广西桂东电力股份有限公司 刘付永京

某电网联广西主电网220kV道石站发生一起电网安全事件，当时110kV江中林线发生线路故障，线路两侧开关保护均已动作跳闸，江口站110开关重合闸动作，重合不成功并越级至西湾变195开关，天堂变155开关、下福电厂161开关、昭平电厂183开关、巴江口电厂165开关保护动作跳闸。造成下福电厂1号、3号机带林水变及110kV用户变孤网运行；江口站、昭平电厂、巴江口电厂110kVⅡ母及昭平县网（部分）失压，并造成下福电厂、昭平电厂机组保护动作，引发某电网大范围停电。

1 事故原因分析

1.1 电网运行方式

巴江口电厂110kVⅡ母，2号主变及3号机；昭平电厂110kVⅡ母，2号主变及2、3号机；下福电厂110kVⅠ、Ⅱ母1、2号主变1、2、3号机；林水变及1号主变；110kV用户变；昭平县网；江口站110kVⅡ母；天堂变110kVⅡ母及1、2号主变；城东变；合八变；西湾变110kVⅡ母通过110kV道西Ⅰ、Ⅱ线联220kV道石站（图1）。

图1 某电网运行联络简图

1.2 事故发生、处理及原因

值班调度员监控发现林水变143开关跳闸，随后下福电厂161开关、昭平电厂183开关、巴江口电厂165开关相继跳闸；同时天堂变155开关、西湾变195开关跳闸，最后才到江口站110开关跳闸（开关实际在合位），造成相关厂站失压或孤网运行。当班调度经了解大致情况后，根据相关厂、站报来的数据分析，可能是江口站110开关或线路永久性故障导致开关拒跳或缓跳，引起越级跳闸，即下令对故障开关隔离，逐步恢复了电网的运行。当班调度收集到的保护信息如下：

林水变：9:36:36:023，143开关保护零序Ⅰ段、距离Ⅰ段保护动作，C相，X=0.1387，R=1.273，3I0为14.63安，测距为4.031公里，重合闸（检同期）不动作。

江口站：9:36:36:0682，110开关零序过流Ⅰ段保护动作，C相，3I0为8.52安；9:36:37:0764，110开关三相一次重合闸保护动作，ABC相；9:36:37:0895，110开关合闸于故障保护动作，3I0为9.16安；9:36:37:0966，110开关合闸于故障过流加速段保护动作，C相，3I0为8.89安，测距为155.28公里；9:36:37:0984，110开关零序过流Ⅰ段保护动作，C相，3I0为9.33安；9:36:38:0279，110开关零序过流Ⅱ段保护动作，C相，3I0为9.47安；9:36:38:0563，110开关距离Ⅱ段保护动作，C相，IC为9.03安，3I0为9.47安，测距为155.28公里；9:36:40:078，110开关零序过流Ⅲ段保护动作，C相，3I0为9.52安；9:36:40:0278，110开关距离Ⅲ段保护动作，C相，IC为9.04安，3I0为7.49安，测距为155.28公里；9:36:40:0378，110开关零序过流Ⅳ段保护动作，3I0为9.52安。

下福电厂：9:36:07:587，161开关零序Ⅳ段永跳出口，C相，3I0为2.814安，测距为298.1公里，R=9.013，X=8.411。同时2号机920开关逆功率保护动作跳闸，1、3号机负荷全甩（比监控时间慢33秒）。

昭平电厂：9:37:05:192，183开关零序Ⅳ段保护跳闸，3I0为2.1安(动作时间1814ms，比系统块52秒，保护装置比后台机快6秒)；9:38-41，2号机920开关、3号机930开关过速保护动作跳闸，110kVⅡ段母线失压，发现2号主变中性点接头打火花。

巴江口电厂：9:36:37:187，165开关装置启动，3435ms零序Ⅳ段永跳出口，3614ms整组复归，3I0为0.592安；9:36:40:617，2号主变零序Ⅱ段保护动作跳三侧开关。西湾变：09:36:41:807，195开关为零序Ⅲ断保护跳闸，重合闸不动作；天堂变：09:36:41:890，155开关零序Ⅲ段动作跳闸，C相，IC为1.48安，3I0为2.19安，测距391.1公里，重合闸不动作。

经检查，离林水变侧约4公里，有大货车卸货时顶到江中林线C相线路，造成导线严重烧伤，引起线路保护跳闸。江口站110开关跳闸，重合闸（检无压）动作，开关重合于永久性故障，开关延迟跳闸[1]或“拒跳”，引起开关越级跳闸，扩大事故范围。事后发现110开关机构存在缺陷，开关重合后再跳闸时机构分闸传动部分有缓慢情况。

1.3 保护动作分析

表1 相关保护装置采集的故障量与整定值比较

相关资料参数：江中林线为架空导线，总长度145公里，其中江口站侧导线LGJ-240/40，133公里。林水变侧LGJ-150/25，12公里；理论分析：江中林线全长145公里，故障点离林水变侧4公里。林水变143开关Ⅰ段保护动作与理论相符。江口站110开关Ⅰ段保护动作与理论不符，正常情况下应为Ⅱ段动作出口，如Ⅱ段拒动才到Ⅲ段、Ⅳ段动作。如江口站110开关拒跳则由它的远后备即161、183、165、155、195开关Ⅲ段、Ⅳ段保护动作，切除线路故障；现场保护分析：林水变143开关保护零序Ⅰ段、距离Ⅰ段保护动作跳闸。江口站110开关零序Ⅰ段保护动作跳闸后，检无压重合闸动作，保护装置即发出重合于故障保护动作，由于110开关没有及时跳闸，故随后保护装置距离Ⅱ、Ⅲ段及零序Ⅰ～Ⅳ段保护均动作。此次事件是由于110开关的延后跳闸，造成上一级线路保护越级跳闸，切除故障，扩大事故范围。

第一阶段保护动作分析：当C相接地瞬间，林水变143开关流经的接地电流达到保护Ⅰ段动作定值，距离Ⅰ段、零序Ⅰ段动作出口。此时江口站110开关零序Ⅰ段保护也达到启动值，保护动作，切除故障；第二阶段保护动作分析（重合后）：当110开关重合后，开关“拒动”。由于故障点未消除，接地电流重新分布，全经江口站110开关流向各接地点，此时的故障电流(549.6A～571.2A)达到了江口站110开关保护装置距离Ⅱ、Ⅲ段及零序Ⅰ～Ⅳ段的动作定值，均动作出口。从保护收集到的信息得知，重合闸动作到故障最后切除，时间约5秒。从表1和当班调度收集到的相关数据分析可推断如下：首先是161、183开关零序Ⅳ段（1.8S）动作，然后到165开关零序Ⅳ段（1.9S）启动，开关相继跳闸。最后才是故障电流达到155、195开关零序Ⅲ段（1.2S）的保护定值，装置启动，切除故障，共历时约4.9S，与实际跳闸时间相符。

2 防范与整改

开关定检与试验。运维单位应按时、按量对开关进行定期检查各元器件是否满足运行要求，预防性试验是否合格。运维单位应加强对开关分合闸机构[2]维护，保证其在运行期间的可靠性与灵活性。维护工作之后，测试分合闸的各项指标数据是否符合要求，对整组转动予以保护，保证动作的可靠性，合理缩短跳闸时间。完成处理后需对开关解耦股进行合闸时间测试，测试的结果符合要求；预防措施。运维单位应立即联系厂家，对于同类型、同批次的开关进行调试与试验。对于发现类似的缺陷，应立即把检无压的重合闸退出运行，避免开关重合于永久性故障时开关拒跳，扩大事故范围。对不符合要求的开关应进行及时退出运行或更换，避免再次出现类似事件。开关的分闸失灵处理。首先应判断操作电源是否消失，如红灯不亮则迅速更换操作熔断器，同时检查分闸线圈和液压机构压力是否正常，然后通过分闸操作观察铁芯动作情况，以判别是操作回路还是机械本身故障；如因线路故障造成开关拒跳，应将线路停电后才能拉开开关的两侧刀闸，将故障开关隔离后才能对线路送电，再查明原因进行处理。