ＤＯｈ １ ０．Ｉ ３８８２￣．ｃｎｋｉ．ｎｃｄｑｈ．２０１ ６．０９．００９ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ＆Ｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅ 智能变电站事故分析及运维处理措施 刘增金，赵大伟，杜蘅 （国网江苏省电力公司检修分公司淮安分部宿迁运维站，江苏宿迁２２３８００） 摘要：随着众多智能变电站工程的投产运行，智能变电站的软肋也逐渐显露，主要体现在继电保护二次 部分，集中表现为电子式互感器设备异常、ＧＯＯ８Ｅ回路异常、智能终端设备异常、控制回路异常和继电 保护设备异常。对近年来智能变电站发生的事故进行分类剖析并给出解决措施，针对智能变电站事故特 性提出智能站运行维护发展构想，并提出未来不再采用电子式互感器，及对智能终端和合并单元、虚端 子回路、二次安措设置等改进措施。 关键词：智能变电站，事故分析 虚端子 处理措施 中图分类号：ＴＭ５６１【 文献标志码：Ｂ 文章编号：１ ｏ０３－０６６７（２０１ ６）０９－００２７－－０３ 随着智能电网建设推进，投运的智能变电站数量暴 １．４继电保护设备异常 增，智能变电站自身的缺陷问题也逐渐暴露。光纤替代传 ・ 主要包括采集异常、ＧＯＯＳＥ异常、保护装置外接同 统电缆回路、虚端子技术的应用、合并单元和智能终端整 步信号异常、电源异常以及主ＣＰＵ设备异常。 ５智能终端设备异常 合组件模式的使用及电子式互感器的推广应用。由于保护 １．装置无端子，无连线，所有信息都隐没在光纤中，先进技 术应用给智能站运行维护带来不少麻烦。 分析，提出相应的解决方案和改进措施。 主要包括装置异常、开出自检异常、开入异常和 ＧＯＯＳＥ收发异常。 本文对近年来国内智能变电站发生的事故和异常进行 １．６二次安措设置异常 主要体现在布置安全措施时的二次设备虚端子软压板 的投退与否以及投退顺序的操作会引起设备的异常或事故 的发生，其原因是常规回路与虚端子回路差异化带来的问 １ 智能变电站故障点分析 智能变电站通过采用先进、稳定可靠的智能设备，如 题。 电子式互感器，合并单元，智能终端等，达到信息传输网 络化、传输介质光纤化、通信标准统一化，信息应用一体 同互动等功能的变电站。 ２智能变电站事故案例及分析 化，并实时支持电网在线自动控制、决策、智能调节、协 ２．１智能终端设备异常案例 事件一：５００ ｋＶ西津渡变，２０１５年９月７日２３：２６， 鉴于智能变电站的传输光纤化、通信一体化、设备智 西茅５０２２开关Ｂ套智能终端ＧＯＯＳＥ接收中断告警。 能化和信息传输网络化的特点，在运行过程中可能导致继 ２３：３１，西茅５６７２线Ｂ套线路保护接收５０２２开关ＧＯＯＳＥ 电保护出现以下几个方面问题。 １．１电子式互感器设备异常 中断告警。２３：４４，西茅５０２２开关Ｂ套智能终端告警。 处理措施：申请网调将西茅５０２２开关第二套开关保 主要包括合并单元异常、采集单元异常、采集器与合 护和西茅５６７２线第二套线路保护及远跳由跳闸改接信号。并单元数据光纤断线或虚断、互感器本体异常以及光纤回 路或电源回路异常等。 １．２ ＧＯＯＳＥ回路异常 事故原因：检查发现５０２２汇控柜内Ｂ套智能终端 ＰＣＣ－２２２至５０２２开关保护尾缆收发两芯均断芯、至５６７２ 第二套保护尾缆收发两芯均断芯、至组网（Ｂ网）收断芯、 主要包括光纤回路异常、过程层交换机电源消失、智 Ｉ母第二套母差至５０２２智能终端Ｂ套发送光缆断芯，现能终端与交换机光纤断、交换机设备异常以及相关设备 场更换损坏尾纤后，所有装置恢复正常。 ＧＯ０ＳＥ端口异常。 １．３控制回路异常 主要包括控制回路异常和控制电源异常。 ｌ星 Ｉ暮 事件二：５００ ｋＶ西津渡变，２０１５年１２月２８日 ｝嚣 ２２：５８，５０１２开关智能终端Ｂ套报装置异常信号。 ｆ晕 Ｉ罨 薯 ２０１５年１２月２９日０２：２９，５０１１开关智能终端Ｂ套Ｉ蓦 １２。Ｊ ６＃－￣０９期 ３５２期蓑艟童化囡 Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ＆Ｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅ 报装置异常信号。 事故原因：光纤接线盒，发现尾纤多处断裂，破损严 段母线Ａ套差动保护。 １７：３７，运行人员按调度令开始操作恢复２２０ ｋＶ Ｉ一Ⅱ 线Ａ套差动保护“投检修”压板后，操作批量投入各间隔 １７：４２，Ｉ一Ⅱ段母线母差保护动作，跳开Ｉ一Ⅱ母 及拉墨Ⅱ线２４２开关（曲墨Ｉ线２４３开关、曲墨Ⅱ线２４４ 开关因“间隔投入软压板”还未投入，未跳闸），事件没 重并在光纤接线盒内发现小动物的排泄物，诊断为小动物 段母线及Ⅲ一Ⅳ段母线Ａ套差动保护，在退出Ｉ一１Ｉ段母 啃咬所致。 事故处理：对５０１１开关智能终端Ｂ套更换第１组 的“ＧＯＯＳＥ发送软压板”和“间隔投入软压板”。（Ｔ１／Ｒ１）、第２组（Ｔ２／Ｒ２）、第４组（Ｔ４／Ｒ４）共３组尾纤、 更换后，智能终端Ｂ套与各保护装置之间通信恢复正常， 告警消失。 ２．２合并单元异常案例 ５０１２开关智能终端Ｂ套更换全部尾纤。对以上尾纤进行 母联２１２开关、２号主变２３２开关、拉墨Ｉ线２４１开关以 有造成负荷损失。 原因分析：在恢复２２０ ｋＶ Ｉ一１１段母线Ａ套差动保 护过程中，运行人员错误地将母差保护“投检修”压板提 事件一：２０１５年３月２３日１４：２０，夏金变５００ ｋＶ Ｉ 母第二套母差保护动作（Ａ相故障），５００ ｋＶ Ｉ母５０４１、 ５０５１、５０６２开关均三相跳闸。夏信５８７１线第二套保护动 前退出，并投入了Ｉ、Ⅱ母各间隔“ＧＯＯＳＥ发送软压板”， 作，５０４２开关Ａ相跳闸重合成功。 使母差保护具备了跳闸出口条件，在批量投入“间隔投入 事故分析：现场查看了夏金变一、二次设备，检查核 软压板”过程中，母差保护出现差流并达到动作门槛，母 对变电站保护装置信息、故障录波信息、压板投入及保护 差保护动作。 定值，分析保护动作情况及故障录波报告，调阅了变电站 ２．５二次安措设置事故案例 监控系统事件记录。 事件经过：２０１４年１Ｏ月１９日３：５９，３３０ ｋＶ永登变 从网络报文分析仪分析：５０４１开关第二套合并单元 永武一线１１号塔发生异物短路。永登变１号、３号主变 Ａ相的ＡＤ１及ＡＤ２采样电流均发生畸变，二次峰值达到 高压侧后备保护动作，跳开三侧开关，７５０ ｋＶ武胜侧武 ０．７２ Ａ，与故障录波图波形吻合。 永二线零序ＩＩ段保护动作，３３０ ｋＶ永登变及所带１１０ ｋＶ 事故原因：５００ ｋＶ夏金变继电保护采用常规互感器＋ 华藏寺、蓝星硅、中堡、祁连、屯沟湾、满城、大同等８ 合并单元采样模式，所采用的模拟量输入式合并单元因Ａ 座变电站、１１０ ｋＶ侯家庄牵引变和１座１１０ ｋＶ水电站失 相小，电流互感器二次侧管脚间歇性接触不良导致双ＡＤ 压，损失负荷１ ７８ Ｍｗ。相关部门立即组织故障隔离和供 采样数据异常，母线保护和线路保护感受到差电流，进而 电恢复，６：５０，永登变损失负荷全部恢复，１１：４３，恢复正 引起保护误动作。查明母线跳闸原因为５０４１开关第二套 常方式运行。 合并单元故障，导致采样值异常。 事故分析：１０月１３—２７日，永登变２号主变及三侧 事件二：３３０ ｋＶ唐乃亥智能变电站合并单元的ＦＰＧＡ 设备智能化改造工作。１５日，现场运维人员根据工作票 芯片工作异常，造成装置输出电流电压波形异常，线路保 所列安全措施内容，投入３３２０开关合并单元Ａ、Ｂ套“装 护、母线保护感受到差电流，进而引起保护误动作。 ２．３电子式互感器异常案例 置检修”压板后，发现永武一线Ａ套保护装置“告警”灯 亮，面板显示“３３２０ Ａ套合并单元ＳＶ检修投入报警”； ２０１４年４月宾金特高压直流投运以来，宜宾站电子 永武一线Ｂ套保护装置“告警”灯亮，面板显示“中电流 式互感器共发生１４次测量故障，其中激光发射板故障９ 互感器检修不一致”。 次、远端模块故障５次，共造成２４套次直流保护装置工 作异常或单套装置误发跳闸信号，厂家仅采取更换板卡、 保护动作情况：１Ｏ月１９日３：５９，永武一线路Ａ相接 地故障，７５０ ｋＶ武胜侧距离Ｉ段保护动作，３３６１、３３６０ 光纤或重启测量装置等措施临时解决问题，并未找到故障 开关跳闸，经６９４ ｍｓ，３３６１开关重合动作，又经８３ ｍｓ， 原因，导致异常频发，对宾金特高压直流安全运行造成严 重合后加速保护动作，跳开３３６１、３３６０开关；永登变侧 重威胁。 永武一线保护未动作，１号、３号主变高压侧零序后备保 护动作，跳开三侧开关；永武二线零序ＩＩ段重合后加速保 事故原因：宜宾站电子式互感器产品质量存在缺陷， 羞ｌ 给现场安全运行留下极大隐患。电子式互感器技术仍然薄 护动作，跳开３３５２、３３５０开关。暮ｆ 弱，任何一个环节出现异常都将导致保护存在误动风险。 保护闭锁原因：通过分析南瑞继保ＰＣＳ一９３１型、许继 电气ＷＸＨ－８０３型保护装置，其中，ＰＣＳ一９３１保护装置告 墓ｆ ２．４虚端子回路操作事故案例 童ｆ 事件经过：２２０ ｋＶ墨竹变９月２１日１５：１１，按现场工 警信息“ＳＶ检修投入报警”含义为“链路在软压板投人情 誊ｆ作需要和调度令，站内退出２２０ｋＶ Ｉ一／／段母线及Ⅲ一Ⅳ 况下，收到检修报文”，处理方法为蓦Ｊ 蕾ｌ “检查检修压板退出 蓑村鼋交化２。１６年第０９期 ３５２期 是否正确”；ＷＸＨ一８０３保护装置告警信息“电流互感器检 故。可看出，二次回路软压板投退顺序是非常重要的，二 修不一致”含义为“Ｍｉｄ和装置不一致”，处理方法为“检 次系统构成复杂，成为“黑匣子”，虚端子描述ＩＥＤ之间 查ＭＵ和装置状态投入是否一致”。按照保护装置设计原 关联性较强，技术复杂，对于人员要求较高，切不可随意 理，当３３２０合并单元装置检修压板投入时，３３２０合并单 操作。 元采样数据为检修状态，保护电流采样无效，闭锁相关电 鉴于此，完善智能站调度规程和现场运行规程及典型 流保护，只有将保护装置“ＳＶ接收”软压板退出，才能 操作票，细化智能设备报文、信号、压板等运维检修和异 解除保护闭锁，现场检修、运维人员均未对以上告警信号 常处置说明；加强智能站专业技术培训，开展智能站设备 进行深入分析并正确处理。 ３智能变电站事故分析应对措施或建议 上述对智能变电站内发生的事故进行分类剖析，并提 出相应的解决措施和方案。针对智能变电站事故经常发生 的继电保护故障点处，现提出相应的改进方案和合理性建 议，希望能减少智能变电站事故，提高运维人员的技术水 平和处理分析事故的能力。 ３．１ 电子式互感器合理性建议 电子式互感器通常由传感模块和合并单元两部分构 成，传感模块又称远端模块，安装在高压一次侧，负责采 集、调理一次侧电压电流并转换成数字信号。合并单元安 装在二次侧，负责对各相远端模块传来的信号做同步合并 处理。 由于电子式互感器的高集成度和技术攻坚难，导致电 子式互感器缺陷率居高不下，给电网稳定带来严重威胁。 当该类设备发生异常和事故时，解决措施基本上都是厂家 人员换插件或主板，没有从根本上解决问题。 ２０１５年７月国网智能变电站有关技术问题研讨会纪 要指出未来１ １０ ｋＶ及以上新建智能变电站应采用“常规 互感器＋合并单元”模式，接入保护装置。其实已经明 确说明，未来不再采用电子式互感器。 因此，是否可以考虑对某些智能变电站内高故障率的 电子式互感器进行改造，采用传统互感器和合并单元模式 代替，这样至少可以保证智能站的稳定运行，减少运行风险。 ３．２智能终端和合并单元改进措施 通过上述智能站事故分析，其实智能终端和合并单元 故障缺陷主要集中在硬件缺陷，光口损坏和装置电源损坏 等。 对硬件缺陷主要体现在ＣＰＵ面板问题，所以各个运 维班组应该准备足够备件和组件，以便不时之需。 对于光口损坏现象造成装置告警，保护误动或拒动的 事故也是智能终端和合并单元的反措重点，对运维人员而 言应该加强对智能终端和合并单元光纤端口光纤进行排 查，发现破皮、衰耗增大等情况，及时更换相应光纤。 ３．３虚端子回路操作改进措施 从操作顺序错误导致母差保护动作的墨竹变电站事 运行操作及异常处置等专题培训，进一步提升运行人员、 检修人员、专业管理人员对智能站设备和技术的掌握程度 与运行水平。 此外，针对虚端子二次回路信息不透明问题，能否改 造为一种可视化的而且可监控的虚拟二次回路。通过快速 解析ＳＣＤ文件，并结合站内网络实时数据，在线图形化 展示虚拟回路连接关系、通信状态、软压板参数设置情况。 ３．４二次安措设置改进措施 智能变电站二次安措设置问题给运行人员带来很大的 挑战，从永登变二次安措设置的错误，导致保护闭锁扩大 事故范围的问题，带来深刻的教训。 智能变电站设备消缺工作频繁，检修安全隐患大，二 次系统隐性故障风险增加。故障隔离复杂，安措票编制困 难等问题，迫切需要一种全新的检修策略机制来避免事故 的发生。 智能站在虚回路可视化的基础上，如能自动生成安全 检修策略，实现定值压板自动巡栓校核功能和配置文件管 控功能，这样可以极大降低运维人员工作量，减少定值误 整定、压板误操作现象，提高定值压板校核的及时性和加 强检修和故障处理的安全措施。自动生成各种检修和故障 处理时的安全策略，供检修人员编制二次安全措施票，供 运维人员监督安全措施的执行。 实施自动巡检后，实现远方切换定值区，提升电网运 行方式的倒换速度，保护定值能够及时随电网运行方式的 变化发生相应改变，避免人工复核可能出现的错误，提高 设备全生命周期管理质量、确保系统稳定安全运行。 ４结束语 智能变电站是电力技术发展的新产物，其智能设备间 光纤互联、虚端子和软压板等技术应用，使得二次系统构 成复杂，成为“黑匣子”，虚端子间关联性较强，技术复杂， 对人员要求较高。导致了近年来智能变电站发生事故层出 不穷，有必要改进工作方法，提高人员水平，明确安全策 ｌ罄 略在智能变电站设备维护、虚端子回路可视化方面和定值 Ｉ翟 压板自动巡检校核方面形成统一的、标准的运检机制，减Ｉ嚣 少智能站的事故，保障智能变电站稳定运行。 Ｉ誊 （责任编辑：刘艳玲） Ｉ譬 ＩＩ罨 薯 ２０１ ６年第０９期总第３５２期蓑村雹袁化＿曩
