云南电网有限责任公司玉溪供电局 刘祺
2019年2月17日18 时07 分许，某地市局管辖110kV 某线路发生单相接地故障，此线路220kV 侧JC 变电站侧跳闸、重合闸动作，110kV 侧QL 变电站侧只跳闸，未重合闸。110kV QL 变电站内110kV 备自投装置动作，联切小水电1、3、4，未联切小水电2，未合110kV分段112断路器。110kV 备自投装置放电31s 后，小水电2 跳闸。事件发生前接线方式如图1所示。
图1 事件发生前系统接线方式
对事件发生过程进行梳理，有4 处地方不符合动作逻辑，分别如下。一是线路发生故障后，220kV 侧线路跳闸。重合闸，110kV 侧只有跳闸，未能够重合闸。二是在110kVⅡ段母线未失压的情况下，110kV备自投装置为何动作。三是110kV备自投为何未联切小电源2，导致逻辑放电。四是小电源2 为何在110kV 备自投装置放电31s 后跳闸，只自身保护动作跳闸还是由其他装置跳闸。
2.1 故障线路110kV侧未重合闸原因分析
查询定值单，110kV QL 变电站故障线路保护装置重合闸方式为“检母线无压线路有压”。查询说明书，检无压重合时“检母线无压线路有压”和“检线路无压母线有压”可组合使用，两者是“或”的关系。线路和母线均有压时重合闸方式自动转为检同期，同期合闸角为30°，重合闸时间1.2S。故障线路跳闸后110kV Ⅱ段母线电压波形如图2所示。
图2 故障线路跳闸后110kVⅡ段母线电压波形
从故障录波装置（中元华电ZH-5）提取的故障线路跳闸时刻及跳闸后波形可以看出，因挂有小电源2，在故障线路跳闸后110kVⅡ段母线电压持续升高，不满足检无压条件，重合闸方式自动转为检同期。对故障发生前波形分析，虽然进线1 和进线2（故障线路）来自两个不同的系统，但波形基本一致（有效值，频率，角度），因此可以将110kVⅠ段母线A 相电压看作进线2（故障线路）的线路电压。对进线2 跳闸后的波形进一步分析，直至小电源2跳闸10kVⅡ段母线失压，无任何一个1.2s区间满足母线电压和线路电压（110kVⅠ段母线A相）角度差为30°。
至此，进线2（故障线路）未重合闸原因查清，110kVⅡ段母线挂有小电源2，所以不满足无压条件，又因无任何一个1.2s 区间内母线电压和线路电压角度小于30°，所以不满足同期条件。
2.2 110kV 备自投装置不正确未联切小电源2 原因分析
由图2可知，进线2（故障线路）跳闸后110kVⅡ段母线并未失压，但110kV备自投装置（国电南自PSP-643U）依然动作，不符合常规备自投启动逻辑。查询装置说明书，当充电完成后，检线路电压控制器投入时，进线1或进线2跳闸且相应线路无流，备自投亦可动作。
至此，110kV备自投装置在110kVⅡ段母线未失压情况下动作原因确定为110kV备自投装置只需有进线1或进线2跳位且相应线路无流就可启动。此启动条件与常规逻辑不同。
2.3 110kV备自投装置未联切小电源2原因分析
按照装置逻辑，110kV 备自投动作后需要再次跳进线2 并联切4 条小电源。但110kV 备自投动作后只收到进线2 和小电源1、3、4 跳位反馈，直至放电31 秒后才收到小电源2 跳位反馈，此时间和故障录波装置录到的小电源2跳闸时间一致。
因小电源2 已经由合位跳闸为分位，所以可以确定由保护装置（操作箱）到断路器段控制回路完好，故障范围可以缩小到110kV备自投装置到小电源2段回路。
110kV 备自投装置跳小电源2 跳闸回路示意图如图3所示。
图3 110kV备自投装置跳小电源2回路图
小电源2 保护装置（国电南自，PSL621D）于2008年投运，屏柜内端子设计紧凑，接线排列紧密，只设计了STJ（手跳继电器）及保护跳闸继电器，无TJR永跳继电器。测量110kV备自投装置跳小电源2 回路发现，1CD7 带正电，1KD7 不带电。小电源2 保护装置STJ 接入的4D38 与4D39 端子短接，4D38 端子外侧接入110kV 备自投装置跳183断路器回路(BT-134E/133)和110kV 母线差动保护跳183断路器回路(NZ-121/35)两根电缆芯线，内侧端子接1n11×4（测控装置遥分接点），4D39 端子外侧接入频率电压紧急控制装置跳183 断路器回路芯线，端子内侧接入测控装置手动跳闸回路芯线（1-6D23）。现场检查发现4D38 端子外侧接入的110kV 备自投装置跳183 断路器回路(BT-134E/133)芯线松动，与端子呈脱离状态。小电源2 手跳端子（4D38、4D39）现场端子接线照片如图4所示。110kV 备自投装置未联切小电源2 原因确定为110kV备自投装置联切小电源2回路接线松动。
图4 现场端子接线照片
2.4 小电源2跳闸原因分析
110kVⅡ段母线电压频率变化如图5所示。
图5 110kVⅡ段母线电压频率变化
进线2（故障线路）跳闸后，小电源2带110kVⅡ段母线、110kV#2主变及主变中、低压侧负荷孤岛运行。因所挂负荷与小电源2 的输出功率相差悬殊，110kVⅡ段母线电压频率持续上升，最高升至67.78Hz。
110kV QL 变电站频率电压紧急制动装置运行频率范围为45～55Hz，大于55Hz 或小于45Hz 装置不动作，高频第Ⅰ轮动作切小电源1、小电源2，定值为52Hz、0.5s。由故障录波图可以看出，110kVⅡ段母线电压频率由52Hz 上升到55Hz，闭锁了频率电压紧急控制装置，上升过程用时0.4s，小于定值0.5s，频率电压紧急控制装置不动作。经过5.7366s 后，110kVⅡ段母线电压频率达到最大值68.745Hz，之后频率开始下降，经过15.950s 后110kVⅡ段母线电压频率再次回到52.007Hz（母线电压频率由高到低不会启动高频功能），经过2.602s后110kVⅡ段母线电压频率降低为51.252Hz。由下一个录波图可以看出，110kVⅡ母线电压频率再次上升为52.309Hz，基本无变化，满足频率电压紧急控制装置高频第I 轮定值52Hz，频率电压紧急控制装置动作跳开先电源2 断路器。由于事件发生后，装置死机，重启后无动作报文，不能直接确定小电源2 为频率电压紧急控制装置切除。但是，装置面板“频率动作灯燃亮”“第一轮动作灯燃亮”，可间接证明小电源2 为频率电压紧急控制装置切除。频率电压紧急控制装置现场照片如图6所示。
图6 频率电压紧急控制装置现场照片
至此，整个事件的过程已经梳理清晰。进线2发生故障后，因110kVⅡ段母线挂有小电源2 导致不满足检无压和检同期条件，重合闸未成功；
因110kV 备自投装置只要有进线跳位且无流即可动作，110kV 备自投装置在母线未失压的情况下动作；
因联切小电源2 跳闸回路接线松动导致本间隔未切除，110kV 备自投装置动作失败放电；
孤岛运行情况下，110kVⅡ段母线电压频率开始升高，达到频率电压紧急控制装置高频第一轮动作定值而被切除。
3.1 预防措施
对新建、改扩建工程（特别是新老装置交替的工作）从设计、施工、验收各个环节把关，严格执行《南方电网继电保护通用技术规范》5.3.3.4 条款“对外每个端子的每个端口只允许接一根线，不允许两根线压接在一起”，对不满足要求、接线工艺差的坚决予以整改[1]。对新增备自投装置，严把入网关，对不符合《南方电网备自投装置配置与技术功能规范》相关技术标准的禁止入网。
3.2 整改措施
对于运行设备，若二次接线不满要求，存在一个端子内压接两根芯线或接线工艺差存在持久拉力的情况，可以结合定检进行整改。对于重要的设备，如备自投等安自装置，若存在上述问题可单独制定停电计划进行相应整改，防患于未然。对110kV备自投装置进行升级，按照《南方电网备自投装置配置与技术功能规范》5.9.4 条款“对于带有小电源的站点，若主供电源跳闸后母线仍在无压定值之上，则备自投装置不应放电，待母线无压后，备自投应可立即启动”要求，启动逻辑取消跳位启动判据，改为母线失压判据，动作逻辑增加有选择性联切小电源判据，110kVⅠ母失压只需联切小电源1、3、4，110kVⅡ母失压只需联切小电源2、3、4。
备自投装置是变电站中重要的安自装置，但因其回路、逻辑复杂，不正确动作事件时有发生。技术人员必须从设计、施工、验收各环节严格把关，对不符合接线标准、接线工艺差的坚决予以整改，对不满足技术标准的装置坚决不予入网，从源头将隐患消除。对于存量设备，根据轻重缓急，可结合定检作业，亦可制定专门作业计划，对不满足技术标准及时予以整改、消除。
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