一起关于智能变电站设备故障导致主变跳闸的分析

一起关于智能变电站设备故障导致主变跳闸的分析

解明健,刘明江,李东波

云南电网有限责任公司红河供电局云南省蒙自市661100

摘要：智能变电站是采用先进、可靠、集成和环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和检测等基本功能，同时，具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策和协同互动等高级功能的变电站。本文主要分析一起某110kV智能变电站合并单元装置故障导致主变跳闸的问题，通过对该事件经过、事件初步分析、保护动作分析、暴露问题等得出相应的防范措施，减少类似事件的发生。

关键字：智能变电站；合并单元；主变跳闸。

0引言

智能变电国内智能站采用较多的是三层两网的结构。

三层即站控层（监控主机、数据通信网关、数据服务器、综合应用服务器、操作员站、工程师工作站、PMU数据集中器和计划管理终端等）、间隔层（继电保护装置、测控装置、故障录波装置、网络记录分析仪、及稳控装置等）、过程层（合并单元、智能终端、智能组件等）。

两网即站控层网络、过程层网络。站控层网络设备包括站控层中心交换机和间隔交换机。站控层中心交换机连接数据通信网关机、监控主机、综合应用服务器、数据服务器等设备间隔交换机链接间隔内的保护、测控和其他智能电子设备。间隔交换机与中心交换机通过光纤连成同一物理网络。上期提到过，站控层和间隔层之间的网络通信协议采用MMS，故也称为MMS网。网络可通过划分VLAN（虚拟局域网）分割成不同的逻辑网段，也就是不同的通道。过程层网络包括GOOSE网和SV网。GOOSE网用于间隔层和过程层设备之间的状态与控制数据交换。GOOSE网一般按电压等级配置，220kV以上电压等级采用双网，保护装置与本间隔的智能终端之间采用GOOSE点对点通信方式。SV网用于间隔层和过程层设备之间的采样值传输，保护装置与本间隔的合并单元之间也采用点对点的方式接入SV数据。

1事件分析

    2022年7月,某局110kV智能变电站发生一起因合并单元故障造成主变跳闸的事件。

1.1 事件经过

02时11分，地调监视到110kV#1、#2主变差动保护动作跳闸，跳开110kV#1主变10kV侧、35kV侧断路器、110kV出线1断路器（内桥接线），110kV#2主变差动保护动作跳闸，跳开110kV#2主变10kV侧、35kV侧断路器、110kV出线2断路器。跳闸发生后，值班调控员立即通知运行人员相关保护动作信息，指令运行人员到站现场检查。

03时35分，运行人员到达变电站并检查站内情况，经检查跳闸间隔一次设备均无异常。检查二次设备发现，110kV#1、#2主变A套保护装置比率差动保护动作，110kV内桥合并单元A套告警灯亮，发“采集器3异常”，其余二次设备检查无异常。

10时27分，运行人员许可专业人员开展110kV#1、#2主变绝缘油取样、110kV内桥2A0、110kV洲拉T线2A4、110kV#1主变及35kV侧8A1、10kV侧1A1断路器、110kV锡拉T线2A3、110kV#2主变及35kV侧8A2、10kV侧1A2断路器检查，110kV#1、#2主变保护装置、故障录波装置、110kV洲拉T线、锡拉T线、内桥合并单元检查工作。

14时00分，经现场检修专业人员检查110kV内桥2A0、110kV洲拉T线2A4、110kV#1主变及35kV侧8A1、10kV侧1A1断路器、110kV锡拉T线2A3、110kV#2主变及35kV侧8A2、10kV侧1A2断路器间隔设备无异常。

15时42分，110kV#1、#2主变油样试验合格。

16时09分，保护专业人员检查发现110kV内桥合并单元A套采集器3损坏，运行人员向调度申请将110kV内桥2A0断路器转冷备用，退出110kV内桥合并单元A、B。

1.2 现场初步检查分析情况

1.2.1主变保护动作情况

a、110kV#1主变保护A套比率差动保护动作3次，B套保护未动作。

b、110kV#2主变保护A套比率差动保护动作4次，B套保护未动作。

1.2.2故障录波检查

录波数据显示，虽然内桥断路器2A0在分位，但此时2A0断路器A套合并单元C相电流出现异常扰动波形。（如图1）

图1  桥开关2A0电流波形

此时，#1、#2主变保护装置A套差动电流超启动值，保护启动，但未达到差动动作值；2A0 桥断路器C相电流幅值有增大趋势，最大差流达3.766A，进入差动保护动作区，#1、#2主变保护比例差动动作。

1.2.3综合分析

A、分析2A0断路器A套合并单元电流波形，电流真有效值达30安，基波有效值达6安，高次谐波含量超100%（见图2）。电流波形呈现不规则锯齿状，偏向时间轴一侧，判断该电流不具备典型故障电流波形特征，同时主供线路及主变中、低压侧无明显故障电流，由此排除一次设备故障问题（见图3）。

图2  2A0电流谐波含量

图3  #1、#2主变各侧电流录波图

b、110kV某变#1、#2主变保护装置型号为CSC-326，装置差流计算采用Y侧转角。分析#1、#2主变保护A套差流，2A0断路器A套合并单元C相电流基波有效值为6A，远大于此时负荷电流0.75A，根据差流计算公式:

IcdB=("IHB1"-"IHC1"+("IHB2"-"IHC2")+"IMB"-"IMC") / 1.732 + "ILB1" - "ILC1"

IcdC = ("IHC1"-"IHA1"+("IHC2"-"IHA2")+"IMC"-"IMA") / 1.732 + "ILC1" - "ILA1"

2A0断路器A套合并单元C相电流将导致B、C相差流异常，同时，由桥开关2A0电流波形可看出，C相电流多次重复出现不规则锯齿波形，且计算差流进入差动保护动作区，导致差动保护重复动作，与保护实际动作情况一致；保护动作行为正确。

c、因2A0断路器在分闸位置，本不应有电流，与2A0相邻的断路器TA也没有反应出故障电流，排除断路器与TA间故障和主变内部故障的可能性。同时，A套合并单元面板发“采集器3异常信号”，用手持式测试仪检查合并单元，有异常模拟量输出，判断2A0断路器合并单元A套有异常。

综上所述，一次设备检查无故障，2A0合并单元A套采集器3故障导致合并单元采样数据解析错误，#1、2主变保护根据错误的采样数据计算出的差动电流达到动作值，#1、2主变A套保护差动动作跳闸，保护动作行为正确。

2 事件原因

2.1 110kV内桥2A0合并单元A套输出模拟量异常，导致#1、2主变计算差流值超过差动保护定值，从而导致主变差动保护动作跳闸。

2.2 2A0桥断路器A套合并单元采集器生产质量把控不严，合并单元激光送能插件C相的激光功率明显异于A、B相激光功率；长期的恶劣运行工况导致采集器损坏，进而使得合并单元解析数据错误，造成#1、2主变保护动作跳闸 。

3 暴露问题

3.1  110kV某变电站的电子式互感器及新宁光电的采集卡设备质量差、制造工艺较差，统计近年运行情况，共发生电子式互感器本体和采集卡相关缺陷4次，更换了相关插件2次。

3.2  装置已运行近10年，生产厂家不再生产相同型号备品备件，造成备品备件采购周期长，缺陷不能及时消除。

3.3  同型号设备存量低，装置运维经验不足，现场故障排查吃力。

4 防范及整改措施建议

4.1 开展变电站合并单元隐患专项排查。组织对在运智能变电站合并单元（特别是新宁光电产品）开展全面排查，重点排查合并单元输出采样值是否正常、数据异常报文数是否增加、采集器输出电压是否合格并形成问题清单，立即组织开展整改。

4.2 集中开展智能站方向技术培训。重点完善保护装置故障录波调取、报文分析、合并单元数据调取等作业表单，减少对厂家的依赖，提高运维人员业务技能水平。

4.3 加强激光送能插件管理，将激光送能插件纳入电源插件管理模式，定期开展插件更换。

4.4 电子互感器网采模式的合并单元缺陷较多，需加快实施电子互感器改造项目，将电子互感器网采模式改为模采网跳模式。

5 结语

智能变电站经过这些年的升级改进已处于较为成熟的阶段，但对于早期智能变电站存在的缺陷多、设备质量差、隐患处置困难等问题仍未及时解决。基于该事件，变电专业应积极开展相关培训，重点关注合并单元采样、激光功率、装置内部“数据异常条目数”的变化情况，同时缩短运维周期，建立“一单元一册”，动态更新及时分析，发现采样异常、激光功率异常、异常数据条目数次数增加等情况，及时联系专业人员处置，避免事故事件频发。

6 参考文献

［1］周程.张智超.徐曼.智能变电站的继电保护系统可靠性.电子技术及信息科学，2022.51（07）

［2］周瀛.李勇.宋庆.智能变电站的继电保护应用分析.电子技术及信息科学，2021.50（02）