直流系统异常停运致保护拒动处理与预控措施分析

傅亦宏

（广东电网有限责任公司梅州供电局）

0 引言

根据变电站直流电源系统技术规范配置要求，目前110kV以上变电站都是配置双电双充的直流系统，但规范并未对35kV变电站直流系统配置要求作出明确说明，因此部分偏远地区35kV变电站依旧配置单电单充直流系统。随着直流系统运行年限增加，蓄电池容量降低是不可避免的问题之一，而且2022年也发布了珠海瓦特蓄电池组输出开关切换不到位的隐患排查整治文件，当蓄电池和充电机存在某些缺陷，或直流系统轮流停电定检只有单组运行时，就会存在直流系统故障停运导致保护拒动的可能，通过对直流系统故障保护拒动处理方法进行研究分析，有利于提高运行人员事故处理的效率和能力［1-2］。

1 案例分析

某日，110kV A站35kV AC线开关跳闸，重合闸不成功，35kV C站全站通讯中断，调度无法监视各级母线及站内间隔状态，同时35kV D站配置的远方备自投未动作，35kV CD线开关在分闸位置，导致35kV C站全站失压。变电站系统接线图如图1所示。

图1 变电站系统接线图

运行人员到达35kV C站检查发现，35kV C站全站失压，交直流系统失压，主控室及高压室一二次设备均失电，UPS装置未在工作状态。全站所有开关均在合闸位置，所有一次设备外观无明显异常。汇报给调度后，随后调度下令运行人员现场采用机械分闸方式断开35kV AC线开关、10kV故障线路及站内电容器开关。

随后调控合上35kV D站35kV CD线开关，35kV C站短暂恢复供电后，全站再次失压，交直流系统失压。现场检查发现10kV故障线路重合闸动作，开关在合闸位置。

最终，调度通过10kV馈线转供方式恢复10kV母线运行，站用电及直流系统再次恢复运行。随后运行人员将10kV故障线路停电检修隔离，并恢复无故障设备正常供电。

2 事件原因分析及改进措施

根据上述案例，我们可以从事件发生的直接原因和间接原因两方面进行分析，研究本次事件处理过程中存在的问题。

2.1 直接原因分析

案例中，35kV C站仅配置单组充电机及蓄电池组，投产运行时间长，存在蓄电池容量下降的重大缺陷，事件发生时蓄电池组存在蓄电池开路的紧急缺陷。

发生10kV线路近区永久性短路故障时，10kV母线受到较大的冲击，电压下降至接近于0，此时站用交流系统电压输出异常，导致直流系统充电机无法输出正常电压。在蓄电池组存在开路、容量下降、输出开关接触不良等故障的情况下，就会造成直流系统失压，全站二次设备及直流控制电源失电，全站保护装置运行异常［3］。根据继电保护通用技术规范要求，跳闸出口继电器的起动电压在直流额定电压的55%～70%之间，因此当10kV母线发生近区短路故障时开关将无法分闸隔离故障，最终越级跳开110kV A站35kV AC线开关。

其次，运行人员在现场开关机构实施机械分闸断开10kV故障线路时，未判断出重合闸不对应启动的情况，其原理图如图2所示。

图2 开关位置不对应启动重合闸原理图

通过分析开关位置不对应启动重合闸原理图可知，开关位置处于分闸位置，即TWJ＝1，而合后继电器KKJ在装置失电后，手动机械分闸无法复归KKJ合后继电器，即KKJ＝1，时间继电器SJ动作，经一定延时后，SJ接点闭合，中间继电器ZJV电压起动，ZJV接点闭合，ZJI电流自保持，合闸回路导通，合闸线圈HQ得电，重合断路器，使10kV故障线路开关重合于故障，交直流系统再次失压。最终采取10kV线路转供对10kV母线供电的方式，才恢复了交直流系统运行，一定程度延长了处理事件的时间。

2.2 间接原因分析

巡维中心和专业班组对直流系统存在运维不到位的问题。对频繁告警复归的蓄电池信号重视不足，错失了发现隐患避免事件发生的机会。当蓄电池核容不合格时，对可能造成的系统风险预估不足，未及时消缺或采取临时措施进行控制缺陷的发展，且蓄电池缺陷多次降级后仍在长期运行，并未制定相关的应急处置方案，对可能发生的事故事件缺少正确快速的处理方法。

3 直流系统停运保护拒动处理分析

当直流系统异常停运时，即使是普通常见的10kV瞬时接地故障，也会导致开关拒动越级跳闸进而导致全站失压。从案例中发生的事件过程，我们可以分析总结出处理因直流系统异常停运导致保护拒动的处理方法。

3.1 检查与汇报

当事件发生时，运行人员到达变电站后首先要做的就是检查，确定变电站设备状况并汇报。从对案例事件的原因分析可知，当直流系统停运保护拒动后的现象为：后台监控、五防计算机、二次保护屏柜等二次装置将黑屏停止运行，开关位置在现场检查均在合闸，可用验电器或在PT二次侧测量确认母线是否失压，使用万用表测量站用交直流母线电压确认站用交直流失压。然后将现场检查情况向调度进行第一次汇报。

由于保护装置失电无法获取故障间隔信息和保护动作情况，要检查所有一次设备以及蓄电池组的状态，确认站内设备有无缺陷。站用交直流系统恢复后要迅速确认保护装置的动作情况并记录动作信息，向调度进行第二次汇报。

3.2 恢复站用交直流系统供电

当确认站用交直流系统失电后，要尽快恢复站内交直流负荷正常供电，保证保护装置、五防系统、变电站自动化系统等二次设备的正常运行。

若变电站配置双电双充的直流系统，当事件发生时一组直流系统正在定检或者检修，而另一组直流系统故障停运时，应当优先考虑将检修中的直流设备恢复正常运行，从而恢复后台监控机和保护测控装置，进而可以控制其他正常一次设备恢复供电。

若变电站配置单电单充的直流系统，且存在某些缺陷导致蓄电池组无法恢复运行时，则应当立即联系应急发电车或启动应急发电机，恢复交流供电后再利用充电机恢复直流母线运行。

若应急发电车短时间无法到位，为防止事件等级扩大需要立即恢复送电时，则调度将可能下令将故障间隔断路器就地机械分闸隔离，再通过10kV馈线反供母线、试送越级跳闸线路等方式恢复10kV母线及站用变供电。此时要注意采取措施防止交直流恢复供电后因断路器机械分闸而触发保护的不对应启动重合闸功能，导致开关再次重合于故障线路，交直流系统再次失电。在断开故障开关，反供、试送母线前，应采取以下措施之一［4-5］：

（1）断开故障间隔开关控制电源；

（2）退出保护装置重合闸出口压板；

（3）将故障间隔转冷备用状态。

3.3 故障隔离与恢复其他设备供电

恢复站用交直流系统后，则可断开故障开关，拉开两侧隔离开关隔离故障，同时恢复其他馈线间隔和站内设备的运行，检查故障蓄电池组的状态，将故障蓄电池隔离并联系专业班组进行检查。对于单电单充直流系统，还应联系班组准备备用直流电源设备，防止缺陷消缺完成前再次出现此类事件。

4 事件发生后预控措施分析

开展隐患排查，强化缺陷跟踪。应当尽快完成故障蓄电池组的更换工作，同时运行人员要对同样是配置单电单充直流系统的变电站进行相关的隐患排查，特别是蓄电池组核容不合格，多次报蓄电池组电压异常等缺陷的变电站，要加强巡视维护，及时做好设备的动态评价并不断跟踪缺陷发展情况，并和运行专责及时沟通消缺安排，尽快完成对新旧35kV变电站直流系统双重化改造。

制定应急方案，加强事故预想。从此次事件可以看出，运行人员对直流系统故障，二次设备失电开关拒动的处理过程存在经验不足、思考不足、步骤方法不正确等问题。应当对此类事故事件开展事故预想，对直流系统不满足N-1配置的变电站制定相关的应急预案，提高人员的应急处置能力。

5 日常运维注意事项

为避免发生直流系统异常停运导致保护拒动的情况，对于直流系统的巡视维护，要重点关注直流充电机、直流馈线和蓄电池组的运行状态。检查直流充电机各整流模块运行正常，直流充电机、直流馈线屏柜上电源正常，屏柜内部空开、把手处于正确位置，交直流表计显示运行值正常，二次装置液晶显示正常，监测装置无异常告警，装置无异常振动、异常声音及异味；检查各直流馈线绝缘监测状态正常，无直流接地，交流窜入等现象；检查蓄电池组单节电池电压正常，无过压及欠压现象，运行温度正常，蓄电池无漏液鼓包，无异常声音及异味。

由于蓄电池对工作的环境要求较高，应在蓄电池室建设期间，依据南方电网变电站建设规范，做好相关土建电气的验收工作，采取安装防爆空调和防爆灯具、封闭窗户、暗敷线路等防火措施，保证蓄电池组投产运行后运行环境的稳定。

对于直流系统设备的巡视维护管理，运行人员要实时了解设备的运行状态，做好运维数据的对比分析，及时发现问题并与运行专责沟通处理，必要时应当做好相关的应急预案，避免出现因直流系统故障而扩大事故事件影响范围的安全隐患。

6 结束语

我国的电网建设呈逐年加快的态势，电网架构越来越可靠，但部分变电站由于项目投资、批次缺陷、蓄电池自身特性等原因仍然存在直流系统带缺陷运行的情况，随着运行时间的增加，案例中发生安全隐患的概率也会大大增加。运行人员必须做到未雨绸缪，有必要了解变电站直流系统运行原理和运维方法，提高运维人员技能素养和认知素养，对事故事件的发生做出正确、快速、安全的应对，保障变电站设备安全稳定运行。