一起非同期合閘造成全站失壓事故分析

張國榮

（昭通供電局，云南 昭通 657000）

2011年7月，某供電局集控站所控的110 kV線路發生事故跳閘，在事故處理過程中，由于調度員誤下令造成了一起非同期合閘事故，致使110 kV變電站全站失壓11 min。

1 事故經過

某集控站所控的110 kV南恩變電站110 kVⅠ，Ⅱ段母線并列運行，由110 kV新南I回163號斷路器供電，110 kV南大線162號斷路器供110 kV大紅山變，110 kV南春線161號斷路器聯絡大春河一、二級電站并網運行,1號主變供35 kV，10 kV負荷，新平者龍、水塘片區部分小水電通過35 kV者龍線362號與系統并網運行。110 kV大紅山變由110 kV南大線152號斷路器主供、110 kV雙鄂大線151號斷路器備供，110 kV BZT投入，電氣一次主接線如圖1所示。

圖1 電氣一次主接線原理示意

當日05:18，110 kV南恩變110 kV新南Ⅰ回163號斷路器零序Ⅰ段、距離Ⅰ段保護動作，重合閘未動作(重合閘方式為檢線路有壓，母線無壓，自動轉檢同期）。220 kV新平變110 kV新南Ⅰ回134號斷路器零序Ⅰ段動作，重合閘動作成功。110 kV南恩變、大紅山變與大春河一級站、大春河二級站、大春河三級站形成獨立網運行。

05:39，地調與大春河二級站落實：此時廠內頻率為49.11 Hz，電壓為122 kV，功率因數為0.92,廠內無法進行調頻、調壓。

05:45，地調值班員下令集控站值班員：將110 kV南恩變110 kV新南Ⅰ回163號斷路器由熱備用轉運行。集控站運行人員在執行110 kV新南Ⅰ回163號斷路器由熱備用轉運行遠方操作后，110 kV南恩變110 kV新南Ⅰ回163號斷路器遠距離手合后加速永跳動作跳閘，35 kV者龍線362號斷路器低周低壓解列裝置動作跳閘，大春河一、二級站與系統解列，110 kV南恩變全站失壓，熱備用轉運行失敗。

05:54，地調值班員令集控站值班員：再次將南恩變110 kV新南Ⅰ回163號斷路器由熱備用轉運行。05:56，操作完畢，恢復110 kV南恩變供電。

2 事故原因

造成本次事故的主要原因是調度員對電網運行的分析不全面，在電網運行方式發生變化時下令及接令操作考慮不周全，在2個系統并列時未考慮同期問題。調度員沒有認識到遠方操作時斷路器沒有檢同期功能，誤下“110 kV南恩變110 kV新南Ⅰ回163號斷路器由熱備用轉運行”的操作命令。另一個原因就是變電運行人員未能及時發現不正確的操作指令，盲目執行，最終造成了合閘時的非同期并列事故。

110 kV新南I回事故跳閘前，110 kV南春線161號斷路器上網48.45 MW，35 kV者龍線362號斷路器上網3.17 MW，35 kV大春河三級電站351號斷路器上網5.78 MW(總負荷60.15 MW)。跳閘后該片區獨立網運行拉系統負荷2.75 MW，缺額約4.6 %。05：20，系統頻率為49.49 Hz，下降了0.51 Hz。05:45，系統頻率為48.88 Hz，下降了1.12 Hz,未達到機組低頻解列定值(47.6 Hz)，故能獨立運行。

05:15，220 kV新平變110 kV母線電壓為115.18 kV, 110 kV南恩變110 kV母線電壓為114.4 kV，110 kV大紅山變110 kV母線電壓為116.36 kV。事故跳閘后，05:20，220 kV新平變110 kV母線電壓為114.47 kV, 110 kV南恩變110 kV母線電壓為117.94 kV，110 kV大紅山變110 kV母線電壓為117.71 kV。05:45，220 kV新平變110 kV母線電壓為114.21 kV, 110 kV南恩變110 kV母線電壓為121.3 kV，110 kV大紅山變110 kV母線電壓為121.07 kV，南恩變與新平變110 kV母線電壓差為7.09 kV。

110 kV新南I回事故跳閘后，220 kV新平變側檢無壓重合成功，因南恩、大紅山片區獨立網運行，110 kV南恩變110 kV側母線電壓正常，不滿足檢定首要條件，重合閘自動轉入檢同期方式，電壓壓差滿足檢定條件，因為角度差和頻差不滿足重合閘同期檢定條件，10 s后(實際角度差無法查證，從裝置檢定條件反推應大于30 °)重合閘放電。

據查實，實際孤網運行頻率為48.88 Hz，與主網相比下降了1.12 Hz，運行電壓為117 kV。電網并列的條件是相序一致，相位相同，頻率相同，電壓相同。110 kV南恩變110 kV新南I回163號斷路器合閘時，由于110 kV南恩變、大紅山變片區獨立網與主網頻率相差過大造成了非同期并列。110 kV南恩變、大紅山變片區獨立網經非同期合閘沖擊后發電機組跳閘，獨立網瓦解，110 kV大紅山變經110 kV備自投倒由110 kV雙鄂大線供電，110 kV南恩變全站失壓。由于主網系統大，合閘瞬間沖擊影響較小，220 kV新平變110 kV新南I回134號斷路器保護啟動條件不滿足。

3 事故暴露問題

(1) 調度員缺乏獨立網運行的調控意識和技能，對電網的非同期并列危害認識不足，對集控站遠方遙控是否能夠經同期操作也未進行技術上的考慮和分析。

(2) 當班調度員在電網運行方式發生變化后，在電網解列為小系統運行的特殊方式時，對電網變化處理方案及操作風險考慮不充分。在事故處理過程中交流溝通不夠，值班負責人監護不到位，未有效參與事故處理。集控站對小水電上網運行存在的風險認識不到位，對110 kV南恩變特殊的運行方式、接線方式、同期問題未引起重視，對可能存在的問題和危險預控不足。現場運行規程不完善，不能滿足現場需要。

(3) 集控站運行人員與調度人員溝通不夠，在事故處理中未能充分考慮當時的運行方式及操作目的。在調度下令合上110 kV新南Ⅰ回163斷路器時，運行人員對不正確的操作指令未能及時發現并盲目執行。集控站運行人員面對特殊操作考慮不周全，在接到調度指令時未充分考慮在當時小水電與主網解列的特殊運行方式下，并網操作必須經同期并網裝置才能進行，暴露出運行人員對110 kV南恩變小水電運行方式及設備不熟悉。

4 防范措施

（1) 按照“四不放過”原則，查清事故原因并召開事故分析會。通過此次事故教育全體職工，提高職工的安全意識。

（2) 完善《電網事故處理預案》，明確獨立網運行情況下的事故處理原則及思路。結合調規的修編，增加獨立網運行事故處理及電網頻率、電壓異常處理的規定。加強人員的技術業務學習，重視在崗培訓。培訓內容應與“應知”、“應會”、“三熟”、“三能”要求相結合，突出培訓的針對性和實效性。培養調度員分析、判斷事故的能力，加快經驗型調度向技術型調度的轉變過程。

（3) 梳理集控站與調度管理之間存在的問題，從技術上研究集控站遙控合閘經同期操作控制、遠方投退重合閘等改進措施。

（4) 開展有針對性的事故應急演練，結合事故演練，查找、發現預案與預案、預案與現場處置方案之間銜接不夠的地方，并對應急預案和現場處置進行回顧、總結、評估、修編。

(5) 對現場運行規程進行修編，在規程中明確同期并網裝置的現場運行規定，分別說明同期合環操作、同期并網操作及不同期操作的操作步驟，并建立同期裝置操作步驟規范對照表。開展同期并網裝置工作原理、操作方法的培訓，使每位運行人員均能熟練進行同期操作。針對生產人員在執行規程、標準、制度和作業指導書中存在的問題進行培訓，提高人員的崗位技能水平，并對學習效果進行定期檢驗。

（6) 加強各級人員監督管理工作，以鐵的紀律、鐵的面孔、鐵的手腕繼續深入開展反違章工作，推進反違章長效機制的建立，在事前預防上下功夫，促使員工養成遵章守紀和按標準做事的良好行為習慣。