李春亮,张继国,胡可为,杨 松,周玉光

(国网吉林省电力有限公司,长春 130021)

随着我国电网规模的逐步扩大，网架复杂程度不断加深，电网调度面临的压力与日俱增，一旦发电厂或变电站发生跳闸事故，第一时间获得事故分闸信息就变得尤为重要。由于无人值班变电站的推广，现场已无值班人员与调度沟通，此时调度主站的综合分析与智能告警功能的作用便更加凸显，其必须保证厂站发生跳闸事故时，事故分闸信号能够联动推出。综合分析与智能告警作为智能电网调度控制系统D5000实时监控与预警类应用中的一个功能模块，当发电厂或变电站发生跳闸事件时，调度主站推出事故分闸信号，使得调度人员能够及时发现厂站事故。综合分析与智能告警借助智能电网调度控制系统一体化平台，同D5000中多个应用存在数据交互[1]。

1 调度主站综合分析与智能告警功能概述

综合分析与智能告警使用正反向推理技术对稳态数据进行分析，程序启动时通过接线分析得到设备与断路器的连接关系和厂站内各电压等级的接线方式，实时接收稳态数据中遥信信息，以其中的断路器分位信号为触发条件，将与之相连的一次设备纳入监视范围，查找与监视范围内一次设备相关的断路器，判断断路器状态和动作情况，分析一次设备相关量测的变化特征，结合厂站事故总信号和保护动作信号，满足故障判据进行告警[2]。

调度主站的事故分闸信号生成机制如下，当电力系统发生故障时，厂站某个或多个间隔断路器跳闸，调度主站收到故障间隔断路器的分位信号，同时收到厂站事故总信号。当这两个信号到达调度主站的时间差在3 s以内时,调度主站将上述两信号合成为事故分闸信号。一旦事故分闸信号产生，便表示有厂站发生跳闸事故。

2 厂站断路器的位置上送方式

一般情况下，500 kV及以上电压等级变电站，调度主站取断路器的总位置和分相位置；220 kV及以下电压等级变电站，调度主站只取断路器的总位置(部分省份也同时取总位置和分相位置)。

多数厂站的断路器都采用双位置继电器的接点对来判定断路器位置，接点对由一个常开接点和一个常闭接点构成。当断路器某相合闸后，其断路器位置常开辅助接点闭合，常闭辅助接点打开(用双位置表示即为10)；反之，当断路器分闸后，其断路器位置常开辅助接点打开，常闭辅助接点闭合(用双位置表示即为01)。接点对中常开与常闭辅助接点的分合状态始终相反，互为验证，以此确定断路器位置。

厂站对断路器的分相(A、B、C三相)位置接点进行处理，将它们合成为一个总的位置信号送给调度主站。但需要注意的是，一般断路器的合闸位置辅助接点使用常开接点，分闸位置辅助接点使用常闭接点，因此在合成总位置时，为遵循断路器三相合闸方为合闸、任一相分闸便为分闸的原则[3]，需将断路器的三相常开接点串联起来，将常闭接点并联起来。对于一些早期厂站，由于断路器机构辅助接点较少，可能仅使用一副常开接点或是一副常闭接点表示断路器位置，但也遵循同样原则。

不过，一些厂站在设计或实际接线中，并未按照以上要求实行。例如，将表示断路器合闸位置的常开接点并联，或是将表示断路器分闸位置的常闭接点串联，这种情况在断路器三相机构正常分、合闸时并无问题，但若断路器因机构自身或系统故障原因而单相分、合闸时，便可能出现断路器总位置上送主站错误的情况。

3 事故总信号的生成原理及应用现状

3.1 事故总信号生成原理

综合分析与智能告警模块中事故分闸信号的产生依赖于断路器分位信号和事故总信号。其中断路器分位信号一般由变电站测控装置采集并送至数据通信网关机，经由电力调度数据网直接传送给调度主站；一些早期投运的变电站，还可以不经测控，而由数据通信网关机独自采集并上送主站[4]。事故总信号按照其生成原理可分为以下两大类。

a.合后继电器常开接点与断路器跳闸位置继电器常开接点串接启动。合后继电器实际是一个双圈磁保持的双位置继电器。该继电器有一个动作线圈和一个复归线圈，当动作线圈带电后，接点闭合。此时如果线圈失电，接点也会维持原闭合状态，直至复归线圈上加上一个动作电压，接点才会返回到打开状态。当手动或遥控合闸时，同时启动合后继电器的动作线圈，接点闭合；手动或遥控分闸时，同时启动合后继电器的复归线圈，接点打开，而保护跳闸则不启动复归线圈[5]。

根据此原理，将合后继电器常开接点与断路器跳闸位置继电器常开接点串接，构成位置不对应回路，即事故总信号启动回路。当手动或遥控合闸后，断路器跳闸位置继电器接点打开，合后继电器位置接点闭合，位置不对应回路断开；当保护动作跳闸后，断路器跳闸位置继电器接点由分转合，合后继电器接点依旧闭合，此时位置不对应回路导通，启动间隔事故总信号，一方面接通事故总信号音响，一方面点亮监控后台光字牌。间隔事故总信号还会送到远动装置，远动装置将各间隔事故总信号合并为全站事故总信号，经电力调度数据网送给调度主站，主站依据相应机制生成事故分闸信号[6]。

该方式的优点是，一旦断路器手动或遥控合闸后，除非手动或者遥控分闸，其他任何方式造成的断路器分闸，都会产生事故总信号，能够反映由断路器本身或操作机构、回路故障而引起的非系统故障跳闸，如断路器偷跳。

b.保护动作启动。以保护动作出口(如差动保护出口、距离保护出口)作为间隔事故总信号的启动信号。当保护装置动作时，由保护装置通过硬接点输出事故总信号，或者保护装置以软报文形式将保护出口信号送给远动装置，在远动装置中将这些出口信号合并成间隔事故总信号，各间隔事故总信号再合并为全站事故总信号(见图1)，然后经电力调度数据网送给调度主站，主站依据相应机制生成事故分闸信号。

相比上一种事故总信号生成原理，保护动作启动事故总信号的方式放弃了不对应回路，当断路器发生偷跳时，无法启动事故总信号，存在缺陷。

图1 保护软信号合并生成事故总信号原理图

3.2 事故总信号生成现状

以上论述了事故总信号的两种生成原理，事实上，国内发电厂和变电站发展至今，前后时间跨度较长，老站新站并存现象普遍，不同地区的厂站在二次设计方面也存在差异，以及不同厂站二次设备在原理、配置方面的多样化，导致现场事故总信号的具体生成方式各有不同，下面就实际的现状做详细介绍。

3.2.1 由智能终端生成事故总信号

对于智能变电站，其事故总信号由智能终端生成。智能终端内包含合后继电器与断路器跳闸位置继电器，二者的常开接点串接生成本间隔事故总信号，信号送至测控装置，由测控装置转给数据通信网关机，经电力调度数据网送给调度主站，主站依据相应机制生成事故分闸信号。

3.2.2 由操作箱生成事故总信号

对于使用操作箱的传统变电站来说，操作箱内部包含合后继电器常开接点与断路器跳闸位置继电器常开接点，二者的辅助接点串接生成本间隔事故总信号，各间隔事故总信号合并为全站事故总信号，送至远动装置，经调度数据网直接传送给调度主站。

3.2.3 由测控装置生成事故总信号

当保护动作后，操作箱输出断路器分位信号、保护跳闸动作信号至本间隔测控装置，由测控装置合成本间隔事故总信号，送至远动装置，在远动装置内将各间隔事故总信号合成为全站事故总信号，经调度数据网直接传送给调度主站[4]。

3.2.4 由保护装置经硬接点输出事故总信号

在部分传统变电站中，保护装置动作后，能够输出本间隔事故总信号硬接点给测控装置，测控装置将本间隔事故总信号送至远动装置，远动装置将各间隔事故总信号合成为全站事故总信号，经调度数据网送给调度主站。

对于一些不具备测控装置的早期变电站，保护装置输出的硬接点事故总信号经电缆送至远动屏，在远动屏端子排上将电缆合并成全站事故总信号，该信号引入远动装置，经调度数据网送给调度主站。

3.2.5 由保护动作软信号合成事故总信号

对于不具备事故总信号硬接点输出的保护装置，其保护动作信号以软报文方式送给远动装置，在远动装置中合成间隔事故总信号，各间隔事故总信号再合成为全站事故总信号，经调度数据网送给调度主站。

4 主站事故分闸信号未推出案例分析

4.1 案例1

2017年8月，某220 kV变电站发生线路跳闸事件，故障时，调度主站未推出事故分闸信号。经查，主站收到故障间隔的分位信号，但未收到全站事故总信号。该站为传统变电站，事故总信号由保护装置以硬接点形式送给测控装置。

自动化维护人员到现场进行了检查，发现保护动作及断路器跳闸均正确，二次回路无问题。后检查故障线路测控装置的内部设置，发现测控装置的遥信防抖时间设为200 ms，时间设置过长(一般测控装置防抖时间为20 ms左右)。将防抖时间调整为20 ms后，重新进行复现试验，此时主站能够接收到事故总信号。经多次验证后，确定本次事故分闸未推出原因为：故障发生后，保护装置发出间隔事故总信号给测控装置，该事故总信号持续时间一般较短，而测控装置的遥信防抖时间过长(200 ms)，使得测控装置未收到事故总信号(被防抖滤除)，导致全站事故总信号生成失败。

4.2 案例2

2017年11月，某大型发电厂因热工保护动作联跳发电机-变压器组(简称发-变组)，发-变组跳闸后调度主站未推出事故分闸信号,经查，主站收到发-变组高压侧断路器的分位信号，却未收到全厂事故总信号。

自动化维护人员到现场进行检查，发现保护动作及断路器跳闸均正确，二次回路无问题。后核查设计图纸，发现发-变组保护装置传送至网络控制系统(NCS)测控装置，经NCS测控装置送至远动装置的保护动作信号中，不包含热工保护送至发-变组保护的联跳信号，因此未启动全厂事故总信号。

目前，对于该联跳信号是否加入全厂事故总信号尚待商榷，因为可能混淆主站运监人员对发电机正常停机和事故停机的判别。发电机的正常停机方式一般是先将发电机有功、无功功率减至零，然后采用汽轮机手动打闸或锅炉手动主燃料跳闸联跳汽轮机，热工保护动作，传送至发-变组保护C屏外部重动，联跳相应断路器。该方式会启动事故总信号，但此情况又属于正常停机，而非事故跳闸，所以，若将热工保护送发-变组保护的联跳信号计入全厂事故总信号，便无法区分出正常停机还是事故停机。

如果能够将汽轮机手动打闸信号引至远动装置，通过在远动装置内进行逻辑设定，当热工保护至发变组保护的联跳信号开入远动装置时，如果汽轮机手动打闸信号也已开入，则按照正常停机判断，此时热工保护送发-变组保护的联跳信号不计入事故总信号；如汽轮机手动打闸信号未开入，则热工保护送发-变组保护的联跳信号计入事故总信号。由此可区分发电机正常停机和事故停机。

4.3 案例3

2017年4月，某220 kV变电站发生线路跳闸事件，故障时，调度主站未推出事故分闸信号。经查，主站收到该站断路器的分位信号，但未收到事故总信号。

自动化维护人员到现场进行检查，发现自动化设备运行正常，二次回路正常。在检查数据通信网关机配置情况时，发现全站事故总的合成公式中，无此次故障间隔的事故总信号。原来在同年2月，该站进行过另一条220 kV线路调试，厂家人员在将线路的间隔事故信号合并为全站事故总信号时，误将本次故障线路的间隔事故总信号从全站事故总信号公式中删除，导致故障无法触发全站事故总信号，主站收不到全站事故总信号。

4.4 案例4

2017年3月，某发电厂一条220 kV输电线路断路器A相发生跳闸，调度主站未推出事故分闸信号。经检查，主站收到断路器分位信号，但未收到事故总信号。

通过现场排查，该厂的间隔事故总信号是由保护装置经硬接点输出，原本应通过电缆送至远动屏合并为全站事故总信号，但该电缆实际上并未连接，远动装置未接收到间隔事故总信号，导致主站收不到全站事故总信号。

4.5 案例5

2017年5月，某500 kV变电站线路发生C相跳闸事件，省调主站未形成事故分闸信号。经检查，该站全站事故总信号已上送省调，但断路器分位信号未上送。进一步检查发现，该站断路器各相位置辅助接点对中的闭接点，采用串联方式合并，如此导致断路器C相跳闸后，仅有断路器C相辅助接点闭合，断路器A、B相辅助接点仍处于打开状态，未能正确上送断路器位置，调度主站未收到断路器分位信号，导致无法合成事故分闸信号。

5 结论

调度主站综合分析与智能告警模块中的事故分闸信号是判定厂站是否发生故障的重要信号，与厂站事故总信号、断路器位置信号之间存在密切的联动关系，事故总信号的不同生成方式、断路器位置辅助接点的不同合成方式都会影响事故分闸信号的正确推出。由于采用保护装置输出事故总信号硬接点的方式，以及由保护装置输出保护动作软报文启动事故总信号的方式，无法全面反映断路器偷跳等特殊情况，因此建议采用合后继电器常开接点与断路器跳闸位置继电器常开接点串联的方式启动事故总信号。此外，需规范设计和现场接线要求，在将断路器三相位置合成为总位置时，应将断路器位置辅助接点的常开接点做串联接线，常闭接点做并联接线。