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)