周东旭

（北京地铁科技发展有限公司，北京 100160）

0 引 言

变电站是电力工程输变电系统的重要组成部分，直接决定着电力系统运行工作的质量。现阶段，变电站基本普及了自动化控制，从根本上提高了各类设备的精密化程度。该背景下，变电设备运维遇到了极大的挑战，变电设备故障频发，使供电质量和安全性受到严重威胁，加强对变电运维设备故障的预防尤为重要。

1 变电站运维设备常见故障原因

1.1 变电站运维设备陈旧老化

当前供电需求量不断提高，增加了整个电力系统的压力。由于变电运维设备的成本都比较高，使用年限一般都比较长，大多数情况下不会轻易更换。在此背景下，变电运维设备就会面临运行时间长、负载压力大等问题，极易引发设备老化等故障，对输送电的速度和质量造成影响，甚至直接威胁工作人员的生命安全。很多变电设备在运行时会面临超负荷运载的情况，加重了变电设备损耗的现象，引发停电跳闸等故障，加大了变电站运维管理工作的难度。

1.2 运维人员操作不规范

除了设备运维管理与检修不及时，运维人员操作不当也会引发故障。对于种类多样且不容易操作的设备，如果运维人员的操作不符合规范或者在决策方面出现失误，都会直接引发设备运行安全问题，甚至会对运维人员的生命安全造成严重威胁，给电力企业造成无法弥补的经济损失。

2 变电运维设备常见故障

2.1 一般故障

变电运维设备中比较常见的故障有电压互感器（Potential Transformer，PT）熔断、系统接地故障等。如果变电运维设备在运行时出现安全问题，为确保三相平衡，电流较小的接地设备会和母线中的辅线开口主动连接。如果辅线开口位置的电压值为0 V，此时变电运维设备就会发出警报。需要注意的是，仅凭警报难以找出故障位置，还要结合多方面因素实施下一步的排查检修。

2.2 跳闸故障

开关跳闸和线路跳闸是主要的跳闸故障。开关跳闸包括主变三侧开关跳闸和主变低压侧开关跳闸。引发变电设备跳闸故障的主要因素有开关保护误动作、越级跳闸、母线接触不良等。一旦变电运维设备发生跳闸现象，要第一时间找出跳闸原因并进行分析，根据实际情况实施合闸动作。该过程不能强行合闸，若是强行合闸，则会给变电设备带来双重伤害[1]。

2.3 倒闸操作不恰当

倒闸操作是变电运维操作中极其重要的一个环节，电力部门工作人员在进行倒闸操作前要确保安装的电气设备正确、稳定，这直接影响倒闸操作时是否可以准确转换到指定状态。实际操作中，一旦倒闸操作有误，直接影响整个电源系统的长期稳定运行，甚至会引发安全事故。例如，继电保护与自动装置的投切不匹配，此时进行倒闸会引发电路瞬间短路。

2.4 电压互感器故障

电力系统中，电压互感器的作用是依据变电需求对电压进行实时调整。电压互感器具有十分重要的作用，不仅关系变电系统的安全稳定运行，还关系作业人员的生命安全。在变电系统运行中，如果互感器发生故障，其铁芯会快速饱和，无法准确监测电感量。饱和状态下，互感器铁芯的电感抗会无限接近于对地容抗，造成铁磁谐振，导致电压升高。饱和的互感器长期处于高压下，会增加内部铁芯的磁通压力，导致互感器损坏。

3 案例分析

3.1 事故前运行方式

某220 kV 变电站中，220 kV、66 kV 接线方式均为双母线带旁路母线。220 kV 南、北母线经220 kV母联开关并列运行，旁路母线及旁路开关备用，66 kV南、北母线并列运行，旁路母线及旁路开关备用，1号、2 号主变并列运行。

3.2 案例事故发生过程

事故发生时，正在开展220 kV旁路转带A线操作，220 kV 旁路开关处于分闸位置，运维人员在A 线1号保护屏将保护装置停用，然后把保护装置的电流回路由线路侧切换至旁路侧。此时，旁路电流回路需要在1 号主变2 号保护屏、B 线保护屏以及C 线保护屏处分别短接，运维人员在1 号主变2 号保护屏处取下旁路电流短接片过程中，误碰其保护侧电流切换端子回路，导致保护装置C 相差动保护动作跳闸，跳开主变两侧开关，1 号保护无动作信息。

3.3 案例事故原因调查

3.3.1 保护动作情况

1 号主变的2 号保护电流录波见图1。

图1 1 号主变的2 号保护电流录波

保护动作报文显示C相差动保护15 ms动作出口，C 相差动电流为0.79 A，大于保护定值0.62 A。

3.3.2 模拟事故干扰电流

对1 号主变的2 号保护进行全部试验，试验结果合格，排除保护装置本身事故。调取监控录像，证实运维人员在操作电流切换连片时，1 号主变的2 号保护装置发生差动保护动作。试验人员模拟事故时的状态，旁路开关在分闸位置，在1 号主变的2 号保护屏处，模拟旁路间隔侧电流切换片触碰1 号主变的2 号保护装置的电流切换片，保护装置显示有0.85 A电流，投入主变差动保护压板，主变差动保护动作。初步判断操作切换片时将外部电流引入主变保护装置，致使保护动作。

3.3.3 干扰电流产生原因

经过检查，2 号主变保护的电缆回路无寄生回路，主控室内等电位接地网铜排在电缆沟入口处接地良好。旁路间隔电流回路接入端子箱壳体主接地网，其电缆外层屏蔽线接入端子箱等电位接地网铜排，220 kV旁路端子箱处主接地网铜排与等电位接地网未连接，两者之间的压差超过1.2 V，旁路电流回路与主变电流回路之间误碰形成电流回路，由此产生干扰电流，如图2 所示。

图2 干扰电流的产生原理

3.3.4 干扰电流测量与监测

将1 号主变2 号保护屏内的分支电流与主变保护高压侧A、B、C 相电流切换端子分别短接，保护装置分别显示IhIa=0.78 A、IhIb=0.55 A、IhIc=0.78 A。在现场对主变高压侧电流和旁路切换电流进行24 h 监测与记录，频率为每3 h一次，最大干扰电流为1.95 A，此时风电A 线、风电B 线2 条220 kV 线路上送负荷达到300 MW。综合分析，干扰电流与时间、温度以及天气等影响无明显关联，与系统潮流存在一定线性关联。

3.3.5 主接地网与等电位接地短接试验

通过上述数据分析，证明2 个接地点之间存在电位差，导致旁路电流回路与主变差动电流回路碰触时形成回路，产生干扰电流。在220 kV 旁路端子箱处将主接地网与等电位接地网铜排可靠短接，室内1 号主变2 号保护屏处测得感应电流由0.78 A 降为0.12 A。

3.4 事故引发的思考与对策

运维人员在取下旁路电流连片时误碰到主变保护装置电流连片导致干扰电流进入主变保护装置，是本次事故的诱因。针对此问题，可以定制电流连片专用隔离罩或绝缘防护套来预防此类误碰事件的发生[2]。

旁路间隔公用电流回路没有在旁路保护屏处唯一短接，而是在各间隔保护屏上分别短接，存在多地点操作误碰隐患，是本次事故的间接原因。针对此问题，确保旁路间隔公用电流回路直接在旁路保护屏处一点短接，其他间隔侧旁路切换电流连片均做开路处理，可以提高操作效率，降低操作风险。

220 kV 旁路端子箱壳体没有与等电位接地网可靠连接，导致二者之间的不平衡电压进入二次系统，通过主变电流回路与旁路电流回路形成回路，进而导致干扰电流流入主变保护装置，是本次事故的主要原因。《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施》（2018 修订版）要求“在主控室、保护室、配电室、敷设二次电缆的沟道、开关厂的就地端子箱及保护用结合滤波器等处，应使用截面不小于100 mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网”。建议运维单位在变电站新建、改扩建工程验收时，严格检查等电位接地网和主接地网的连接情况，确保二者可靠连接，并对在运变电站的同类问题进行核查。

4 变电运维设备故障处理措施的优化

4.1 一般故障处理优化

变电设备经常出现的故障有线路故障、高温保险丝熔断、线路谐振以及线路接地。运维人员要认真分析现场故障的具体状况，针对性地给出解决措施。如果高温保险丝发生熔断问题，工作人员要观察零值，作为断定高温保险丝熔断的依据。线路发生断线故障，如果只有一相电压升高，另两相电压处于降低状态，就能判断是线路发生了断线故障；如果一相电压的值是零或基本没有电压，另两相电压比线电压值低且略高于同相电压，就能判断线路发生了接地故障。

当变电站运维设备发生上述问题，运维人员要基于安全维修原则及时进行故障排查。维修后还要定期巡查线路，为以后的运维提供帮助[3]。

4.2 完善变电运维设备安全管理机制

变电运维设备的故障会阻碍变电系统的稳定运行，严重损害电力企业的经济利益，严重时直接威胁人们的生命安全，因此要重视变电设备管理过程中安全管理机制的完善性和规范性，定期对管理人员进行安全规范教育，提高管理人员的安全责任意识。电力企业要加强对管理人员的安全教育培训，可以通过在单位内张贴安全标语时刻提醒管理人员，也可以和兄弟单位举行安全管理交流会，相互借鉴。此外，提高管理人员的综合素质，掌握安全用电的重要性，减少由于意识不足导致的变电运维设备故障[4,5]。

4.3 组建一支精良的高素质运行设备维护队伍

变电运维设备的工作人员要扎实地掌握设备维护技术，提高自身专业素质，以便更好地开展变电设备维护工作。同时，电力企业要扩大运维队伍，招聘专业的运维人员对变电运维设备定期进行维护，借助专业的维护知识来维持变电运行设备的性能，从而促进变电设备运行效率的提升。

5 结 论

电流回路接地对主变差动保护安全运行会造成直接影响，因此要严格落实《国家电网有限公司十八项电网重大反事故措施》有关电流接地的要求，加强竣工验收、差流日常巡查以及记录比对等关键环节的管理，及时发现差流异常情况并查明原因、快速改正，从而确保变电系统的安全运行。