基于电网事故处理的应急管理体系探索

　　摘要：通过详细描述一起雷击引起的110千伏变电站主变及主供线路跳闸事件的应急处理过程，有针对性提出现代电网应急管理对事故中保护配置、信息传递、报送管理以及时限规定等各方面的综合要求，并给出合理有效的改进措施和解决方案。

　　关键词：电网；事故处理；应急管理

　　传统电网事故应急管理重点关注事故处理的正确性和快速性，强调电网调度运行、变电运维、检修试验人员的业务技能、应急反应和协同能力，往往会忽视事故处理过程中保护配置、通讯系统、信息传递、报送管理以及时限规定[1]等方面对应急管理的重要影响。笔者结合自身现场工作经验，以一起雷击引起的电网跳闸事故的应急处理过程，全面展示了现代应急管理体系对应急处理的新要求，并进行了一定的探索和研究。

　　一、故障案例

　　1.跳闸前运行方式

　　110千伏西顺河变位于江苏省洪泽县境内，由35千伏变电站原址升压改造建成。110千伏为不完全内桥接线，站内建有63MVA三卷变一台。

　　跳闸前，110千伏西宝7A50开关运行，110千伏西邓867开关热备用，110千伏备自投投入。1号主变运行供35千伏、10千伏负荷，中性点不接地。

　　220千伏淮宝变位于洪泽县工业园区，为该县第二座220千伏变电站。220千伏、110千伏为双母线接线，站内建有180MVA自耦变2台。110千伏宝西7A50开关运行，重合闸退出。

　　跳闸前，宝西7A50线负荷为10.63MW。

　　跳闸时为雷雨天气，系统网络接线如图1所示。

　　2.事故现象及开关跳闸情况

　　2011年7月05日7时00分20秒，220千伏淮宝变110千伏宝西7A50线相间距离I段、接地距离I段动作，开关跳闸，重合闸未投。故障电流为78A，一次电流约为9428A，测距1.982KM，A、C相接地故障。

　　110千伏西顺河变35千伏西黄313线过流I段动作，开关跳闸，故障电流约为22.88A，一次电流为2745.6A，A、C相短路。

　　7时00分19秒725毫秒，110千伏西顺河变1号主变间隙保护启动，经0.5秒延时，跳运行中的110千伏西宝7A50开关、主变301开关、101开关。中性点电流6.208A，一次电流为372.48A。

　　35千伏盐电315开关解列装置动作、跳闸。

　　7时00分20秒128毫秒，110千伏西顺河变备自投启动，经5s（整定延时）出口跳7A50开关，合上西邓867开关。

　　3.事故处理经过

　　2011年7月05日7时05分，地区监控班向地区调度（以下简称地调）报告：7时00分220千伏淮宝变110千伏宝西7A50开关跳闸，110千伏西顺河变备自投动作。

　　7时09分，地调通知220千伏朱坝变操作队赴220千伏淮宝变检查现场一、二次设备。

　　7时10分，地调通知110千伏洪泽操作队赴110千伏西顺河变检查现场一、二次设备。

　　7时12分，洪泽调控向地调汇报：7时00分西顺河变西宝7A50开关跳闸，间隙保护动作，1号主变301开关、101开关跳闸，同时35千伏西黄313开关（速动保护动作）、盐电315开关跳闸（解列装置动作）。地调即通知洪泽调控对宝西7A50线路进行带电巡线。

　　8时15分，110千伏西顺河变现场检查人员报告：110千伏西顺河1号主变间隙保护动作，主变三侧开关跳闸。

　　9时02分，220千伏淮宝变现场检查人员报告：110千伏宝西7A50开关接地距离Ⅰ段，相间距离Ⅰ段保护动作，开关跳闸，重合闸未投，测距1.982KM，A、C相故障。站内检查无异常。

　　10时30分，洪泽调控向地调汇报：110千伏西宝7A50开关巡线无异常，可以正常送电。

　　11时00分，地调口令220千伏淮宝变合上西宝7A50开关。11时10分执毕。

　　11时11分，地调口令110千伏西顺河：合上西宝7A50开关（合环）；拉开西邓867开关（解环）。11时14分执毕。

　　二、原因分析

　　1.保护动作情况

　　通过检修工区提供的录波图可查出，2011年11月05日07时00分20秒，220千伏淮宝变110千伏宝西7A50线发生AC相短路故障，故障电流约为78A，一次电流约为9428A，PSL621U[2]保护启动。17ms后，PSL621U距离I段动作出口，断路器三相跳开不重合（重合闸未启用）。可确认现场保护动作正确，录波正确。

　　2.现场一次设备检查情况

　　跳闸后现场一次设备检查发现：110千伏西顺河1号主变油色谱取样分析结果在合格范围内；110千伏西宝7A50线路避雷器A、B、C三相原计数分别为4、5、0，当天雷击后分别为6、5、2，避雷器动作正确；110千伏西宝7A50线避雷器带电测试，测试结果合格；110千伏西顺河1号主变中性点及间隙保护检查，主变中性点间隙115mm，符合规定，中性点间隙保护整定电流1.67A（一次100A），间隙零压定值150V，符合整定规程。可确定事故由雷击造成。

　　3.35千伏西黄线故障情况及对主变冲击影响分析

　　35千伏西黄线过流I段动作，故障电流22.88A，一次电流2745.6A。西顺河变1号主变63MVA，允许短路电流计算结果为（2.55*In/X12）=17370A。

　　此次短路电流小于60%允许短路电流。

　　4.110千伏备自投动作情况分析

　　110千伏西顺河变主接线为不完全内桥接线。备自投装置为PSL621U型，生产厂家为国电南自，主接线如图2所示。

　　西顺河变主变保护（差动、非电量、高后备）动作后，跳开西宝7A50开关、西邓867开关（故障前处热备用状态），同时跳开1号主变301、101开关，闭锁站内110千伏备自投。“主变保护动作闭锁”只闭锁备自投的母联备投方式，不闭锁进线备投。考虑到现场无110千伏母联开关，应可靠闭锁进线备自投。

　　三、改进措施及建议

　　1.深化保护装置管理

　　由文中110千伏备自投动作分析可以得出：本次事故，110千伏西顺河变备自投不应动作，西顺河变为内桥接线，主变间隙保护动作应闭锁高压侧备自投，必须立刻对110千伏西顺河变备自投进行整改。为避免此类事故，必须与保护专业人员配合，开展淮安地区包括单母线分段式、内桥接线式、远方备自投等各类备自投装置的全面排查工作，对其工作原理、压板投退、定值整定、控制字设置、设计回路、安装接线等进行全面排查。

　　2.加强小电源管理和方式安排

　　本次事故发生时220千伏淮宝变110千伏宝西7A50开关跳闸，未进行重合闸补救，是因为西顺河变35千伏侧有小电厂并网（图3），保护配置上要求不投重合闸。应以确保电网安全为原则，考虑在第I时限将小电源进行低频低压解列，对小电源接入方式以及相关线路的重合闸等装置的投入管理进行全面梳理，合理安排电网运行方式。

　　3.完善现有通讯系统

　　事故处理时，调度员必须时刻保持冷静的头脑，尽量避免外界的干扰。如本次事故处理过程中，地调值班员共接电话70余个，而其中与事故处理无关的询问电话就有近30个，占近一半。调度是窗口部门，必须严格执行“优质服务”要求，如何回答客户的咨询电话，做到尽快回复而又不影响事故处理，需要平时积累一定的应答技巧；另外，应考虑开发调度台在事故处理过程中自动屏蔽此类干扰电话并将其转至95598电力服务热线的功能。

　　4.加强各级调度间的信息传递

　　处理大范围停电事故时，应注意与上下级调度的沟通。及时向省调汇报事故情况、现场检查情况以及目前处理的进展，主动了解省调事故处理的思路及要求，配合省调尽快恢复主网供电；同时应尽快将故障情况、事故处理思路和要求告知配调和县调，要求其对低电压电网进行调整，尽量保证重要负荷连续用电，尽快恢复用户供电。

　　5.需建立电网跳闸信息报送管理制度

　　本次电网跳闸事故发生后，相应输、变、配电设备检查、试验信息报送不够及时。各有关单位对现场一、二次设备检查、线路故障巡查结果等信息未按电网事故处理质量管理规定要求，在规定时限内按时报送电力调度控制中心（表1），不利于公司开展电网跳闸处理质量分析工作。需要制定电网跳闸后信息报送的相关管理规定，明确事故发生后，检修、运维、输电运检等单位应在规定时限内向电力调控中心报送现场一、二次设备检查及巡线结果，为调度分析故障情况及处理事故提供依据。

　　四、结束语

　　随着通讯技术的迅猛发展、信息传递渠道的不断完善，社会生产、人民生活对电力供应安全、连续、优质、经济的要求越来越高，加之自然灾害和强对流天气的频繁出现，电网事故应急管理不能继续停留在最短时间内发现、排除故障这一简单的要求之上，而是要将信息传递、报送管理、通讯保障、保护配置、舆情控制等多方面因素结合到一起，形成一个立体、有机的应急管理体系，实现高效、优质的事故应对机制。

　　参考文献：

　　[1]国务院.电力安全事故应急处置和调查处理条例[Z].2011-09-01.

　　[2]PSP691数字式备用电源自投测控装置技术说明书[Z].