需更换；另外，为节约成本，站长决定拆除两段母线PT。故改造后，线路PT[4]兼作母线电压量采集作用，如图2所示。

2 全站失压事故发生经过

2.1 事故发生前

起初，该变电站的运行方式为：220 kV系统202开关合闸，2021、2022刀闸接通，出线2处于带电运行状态；2011、2012刀闸接通，201开关处于分闸热备用状态，出线1处于停运状态；联络开关200处于合闸状态；主变压器[5-6]1B、2B正常带电运行。另外，出线1的单相重合闸和三相重合闸功能均退出运行；出线2单相重合闸投入运行，三相重合闸退出运行。

图1 改造前的主接线图Fig.1 The main wiring diagram before the transformation

图2 改造后的主接线图Fig.2 The main wiring diagram after the transformation

2.2 事故发生经过

某日，该处持续刮风降雨，出线2多次出现单相跳闸后重合成功动作事件，多次对其所供应负荷造成停电影响，初步判断为出线2单瞬接地引起的，因该变电站所接外部电网线路途经高山，高大树木较多，沿线树木摇晃时可能碰到线路。雨停后，调度下令停运出线2进行检查，利用出线1进行供电。调度下达综合操作单：1）合上出线1开关201；2）检查出线1充电正常后，联系调度合上出线1对侧开关；3）检查出线1供电正常；4）拉开出线2开关202；5）联系调度拉开出线2对侧开关；6）检查出线2停运正常；7）检查出线2无压后，投入出线2两侧地刀。当天负荷轻的夜间，该变电站运行值班人员在计算机监控系统（以下简称“CCS”）上进行线路倒换操作[7-8]，22:15，CCS操作合上出线1开关201，运行人员检查201开关三相合闸正常后，即行操作2）、3）项，然后在CCS上操作拉开出线2开关202，此时，220 kV系统出线1相间距离Ⅲ段保护动作并出口跳闸（跳开201开关三相），最终造成该变电站全站失压事故。

2.3 影响及恢复措施

该起全站失压造成所有负荷全部停电，用户失去照明而无法办公；加热系统、饮水系统失电造成生活上困难；施工单位停止工作；正在启动运行的机械设备失电后，造成5人摔伤；因机械设备停运而延误工程进度。值班人员立即汇报调度员，该220 kV变电站全站失压，申请调度立即恢复出线2正常运行。经同意后，停止出线2线路检查工作，立即恢复出线2、整个变电站乃至所有负荷的正常供电。

3 事故原因

事故发生后，变电站保护班、电气班、自动班成员立即赶赴现场对设备进行检查分析。现场检查出线1开关201保护装置采集电压量、输送信号通道和动作出口功能均正常，但是保护屏上“PT断线”报警信号指示灯点亮，该重要信号只是接至后台机房，而未接至上位机，造成运行值班人员未及时发现故障。打印出线1故障录波图，对其波形进行分析可知，当合上220 kV出线1开关201时，出线1线路电压显示正常，但是201M母线电压显示为零，潮流方向是由201M流向出线1，此时“PT断线”报警信号指示灯点亮已经点亮，而此时变电站由出线2通过开关202向全站负荷供电；当拉开220 kV出线2开关202时，全站潮流方向改变为由出线1流向201M，此时220 kV出线1开关201保护装置无法检测到201M母线电压信号，保护装置启动出口跳开201开关三相，全站失压。

由此分析可知，兼作出线1和201M电压测量功能的1PT，在其测量201M电压量的控制回路上出现故障，检查201M有压控制回路，如图3所示，201M有压控制回路共由3部分并联组成，即：

1）出线1有压、线路PT刀闸、开关线路侧2012刀闸、201开关、开关母线侧2011刀闸常开位置辅助接点串联回路。

2）202M有压、联络开关靠201M刀闸2001刀闸、200联络开关、联络开关靠202M刀闸2002刀闸常开位置辅助接点串联回路。

图3 201 M有压控制回路Fig.3 Control circuit of 201 Bus with a voltage

3）主变压器1B有压常开位置辅助接点[9]。

图4 确认故障范围图3Fig.4 Graph 3 of the failure confirmation scope

通过对整个事故经过进行分析、报警信号核对，来明确故障部位，缩小故障范围。

①在倒换线路工作中，在操作有压系统上发生故障，所以初步分析故障范围可确定为1）、2）控制回路，如图5所示。

图5 确认故障范围图4Fig.5 Graph 4 of the failure confirmation scope

②在线路倒换时，因为检测出线1有压正常，故兼做出线1和201M电压测量功能1PT无故障，所以初步分析故障范围可缩小为1）的一部分、2）控制回路，如图6所示。

图6 确认故障范围图5Fig.6 Graph 5 of the failure confirmation scope

③在倒换线路工作中，未操作联络开关靠201M刀闸2001刀闸、200联络开关、联络开关靠202M刀闸2002刀闸；并且合上201开关送电操作过程中，未出现故障，所以初步分析故障范围可缩小为1）的一部分，如图5~6所示。

检查201M有压控制回路中开关线路侧2012刀闸、201开关、开关母线侧2011刀闸常开位置辅助接点后，发现开关母线侧2011刀闸常开位置辅助接点在2011刀闸合闸后未接通，电压切换重动并未启动。经过多年的运行，辅助开关老化严重，常出现“该动的不动、不该动的乱动”现象，勿动及接点不可靠，动作迟缓等现象，最终导致失压事故。

另外，该变电站220 kV系统主接线系统改造之后，在220 kV系统开关/刀闸/地刀操作汇控柜电压切换面板上重新加装了“201M有压运行”、“202M有压运行”、“联络有压运行”这3个指示灯，在合上出线1开关201后，“201M有压运行”应该点亮但却未亮，运行值班人员未及时进行现场检查，说明运行值班人员操作不准确，有遗漏步骤。经调查发现，检修维护人员在设备改造之后未及时将系统运行状态向运行人员交代清楚，导致事故发生。

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4 事故启示

本次220 kV变电站系统全站失压事故的发生，暴露出设备、技术、管理、培训等诸多方面的问题。任一起事故的发生都不是孤立存在的，它遵循事故“穿孔理论”，不安全事件在时间和空间上同时发生，便会引发事故。由此给我们如下启示：

1）该变电站实际运行10多年，设备老化严重，无法预料事故发生，故障发生几率急剧增多，给全站运维人员带来繁重工作量和很大的运维难度。

2）在设备检修期间，检修维护人员未认真做好设备检查及安全性评价，未做试验来验证辅助位置接点动作不可靠。

3）在全厂主接线系统发生技改后，检修维护人员未能及时将技改实施方案分享给运行人员，导致运行值班人员不清楚现场实际情况，操作有遗漏，出现流程上的错误。

4）整个变电站的设计改造有漏洞，改造后，全站各处重要信号均应引到监控主画面上，而非只是接入后台机房，便于运行值班人员实时监视。

5）运行值班人员操作过程中未检查到位。合上201开关后，只检查开关机械、电气指示正常后便继续操作，未检查220 kV汇控柜电压切换面板上“201M有压运行”点亮，更未检查整个保护装置屏是否有报警信号。

6）调度值班员在进行220 kV系统解并列操作时，未考虑到解并列对于电网系统潮流分布和流向的影响，未及时对220 kV系统保护装置相关功能投退做出调整；线路解列前退出220 kV线路备自投相关功能；在投入220 kV线路前，应投入线路保护相关功能，包括重合闸。

5 事故预防措施

1）更换2011刀闸常开位置辅助接点型号，以提高其动作可靠性和稳定性；为保证信息采集的准确性，可采取冗余措施，在控制回路中设置2对或3对常开位置辅助接点，以防止单对接点故障无法采集正确信号。重新检查全站开关/刀闸/地刀等设备的位置辅助接点，做好相关位置试验，确保动作可靠性、及时性。

2）加强培训力度。提高检修维护人员的工作责任心，并对其专业技术水平进行培训，加强设备定期检查、定期试验力度，强化考核奖惩力度。强化运行值班人员系统化思维的培养，将与运行专业相关的现场设备操作步骤、检查项目进行有效提炼、系统总结，并在操作票中做好体现。

3）完善检修运行操作规程。对于全站技改情况向全站各个部门、每位成员告知，学习技改的资料，完善改正运行规程、操作规程、操作票、运行图纸以及检修操作规程。组织全站员工对于该起技改进行专项培训，使每名员工均熟悉掌握。

4）完善全站规章制度。从此次事故中可以看到，该变电站在管理方面出现很大的问题和漏洞，需要对于全站的各项规章制度、管理流程做出重新梳理，改正错误的制度，完善不完整的规章制度，使整个变电站的管理做到“有章可循、有制度约束”，在技术培训、制度管理方面做足功夫。

5）规范调度标准、调度流程[10]。根据整个电网的构架结构、系统运行方式以及潮流分布情况，做好现场工作安全分析（JSA），对于危险点进行辨识，将保护的配置、定值的制定配合其中，熟悉掌握全电网系统各个设备保护功能投退情况以及投退的先后顺序，特别应当注意，在他运行方式发生改变之后，需要认识到潮流分布情况，以及应当重新调整保护功能的投退。

6 结语

变电站作为水电站外来施工电源的备用厂用电源，其安全稳定运行不可忽视。该起全站失压事故反映出了该单位在安全生产技术和管理[11]等多个方面、多出环节出现不合理、不正确问题。随着现场运行设备运行时间加长，设备老化现象显得尤为严重，一些不可测、不可预见的事故频繁发生，在开展各项工作之前，做好现场技术分析、安全分析，提高全站技术人员的专业技术水平，做好隐患排查治理工作，针对不可测事故的事故应急预案的编制均显得很重要；此外，加强现场运维人员的工作责任心，开展专项技能培训、技术交流，并且制定出符合现场运行实际的运行操作规程、调度规程，来指导现场人员的实际工作，同样不可或缺。

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