袁震

（中海油惠州石化有限公司，广东 惠州 516086）

1 电气主系统运行方式介绍

1.1 220kV/35kV主系统为IA运行方式

（1）220kV昭1线（1#）2882接220kVⅠ母线、带1#主变、35kVⅠA母线运行。（2）220kV风2线2893（2#）接220kVⅡ母线、带2#主变、35kVⅠB母线运行。（3）220kVⅠ、Ⅱ母线分列运行，母联2012开关热备用，BZT投入（暗备用）。（4）1#发变组接35kVⅡB段母线运行。（5）35kVⅠA、ⅠB段分段开关303热备用，35kVⅡA、ⅡB段分段开关304合上；35kVⅠA、ⅡA段母联开关305合上，35kVⅠB、ⅡB段母联开关306热备用；BZT投入（方式1）。

注：6.22晃电时220KV备自投为南瑞9651，2015年该厂220KV备自投改为广东电网220KV标准化备自投。35KV备自投为南瑞9651c。

1.2 事故前系统运行参数(两次事故前基本相同)

（1）220kV昭1线电流70A，220kV风炼炼线电流160A；（2）燃机发电机负荷约32MW，功率因数0.89；（3）220kV母线电压：Ⅰ母为233kV，Ⅱ母为231kV。

2 6.22雷击跳闸事故分析

2.1 事故报警信号

SCADA系统语音报警，发“风2线主A差动保护”“风2线主保护B纵联距离动作”“风2线主保护B纵联零序方向动作”“风2线失灵起动”“220kV母联9651整组起动”“220kV母联（9705）备自投跳闸”“220kV母联（9705）备自投合闸”“220kV母联开关2012断路器位置指示（合位）”等报警信号。

2.2 故障及保护动作过程分析

综合SOE报告、保护动作报告及故障录波文件，分析故障及保护动作过程如下：

（1）8:00:00:781，220kV风2线B、C两相因雷击、避雷器动作，形成两相对地短路故障，故障形成的突变量、零序及正序过流瞬时起动线路主一（RCS-931）、主二（RCS-902B）保护装置，开放保护出口正电源。

（2）事故造成的线路短路电流达到24kA，母线电压严重下降，8:00:00:791线路主一保护动作，8:00:00:805线路主二保护动作，8:00:00:830风2线2893开关跳闸。

（3）风2线开关跳闸后，8:00:00:842 备自投装置整组起动；8:00:01:566备自投装置发合闸脉冲命令，89ms后母联2012开关合闸。

（4）自8:00:00:781故障发生至8:00:01:655，母联2012断路器合闸。

2.3 备自投动作分析

220kV南瑞RCS-9651C备自投装置，其共有3种起动方式：开关跳位起动、低电压起动和低频起动，分别对应220kV线路开关跳闸、220kV母线失压（对侧开关跳闸）以及220kV母线电压低频（系统发生低频故障或者对侧开关跳而内部发电机无法稳定运行发生低频）,相应的动作逻辑分别为：

（1）开关跳位起动。220kV线路开关跳闸后，判断其他条件满足（跳位起动控制字投入，开关在跳位且线路无流，另一段母线有压），备自投延时40ms起动。

（2）低电压起动。一段母线失压时（三线电压均小于无压起动定值），判断其他条件满足（线路无流，另一段母线有压），经Tt3/Tt4（0.5s）延时起动。

（3）低频起动。系统发生低频时（频率低且电压大于低压闭锁低频定值），判断其他条件满足（低频起动控制字投入，线路无流，另一段母线有压），经Tlf（0.5s）延时起动。

无论哪种方式起动，跳闸接点动作跳开线路开关、母线需要联切的开关，确认开关跳开后，且母线无压（小于无压合闸定值），经Th34延时（整定值为0s）发出合上备用电源开关命令。

关于各延时的说明：

（1）开关跳位起动延时40ms：为了防止开关跳位开关量信号由于接点抖动、信号干扰中断等原因造成的装置误动，设短延时，滤掉误发信号。

（2）低电压/低频起动0.5秒延时：在系统故障、电压短时下降时，因保护切除故障需要一定时间，在切除故障前，备自投不应该动作，0.5s延时的目的是为了躲过保护动作切除故障时间。

（3）合闸需检无压定值30%。在备自投合闸时，故障系统存在母线残压（大量电动机反馈电势形成），与备用电源是两个电源系统，并列时存在同期的问题。如果在电压未足够降低就自投合闸，会形成非同期并列，冲击电流很大，与短路类似，会对系统造成严重冲击。

以本次事故为例备自投完整动作为：（母联备自投）

（1）8:00:00:781雷击故障发生，其后Ⅱ母线B、C相电压下降、A相电压正常，不满足母线失压的条件（条件为：三线电压均小于无压起动定值），低电压无法起动。

（2）在 故 障49ms后8:00:00:830时，220kV风2线2893开关跳闸，跳位起动条件满足（条件为：1DL=T）。

（3）8:00:00:842 备自投装置整组起动，起动后延时40ms。

（4）8:00:00:884备自投装置发跳闸脉冲命令并保持200ms。

（5）8:00:01:566Ⅱ母线电压降至27%，达到无压合闸定值（30%），备自投装置无延时（定值Th34=0s）发合闸脉冲命令。

（6）自8:00:00:781故障发生至8:00:01:655母联2012开关合闸。共历时884ms。

2.4 总结

（1）故障发生至备自投动作成功总时长为874ms。

（2）备自投启动到动作成功时长为813ms。对此时间影响较大的是判据中跳位启动后，对II母无压的判断上。从备自投装置在整组起动后40ms至II母母线电压达到30%额定电压以下，电压衰减时间为682ms。

（3）母联开关合闸后，最大冲击电流超过1kA，经过3s多恢复正常电流值。

（4）母联开关合闸后由于部分电机负荷自启动导致2#主变低压侧冲击电流最高达4000多安培，衰减到额定电流1872A用时1.4s。

（5）由于跳位启动备自投时间短，下属区域变电所保持正常供电，影响很小。

3 9.2雷击跳闸事故分析

3.1 事故报警信号

SCADA系统语音报警，发“风2线主A差动保护”“风2线主保护B纵联距离动作”“风2线主保护B纵联零序方向动作”“220kV母联开关2012断路器位置指示（合位）”“1#区域变6kV 1#进线开关跳闸，分段开关自投合闸”等报警信号。

3.2 综合SOE报告、保护动作报告及故障录波文件，故障及保护动作过程分析

（1）6:08:13:435，220kV风2线B相因雷击、避雷器动作，形成单相对地短路故障，故障形成的突变量、零序及正序过流瞬时起动线路主一（RCS-931电流差动保护）、主二（RCS-902B纵联保护）保护装置，开放保护出口。

（2）事故造成的线路短路电流达到19kA，B相母线电压严重下降（最低二次电压3.8V，额定电压57.7V），6:08:13:445线路主一保护动作，6:08:13:455线路主二保护动作，6:08:13:484风2线2893开关跳闸。

（3）风2线开关跳闸后，6:08:14:158备自投装置整组起动；6:08:14:660备自投装置发合闸脉冲命令，115ms后母联2012开关合闸。

（4）自6:08:13:435故障发生至6:08:14:777母联备自投成功，共历时1342ms。

3.3 备自投动作分析

2014年10月，该厂220kV备自投装置改为“广东电网标准化备自投”。其只有一种起动方式：低电压起动，对应220kV母线失压，其动作逻辑分别为：

低电压起动。一段母线失压时（三线电压均小于无压起动定值），判断其他条件满足（线路无流，另一段母线有压），经Tq（0.2s）延时起动；此方式起动后，跳闸接点动作跳开线路开关，经TT（1s）延时确认开关跳开后，且小电源已切开后，经Tt(0.3s)延时发出合上备用电源开关命令。

备自投延时说明：

（1）Tq:0.2s，装置启动延时；

（2）TT:1s，220kV开关跳闸等待延时（动态时间）；

（3）Tt:0.3s，小电源、负荷线路跳闸等待延时；

（4）Th:1s，判备投成功等待延时(动态时间)。

以本次事故为例备自投完整动作为（母联备自投）：

（1）6:08:13:435雷击故障发生，故障49ms后8:00:00:830时，220kV风2线2893开关跳闸。

（2）6:08:14:158故障723ms后，II母电压下降到30%Un（17V），达到备自投低电压启动条件。启动后延时Tq:200ms。

（3）6:08:14:358备自投装置启动，出口跳失压母线上无流的2893开关。

（4）在TT：2ms后6:08:14:360时，备自投装置确认2893开关分位，同时发切开小电源线路306开关（35kV）命令，延时300ms。

（5）6:08:14:660备自投装置发母联2012合闸命令。

（6）6:08:14:777备自投成功，2012合闸，II母电压恢复。

3.4 结语

（1）自6:08:13:435故障发生至6:08:14:775母联备自投成功，共历时1340ms。

（2）故障发生到备自投启动（即II母母线电压达到30%Un以下）时长为723ms。对此时间影响较大的是电压衰减时间，为674ms。

（3）备自投启动到动作成功时长为617ms.对此时间影响较大的是Tt(小电源、负荷线路跳闸等待延时)，导致主系统电压降低时间延长，不利于下级备自投。

（4）母联开关合闸后，最大冲击电流超过1kA，经过1s多恢复正常电流值。

（5）母联开关合闸后，由于部分电机负荷自启动导致2#主变低压侧冲击电流最高达6000多安培，衰减到额定电流1872安培用时1.9S。

4 两次事故备自投动作的对比分析（图1）

图1

（1）通过以上比较可以看出，两起事故保护结果基本相同，两种备自投动作的主要判据都需要判别母线电压，母线电压降至30%Un的相对时间基本相同。

（2）南瑞9651C备自投检测到低电压满足后即发令（合母联2012开关）。

（3）现标准化备自投当低电压判据达到后，为了防止装置误动作而延时启动200ms(Tq)，备自投装置启动后需切除小电源线路（35KV母联305,306开关为小电源线路），事故发生前运行方式为306开关热备，305开关运行（带35KV IIA,IIB,1#发电机），备自投发跳无压小电源306令（有压305开关不切），延时300ms(Tt)后，备自投装置才发出合母联命令。由此可见，备自投发合母联时，系统电压已经降低到＜30%Un了。

（4）由于现标准化备自投多了Tq+Tt=500ms的延时，在220kV备自投动作合闸后，我处下辖1#区域变（6kV）在电机自启动间（13年新增部分负荷），电压下降到低压60%，加上由于220kV备自投的时间，致使其低电压时间达到1.5s，使其备投动作。

5 备自投改进措施

（1）提高低电压启动定值：低电压启动定值由30%Un,调整为45%Un。原无压定值为30%Un的原因是：减小母联合闸时冲击电流；为了提高电磁式低电压元件的可靠性。45%Un时冲击负荷约为100MVA（10万千伏安，30%Un时，冲击基本没有），从2012年6月22日的结果看，系统是可以承受的。现在继电保护采用微机保护，对微机装置而言，电压测量元件的准确度很高，45%Un不会影响可靠性。所以提高低电压启动定值可有效减少备自投装置的等待时间，加快备自投装置启动的满足时间。

（2）将Tt“小电源、负荷线路跳闸等待延时”由300ms调整为100。调整后，如需切小电源后可减少等待时间200ms。

（3）加快联切小电源。将原定值中“BZT切负荷优先级定值线路8（306开关）”定值由9调整为0（0定义为不需切除）。306开关根据系统运行方式一直为热备用状态，调整后如风2线失电，备自投启动后跳开无流无压的主供线路并确认后，备自投系统不用判断306是否为小电源即无须等待Tt延时，而立即发合母联命令。结合上述“2”改进还可减少100ms。

（4）压缩220KV备自投的时间后，6KV电机转速下降较小，自启动电流较小、时间较短，基本可解决2#主变冲击电流过大问题。

6 结语

该单位自投用新备自投后，经历了9.2停电事故的考验，为电气运行工作积累了重要经验，为防止今后全厂性停电提供珍贵的一手资料。备自投装置的可靠正确动作，需结合一次系统的实际情况，认真分析，整定出更切合该厂实际情况的定值，并尽量创造条件带所有开关做整组传动试验。但随着该厂主系统的进一步扩容，还需不断地改进，才能与其他设备更好地配合，为企业的安全生产服务。