变电站自动化解决典型事故案例

变电站综合自动化系统是一项涉及多种专业技术的复杂系统工程。根据电力系统运行的特殊要求，一旦自动化系统发生故障，必须迅速排除，使之尽快恢复正常运行。为此，要求维护检修人员应掌握一些基本的故障分析及检查方法。本任务以变电站综合自动化系统发生的部分典型事故为案例，介绍事故现象、事故处理、原因分析及预防措施。

案例1　变电站失去监控

现象:5日11:16，无人值守A变电站三台站用变压器全部失电，该站自动化信息中断，远方监控中心监控不到该变电站任何信息，A变电站失去监控。

1.检查处理

监控中心通知运行维护人员立即进站检查处理，并立即恢复A变电站有人值守。监控人员远程合380 V断路器时，无法远程操作。

A变电站三台强迫油循环主变压器所带负荷均未达到额定容量的一半，监控人员远方退出A变电站三台强迫油循环主变压器“冷却器全停跳闸压板”。

运行维护人员30 min内到达A变电站，进站后分两部分展开工作，一部分人检查后台机信息、监盘；另一部分人检查站用变压器系统设备情况，并处理故障。

站用电恢复后，站内监控信息正常，上送监控中心正常。

运行维护人员就地投入A变电站三台强迫油循环主变压器“冷却器全停跳闸压板”。

2.原因分析

(1)A变电站站用电380 V系统备自投二次回路故障，拒动。在站用电消失时，备用电源未能及时投入运行，导致站内站用系统失电。

(2)380 V断路器均未进行远程遥控试验，所以在出现异常时，监控人员不能及时进行远程操作分、合断路器。

(3)A变电站远动设备、监控后台机、相量测量装置(PMU)、同步时钟装置(GPS)等未接入UPS电源装置。在站用系统交流失电时，这些装置失电，自动化信息不能及时采集、上送、显示，严重影响无人值守变电站远程监控数据安全运行。

3.预防措施

(1)在无人值守变电站改造、验收过程中要严格按照无人值守变电站的验收标准和准则，逐项调试、验收。

(2)无人值守变电站内必须有两套交流不间断电源UPS供电装置，重要二次设备及自动装置必须接入UPS电源回路，并且在站用电消失时能够自动切换，投入运行。

(3)正常运行中，380 VⅠ、Ⅱ段备自投装置应全部投入，并且能够正确动作。对无人值守变电站站用变压器电源设计和备自投装置调试、验收，应严格把关。运行中也应定期进行低压系统二次专业巡视，保护定检。

(4)在无人值守变电站改造过程中，对于220 kV及以上采用强迫油循环风冷变压器的变电站，低压系统的完善和验收应等同一、二次设备的验收。在无人值守变电站评估验收中，站用电系统应无遗留缺陷。变电站内380 V断路器均应能够实现远程遥控操作，380 V系统遥测量应全部准确上送监控室(监控中心)。

案例2　无人值守变电站远动数据中断

现象:某无人值守变电站正常运行中频繁报“远动数据中断”。

1.检查处理

运行维护人员进入某变电站检查与数据网有关的所有设备，发现数据网接入设备运行的两只风扇中的一只停止运转。立即投入备用风扇，数据网仍不能连续正常工作。向调度申请后重启数据网接入设备，数据传输正常。

2.原因分析

(1)数据网接入设备异常死机所致。

(2)风扇损坏后，数据网接入设备过热死机。

3.预防措施

改进数据网接入设备性能，使其运行稳定性提高。

案例3　主变压器监控信息突然中断

现象:监控人员发现某无人值守变电站1号主变压器监控信息突然中断。

1.检查处理

监控人员通知运行维护人员赶赴该变电站进行检查处理。运行维护人员检查站内远动设备运行正常。但是，1号主变压器经测控装置上传的信息全部中断。检查1号主变压器测控装置，发现“装置故障”灯亮，“运行”灯灭。

经调度同意，退出该测控装置，重启装置后运行正常，“装置故障”灯灭。监控中心收到的1号主变压器所有监控信息恢复正常。

2.原因分析

(1)1号主变压器测控装置死机。

(2)该装置存在家族性缺陷，软件版本太低。

3.预防措施

(1)日常运行中设备运行维护人员应按时保质保量巡视测控设备，间隔二次设备定检、维护时，也应同时检验维护测控设备。在运行维护中如发现测控装置存在“DSP个数不正确”的报警日志、遥控出口继电器使用触点为25路以后的触点时，要引起高度重视，立即检查测控装置二次回路及装置软件，并进行过程检测，以便及时采取措施，防止测控装置误出口跳闸。

(2)建议厂家对装置软件进行升级，提高装置运行可靠性。

案例4　变电站一条线路通道故障时变电站调度电话不通

现象:运行中监控后台机报某变电站“AB线路通道故障”，某变电站调度电话不通。

检查处理:

(1)日常巡视中，对断路器操作箱含合闸监视回路运行灯及控制回路断线信号进行及时检查，上报处理。

二次专业巡视时，应检查二次回路接线端子，及时紧固松动的二次线。装置巡视时也应及时调取历史事件记录，分析其重要性，判断该信息对设备正常运行的影响。

(2)雨期时，运行人员要在天气良好时及时对端子箱、机构箱进行通风晾晒。自动除潮设备应保持良好，手动除潮设备应根据天气需要保持机构箱内的湿度并可及时投入运行。

(3)监盘时，若发现重要异常信息，即使已经复归，也应检查相关保护装置及一次设备运行情况，确保异常信息不会影响设备及电网安全运行。

案例5　运行中测控装置报“I/O模块故障”信息

现象:某变电站运行中监控后台机报“1号主变压器750 kV NS500型测控装置I/O模块故障”信号。

1.检查处理

检查1号主变压器NS500型测控装置，装置显示“DIM故障”。向调度申请后，退出1号主变压器750 kV NS500型测控装置，更换DIM插件板后，装置异常信息消失。投入1号主变压器750 kV NS500型测控装置，运行正常。

2.原因分析(www.xing528.com)

(1)DIM插件板上有一个元件虚焊，长期运行后电路板发热，元件之间连接线断路，无法正常运行(电路板已经发黑)。

(2)装置落灰尘、个别元件老化衰竭、过负荷都是造成DIM插件板故障的原因。

3.预防措施

(1)投运前应仔细检查装置各电路板的生产质量。

(2)运行中应对装置各插件板进行定期测温，以便及时发现隐患。装置定检时应全面检查装置内各元件健康状况。

(3)改善装置运行环境。装置定检时应清扫灰尘，定期打扫保护室卫生，冬季时及时接通保护室加热设备，夏季时及时投入保护室空调降温。及时调整装置所需的交直流电压。

案例6　打印保护定值时误修改定值区异常

现象:运行中35 kV松树线过电流保护动作跳闸，重合闸动作，重合不成功。

1.检查处理

检查保护装置，第一次跳闸和重合后再次跳闸时的故障电流，折算为一次电流均为269 A。没有故障相别。该线路允许额定电流为300 A。检查站内35 kV松树线间隔一次设备，均正常。检查后台机历史数据，跳闸时35 kV松树线线路负荷为269 A。

输电线路检修人员检查35 kV松树线线路全线，没有发现明显故障点。

检查35 kV松树线线路保护装置定值设置，发现运行定值均小于调度下发的定值清单的定值。打印装置定值，全面核对，发现定值区错误，本应该在“0区”实际运行在“1区”。

更改定值区后，恢复了35 kV松树线供电。

2.原因分析

(1)35 kV松树线跳闸的原因是定值错误。

(2)查阅工班对35 kV松树线保护改定值后，打印的装置定值与下发的定值清单要求一致。查找定值区修改的原因，按照保护装置定值修改时间，整理当日变电站在该装置上进行的工作票，发现三个月前，有继电保护专业人员在那个时间段对35 kV松树线保护装置打印运行定值清单(执行反事故措施，定期打印所有保护定值，进行核对)。经打印定值工作人员回忆，当日打印定值时曾经按保护装置上的上、下、左、右键，之后再按确认键，即打印定值。

(3)装置存在修改定值不要求身份密码验证缺陷。故障检验人员按照当事人所描述的方法，操作异常保护装置后，定值区确实在按键过程中发生了改变。

(4)由于定值修改后至跳闸前，该线路负荷一直较低，当日负荷突增，达到保护动作阈值，保护动作跳闸。

3.预防措施

(1)完善保护装置功能，设定修改定值身份密码保护。

(2)打印保护装置定值以及操作保护装置面板按键后，应检查装置定值区是否发生了修改，及时与定值清单核对。

(3)运行人员在每月检查保护压板时，一起检查各保护装置定值及定值区设置是否正确，确保异常时及时发现并处理。

案例7　压板名称标反使运行线路断路器误跳闸

1.故障经过

(1)故障前运行方式。某变电站330 kV系统为3/2接线方式，第一串为线-线串。3312断路器大修，330kV M线路由3310断路器带。3310、3311断路器共同带另一线路运行。

(2)当日进行的工作。当日在进行3312断路器大修、断路器操作箱定检工作。

(3)故障经过。当进行第二套短引线保护带3312断路器传动试验时，运行中的3310断路器跳闸，造成330kV M线路停电。

2.检查处理

(1)M线路保护动作情况。经检查M线路两套保护均未动作出口；故障录波器显示线路无故障。

(2)3310断路器操作箱A、B、C三相跳闸灯亮。

(3)M线路对侧无异常跳闸。

(4)M线路第二套短引线保护动作情况。第二套短引线保护有动作出口信息。保护显示的动作时间内，正好检修工作人员用试验装置对3312断路器施加了试验电流。

(5)立即核查第二套短引线保护跳3310、3312断路器回路二次接线，发现第二套短引线保护跳3310断路器和跳3312断路器的硬压板名称标识相反，造成在传动3312断路器时，实际投入的是跳3310断路器，即将试验电流加到了3310断路器跳闸回路。

(6)立即更换压板标识，并进行传动，正确后用3310断路器向M线路供电，正常。

3.原因分析

(1)造成本次误跳闸的原因为保护装置上硬压板名称标识错误。

(2)在投运前及定期进行的短引线保护传动中，未针对3/2接线方式分别对每组断路器进行传动，而是按照保护作用断路器一起传动，所以未能及时发现保护装置硬压板标识错误的问题。

(3)对回路和压板名称进行改变时，未及时记录和核对。故障后检查第二套短引线保护跳3310断路器和跳3312断路器的硬压板标识槽中，发现共计有三套不同标识，说明回路或者压板进行过多次更改。

(4)在对相关压板的两次改动过程中，未依照规程执行回路变更手续，也未将改动情况标注于图纸，为故障埋下了隐患。

(5)“图实相符”核查工作不够细致、深入。专项排查中，仅对回路编号、端子排等进行核对，没有对各回路的实际走向进行测试与校核。

(6)进行现场工作时，未按照«继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定»的有关要求，断开与运行设备有关的连线回路。

(7)保护压板及其标识管理不到位。没有建立相关的管理制度，硬压板功能、硬压板名称变动功能没有相应的记录，存在较大的随意性。

4.预防措施

(1)加强继电保护标准化检修工作，细化作业指导书，规范各项传动试验步骤及方案，提高定检工作的科学性和规范性。

(2)二次系统验收工作应制订详细、完整的验收大纲和办法，提高验收工作的实效，避免由于验收把关不严给以后运行维护留下故障隐患。

(3)制定保护装置压板、标签管理制度。明确压板管理的责任单位，将压板名称的确定、变更、核对及标签的更换程序规范化、制度化。

(4)对二次回路及保护压板变更应严格执行«继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定»，改动前必须经有关部门审核，并认真与原图核对。改动后应及时按照“图实相符”的有关工作要求执行，并进行严格的传动试验。

(5)结合定检工作，及时核对压板功能及相关回路，保证二次回路和压板的完整、正确。