110kV线路PT断线造成某变电站“非同期”并网事件探究

110kV线路 PT断线造成某变电站“非同期”并网事件探究

夏超 1 陈琼 2 沈铁飞 3

1 2四川能投发展股份有限公司、单位所在城市成都市温江区、单位邮编 611130 3单位所在地四川省宜宾市高县庆符镇、单位邮编 645154

摘要：某变电站在孤网同期并网过程中，因110kV线路PT二次回路接触不良，造成某变电站发生“非同期”并网事件。同期并网时需满足三条件：电压相等、频率相同和相位一致。非同期并网会对电网造成很大的危害，可能会造成跳闸解网。本文主要通过对“非同期”并网过程的故障录波、测控同期、保护动作的数据、动作过程进行分析，查明故障原因，处理故障并制定防患措施。

关键词：变电站；PT断线；非同期；并网；

　一、事件经过
　　乙变电站110kV某线路是A、B两县电网之间新建联络线，投入运行仅一月余，电网结构参数如下图：

运
行方式为A县甲站并入系统电网，110kV某线121开关处于带电运行状态，乙站侧156开关在热备用状态，水电站孤网模式带乙站等负荷运行。23时27分左右，准备将乙站孤网系统通过156开关检同期并入A县电网，按照操作程序，后台操作合乙站156开关，发出合闸指令，后台显示156开关合上，保护报距离加速段动作，各站报低电压告警，156线路显示已有电流。经联系A县调度，对侧121开关未跳闸，但各站报低电压告警。

事件发生后，通过打印保护故障录波图，提取故障录波装置录波文件，并核对保护、测控同期定值及压板投入情况，保护定值重合闸功能退出，保护重合闸灯未亮，无重合闸动作报告。本次事件特别之处在于保护显示距离加速段动作，重合闸未启动，开关在合位。动作报告如下：

1.测控同期装置动作报告：压差60.5V、频差50.8Hz、角差151.5°；现采样数据：压差5.6V、频差0.004Hz、角差8.2°。采样误差很大，合闸时压差、频差达到额定值，处于无压状态，查阅后台线路电压记录曲线，发现电压曲线断断续续，初步判断采样回路有问题。

2.保护装置：距离加速段动作，各支路CT变比为600/5A,故障参数如下：故障类型：ABC，故障测距：0KM,故障阻抗：-0.384-1.955j欧，故障电流：21.3A，故障回路电压：42.41V，最大差动电流0A，从保护录波图中可以看出156开关合闸过程中线路PT电压正常，A相线路和母线电压角差很大，形成了2556A的冲击电流，而测控装置电压不正常，线路电压从屏柜端子上分接，排除线路PT有故障。

3.从故障录波图中可以看出156开关因非同期合闸冲击电流大，压降大，因是在开关合闸时产生故障电流，所以是距离加速段动作而不是距离1段动作。26mS保护距离加速段动作跳闸出口，约70mS后三相故障电流消失，156开关切断故障电流。约8秒后，断路器合闸，本次合闸A相角差在120°左右，冲击电流比第一次稍小，保护未动作，系统产生了振荡，经过十来秒后，系统趋于稳定运行。

2. 原因分析
   　　同期的三个条件是压差、频差在允许值范围内时应在相角差φ为0°时完成并网。压差和频差的存在将导致并网瞬间并列点两侧会出现一定有功功率和无功功率的交换，正常并网情况下，发电机对系统并网时的这种功率交换都具备相当承受力，最好是在相差φ为0°时完成并网。本次并网过程中是两县联网线路，两侧开关属不同公司的平级调度，相互之间不能看到对侧电网运行状态。操作人员接调令后，在后台远方向156开关测控同期装置发合闸命令，由同期装置自动判断是检无压或者检同期，后台未设选择检同期合闸选项，测控同期装置定值整定为检无压、有压检同期，因一侧未检测到电压，装置逻辑判断为检无压，造成非同期并网事件。同期装置记录压差60.5V、频差50.8Hz、角差151.5°，从同期压差和频差值来看，就是属于一侧没有检测到电压，查看后台电压记录曲线，线路电压断续，波动幅度巨大，检无压非同期并网，因冲击电流过大，造成保护动作跳闸。

156开关转检修后，检查156开关测控同期装置线路侧PT电压回路，发现其背板电压端子接触不良，螺丝滑丝，属屏柜厂家安装质量问题。更换备用螺丝压紧后，通过继保测试仪输入额定电压，装置显示电压稳定正常，压差、角差为0，分别通过远方、就地、检无压，检同期合闸功能测试，在满足定值条件时正确动作，不满足定值条件时不动作，测控同期装置测试合格，线路PT电压回路接触不良造成非同期故障排除。

分析156开关自动合闸的问题，初步判断可能与保护装置有关系。我们对156线路保护进行第一次试验。

检查156线路保护定值和压板与故障时一致，重合闸功能退出，保护合闸硬压板退出。通过继保测试仪对保护装置输入故障电流、电压，模拟故障状态，就地操作合闸开关，156开关合于故障，合闸后立即跳开，报距离加速段动作，约8秒后开关自动合闸，保护重合闸指示灯未亮，无报文显示。根据模拟故障结果初步判断，其动作结果和上次非同期并网现象一致，开关自动进行了重合，保护重合闸逻辑未启动，硬压板已退出，不应是保护装置发出的合闸信号。为了验证不是保护装置发出的合闸信号，进行第二次试验。因156开关跳闸后约8秒左右开关自动合闸，在开关跳闸后立即切断保护装置电源，看开关是否会再次合闸。通过试验，156开关再次自动合闸，确定不是保护装置重合闸发出的合闸信号，难道是测控装置发出的合闸信号？

为了验证是不是测控同期装置发出的合闸信号，进行第三次试验。在开关跳闸后立即切断测控同期装置电源，通过试验，156开关再次自动合闸，确定也不是测控装置发出的合闸信号，因为正常分闸时都不会出现再次自动合闸，只有合于故障时才会出现此种情况，故障分析一时陷入迷途。保护和测控装置不是一个厂家的产品，由保护厂家购买外厂的测控同期装置组屏，也有可能两个厂家装置设计配合上的问题，也可能是二次回路接线问题。我们查阅说明书、设计图纸，照图核对了二次接线，均未发现问题。

后来在试验动作过程中观察断路器动作情况，每次在储能过程中的固定位置，开关自动合上，经分析，可能是因为合闸时间极短，断路器防跳继电器一直动作未复归，待断路器储能到辅助接点接通合闸回路时，断路器自动合上去。拆掉断路器防跳回路，再试验，开关未再次合闸，接入保护装置防跳回路，再试验，开关未再次合闸，故障排除。

三、整改防患措施
　　因是新投设备，屏柜设备在安装调试时端子紧固检查不到位，对该屏柜所有端子进行紧固，确保端子压接良好。加强各点遥测数据监测，对有异常数据的设备进行检查分析，及时消除隐患，确保设备良好运行状态。加强县间电网调度信息沟通，调度、集控站、电站运行人员在开关同期并网操作前一定要先确认线路两侧开关运行状态，电压、频率是否在正常范围内，确认无误后，再检同期合闸操作，将事故消除在萌芽中。