基于電網事故處理的應急管理體系探索

摘要：通過詳細描述一起雷擊引起的110千伏變電站主變及主供線路跳閘事件的應急處理過程，有針對性提出現代電網應急管理對事故中保護配置、信息傳遞、報送管理以及時限規定等各方面的綜合要求，并給出合理有效的改進措施和解決方案。

關鍵詞：電網；事故處理；應急管理

作者簡介：陳秋紅（1981-），女，回族，山東臨清人，江蘇省電力公司檢修分公司淮安分部，工程師。（江蘇 淮安 223002）陳國章（1988-），男，回族，山東臨清人，華能國際電力股份有限公司河北風電分公司，助理工程師。（河北 張家口 075000）

中圖分類號：F273 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0079（2013）36-0199-02

傳統電網事故應急管理重點關注事故處理的正確性和快速性，強調電網調度運行、變電運維、檢修試驗人員的業務技能、應急反應和協同能力，往往會忽視事故處理過程中保護配置、通訊系統、信息傳遞、報送管理以及時限規定[1]等方面對應急管理的重要影響。筆者結合自身現場工作經驗，以一起雷擊引起的電網跳閘事故的應急處理過程，全面展示了現代應急管理體系對應急處理的新要求，并進行了一定的探索和研究。

一、故障案例

1.跳閘前運行方式

110千伏西順河變位于江蘇省洪澤縣境內，由35千伏變電站原址升壓改造建成。110千伏為不完全內橋接線，站內建有63MVA三卷變一臺。

跳閘前，110千伏西寶7A50開關運行，110千伏西鄧867開關熱備用，110千伏備自投投入。1號主變運行供35千伏、10千伏負荷，中性點不接地。

220千伏淮寶變位于洪澤縣工業園區，為該縣第二座220千伏變電站。220千伏、110千伏為雙母線接線，站內建有180MVA自耦變2臺。110千伏寶西7A50開關運行，重合閘退出。

跳閘前，寶西7A50線負荷為10.63MW。

跳閘時為雷雨天氣，系統網絡接線如圖1所示。

2.事故現象及開關跳閘情況

2011年7月05日7時00分20秒，220千伏淮寶變110千伏寶西7A50線相間距離I段、接地距離I段動作，開關跳閘，重合閘未投。故障電流為78A，一次電流約為9428A，測距1.982KM，A、C相接地故障。

110千伏西順河變35千伏西黃313線過流I段動作，開關跳閘，故障電流約為22.88A，一次電流為2745.6A，A、C相短路。

7時00分19秒725毫秒，110千伏西順河變1號主變間隙保護啟動，經0.5秒延時，跳運行中的110千伏西寶7A50開關、主變301開關、101開關。中性點電流6.208A，一次電流為372.48A。

35千伏鹽電315開關解列裝置動作、跳閘。

7時00分20秒128毫秒，110千伏西順河變備自投啟動，經5s（整定延時）出口跳7A50開關，合上西鄧867開關。

3.事故處理經過

2011年7月05日7時05分，地區監控班向地區調度（以下簡稱地調）報告：7時00分 220千伏淮寶變110千伏寶西7A50開關跳閘，110千伏西順河變備自投動作。

7時09分，地調通知220千伏朱壩變操作隊赴220千伏淮寶變檢查現場一、二次設備。

7時10分，地調通知110千伏洪澤操作隊赴110千伏西順河變檢查現場一、二次設備。

7時12分，洪澤調控向地調匯報：7時00分西順河變西寶7A50開關跳閘，間隙保護動作，1號主變301開關、101開關跳閘，同時35千伏西黃313開關（速動保護動作）、鹽電315開關跳閘（解列裝置動作）。地調即通知洪澤調控對寶西7A50線路進行帶電巡線。

8時15分，110千伏西順河變現場檢查人員報告：110千伏西順河1號主變間隙保護動作，主變三側開關跳閘。

9時02分，220千伏淮寶變現場檢查人員報告：110千伏寶西7A50開關接地距離Ⅰ段，相間距離Ⅰ段保護動作，開關跳閘，重合閘未投，測距1.982KM，A、C相故障。站內檢查無異常。

10時30分，洪澤調控向地調匯報：110千伏西寶7A50開關巡線無異常，可以正常送電。

11時00分，地調口令220千伏淮寶變合上西寶7A50開關。11時10分執畢。

11時11分，地調口令110千伏西順河：合上西寶7A50開關（合環）；拉開西鄧867開關（解環）。11時14分執畢。

二、原因分析

1.保護動作情況

通過檢修工區提供的錄波圖可查出，2011年11月05日07時00分20秒，220千伏淮寶變110千伏寶西7A50線發生AC相短路故障，故障電流約為78A，一次電流約為9428A，PSL621U[2]保護啟動。17ms后，PSL621U距離I段動作出口，斷路器三相跳開不重合（重合閘未啟用）。可確認現場保護動作正確，錄波正確。

2.現場一次設備檢查情況

跳閘后現場一次設備檢查發現：110千伏西順河1號主變油色譜取樣分析結果在合格范圍內；110千伏西寶7A50線路避雷器A、B、C三相原計數分別為4、5、0，當天雷擊后分別為6、5、2，避雷器動作正確；110千伏西寶7A50線避雷器帶電測試，測試結果合格；110千伏西順河1號主變中性點及間隙保護檢查，主變中性點間隙115mm，符合規定，中性點間隙保護整定電流1.67A（一次100A），間隙零壓定值150V，符合整定規程。可確定事故由雷擊造成。

3.35千伏西黃線故障情況及對主變沖擊影響分析

35千伏西黃線過流I段動作，故障電流22.88A，一次電流2745.6A。西順河變1號主變63MVA，允許短路電流計算結果為（2.55*In/X12）=17370A。

此次短路電流小于60%允許短路電流。

4.110千伏備自投動作情況分析

110千伏西順河變主接線為不完全內橋接線。備自投裝置為PSL621U型，生產廠家為國電南自，主接線如圖2所示。

西順河變主變保護（差動、非電量、高后備）動作后，跳開西寶7A50開關、西鄧867開關（故障前處熱備用狀態），同時跳開1號主變301、101開關，閉鎖站內110千伏備自投。“主變保護動作閉鎖”只閉鎖備自投的母聯備投方式，不閉鎖進線備投。考慮到現場無110千伏母聯開關，應可靠閉鎖進線備自投。

三、改進措施及建議

1.深化保護裝置管理

由文中110千伏備自投動作分析可以得出：本次事故，110千伏西順河變備自投不應動作，西順河變為內橋接線，主變間隙保護動作應閉鎖高壓側備自投，必須立刻對110千伏西順河變備自投進行整改。為避免此類事故，必須與保護專業人員配合，開展淮安地區包括單母線分段式、內橋接線式、遠方備自投等各類備自投裝置的全面排查工作，對其工作原理、壓板投退、定值整定、控制字設置、設計回路、安裝接線等進行全面排查。

2.加強小電源管理和方式安排

本次事故發生時220千伏淮寶變110千伏寶西7A50開關跳閘，未進行重合閘補救，是因為西順河變35千伏側有小電廠并網（圖3），保護配置上要求不投重合閘。應以確保電網安全為原則，考慮在第I時限將小電源進行低頻低壓解列，對小電源接入方式以及相關線路的重合閘等裝置的投入管理進行全面梳理，合理安排電網運行方式。

3.完善現有通訊系統

事故處理時，調度員必須時刻保持冷靜的頭腦，盡量避免外界的干擾。如本次事故處理過程中，地調值班員共接電話70余個，而其中與事故處理無關的詢問電話就有近30個，占近一半。調度是窗口部門，必須嚴格執行“優質服務”要求，如何回答客戶的咨詢電話，做到盡快回復而又不影響事故處理，需要平時積累一定的應答技巧；另外，應考慮開發調度臺在事故處理過程中自動屏蔽此類干擾電話并將其轉至95598電力服務熱線的功能。

4.加強各級調度間的信息傳遞

處理大范圍停電事故時，應注意與上下級調度的溝通。及時向省調匯報事故情況、現場檢查情況以及目前處理的進展，主動了解省調事故處理的思路及要求，配合省調盡快恢復主網供電；同時應盡快將故障情況、事故處理思路和要求告知配調和縣調，要求其對低電壓電網進行調整，盡量保證重要負荷連續用電，盡快恢復用戶供電。

5.需建立電網跳閘信息報送管理制度

本次電網跳閘事故發生后，相應輸、變、配電設備檢查、試驗信息報送不夠及時。各有關單位對現場一、二次設備檢查、線路故障巡查結果等信息未按電網事故處理質量管理規定要求，在規定時限內按時報送電力調度控制中心（表1），不利于公司開展電網跳閘處理質量分析工作。需要制定電網跳閘后信息報送的相關管理規定，明確事故發生后，檢修、運維、輸電運檢等單位應在規定時限內向電力調控中心報送現場一、二次設備檢查及巡線結果，為調度分析故障情況及處理事故提供依據。

四、結束語

隨著通訊技術的迅猛發展、信息傳遞渠道的不斷完善，社會生產、人民生活對電力供應安全、連續、優質、經濟的要求越來越高，加之自然災害和強對流天氣的頻繁出現，電網事故應急管理不能繼續停留在最短時間內發現、排除故障這一簡單的要求之上，而是要將信息傳遞、報送管理、通訊保障、保護配置、輿情控制等多方面因素結合到一起，形成一個立體、有機的應急管理體系，實現高效、優質的事故應對機制。

參考文獻：

[1]國務院.電力安全事故應急處置和調查處理條例[Z].2011-09-01.

[2]PSP691數字式備用電源自投測控裝置技術說明書[Z].