（广东电网有限责任公司惠州供电局 广东惠州 516001）
摘要:由惠州电网的一起设备跳闸事故及其处理过程, 引出一系列问题的思考，比如：调度员运用保信系统对故障的准确判断、快速信息汇报、电网风险预控、值内快速分工等。尤其是研究电网和电气设备故障定位的原理和方法, 以便迅速确定故障设备、故障地点和故障类型。
关键词:惠州电网；事故；处理；思考
一、前言
本文由一起惠州电网设备跳闸事故作为切入点，通过对事故处理过程的简要概述，引入一系列问题的思考，对调度员运用保信系统、快速信息汇报、电网风险预控等。并通过笔者近年来事故处理的经验，就当值调度员如何在处理电网事故面前协作分工、临危不乱的方法和经验进行探讨。
二、事故简介
某日，天气良好，湾畔站#2主变监控端显示#2主变差动保护动作，#2主变变高2202开关、变中1102开关、变低522开关事故分闸（变高、变中母线间隔均为GIS设备），湾畔站10kV备自投正确动作，造成白云站、上田站、响水河站、樟埔站、平安站、观山站共约95MW负荷低压脱扣（后逐步自动恢复）（见图一），湾畔站#1主变单台变运行，存在随负荷不断攀升#1主变过载以及湾畔站220kV I母故障，或#1主变故障，或110kV I母故障，平安站、樟埔站、钢厂站全停（二级事件）的风险。
图一 事故前电网方式
三、事故处理过程
1、通知巡维中心迅速到站检查#2主变一二次设备。
2、向中调汇报简要情况，申请#1主变中性点改为直接接地。
3、当值调度明确分工，协作配合，将事故信息及电网存在风险及时发布。联系继保及方式进行技术支援。
4、消除#1主变可能过载隐患，方式调整如下：荣田站110kV田秋甲线由挂110kV #1母线运行倒至110kV #2母线运行，110kV 田约线由挂110kV #6母线运行倒至110kV #5母线运行。荣田站退出主变联切功能，合上#2主变变中112000中性点地刀，110kV母联1012开关、1056开关由运行转热备用；白云站退出110kV第二套备自投，110kV田秋甲线-2T白云甲支线2T1616开关由热备用转运行，110kV云上线1728开关由运行转热备用。控制荣田站侧田秋甲线电流在860A以内，控制田秋甲线—1T新塘甲支线后段线路电流在500A以内。控制荣田站#1主变、#2主变负荷在228MW以内。（见图二）
5、现场变电汇报保护动作结果大致如下： #2主变仅有差动保护动作跳开三侧开关，瓦斯保护未动作，220kV母线及110kV母线差动保护均未动作。检查大差范围内设备均无异常。
6、依据规程规定，将#2主变由热备用转检修，待现场班组检查。
7、故障点判断：
湾畔站#2主变变高侧、变低侧CT配置如图1所示。变高侧保护用流互（电流互感器）由母线至主变方向依次为1LH、2LH、5LH、6LH以及故障录波用流互9LH。变中侧保护用流互（电流互感器）由母线至主变方向依次为21LH、22LH、24LH、27LH。现根据录波判断故障范围：分析1、由现场保护检查情况及故障录波信息（A、B屏差动保护动作）判断故障范围在2LH与主变（高压侧）及22LH与主变（中压侧）之间（大差范围）。分析2、由现场无母线差动保护动作信息判断故障范围不在5LH至220kV母线之间，24LH至110kV母线之间。分析3、根据上图，录波反映差流情况看，录波差流CT（变高9LH，变中27LH）范围内并无差流的存在，说明录波差动CT（变高9LH，变中27LH）范围内并无故障。（见图四）分析4、根据前述三点分析，故障点锁定在变高或者变中母差用CT至故障录波用CT之间的一次设备。（即变高5LH至9LH之间或者24LH至27LH之间）。分析5、根据故障时，#1主变、#2主变变中检测故障电流值相等，判断故障点为变中录波用CT（套管CT）至母差用CT之间的设备，后经现场试验所试验检查，最后确定故障点为11024刀闸含出线套管气室。
8、将#2主变变中套管引下线拆除，隔离故障气室，完成#2主变、变高、变低开关间隔恢复送电操作（变中开关间隔保持在检修状态）。
四、思考与建议
本次事故虽然是一起规模不大的设备事故，但在事故处理过程中快速信息汇报、利用保信系统对故障点位置初步判断、动态电网风险的管控意识以及当值人员快速有序分工都起到了至关重要的作用。
4.1 事故处置过程中的依归性
电力系统中的任何操作和事故处理均要遵守相关规程及有关管理规定。针对本次主变故障，首先根据广东电网调度规程5.6.3，要考虑另外一台主变的过载能力，虽然事故发生时并未过载，但要充分考虑晚峰负荷情况，当值调度人员在比对近期负荷曲线，发现若不将负荷转移将会出现晚峰时湾畔站另外一台主变（#1主变）过载； 其次根据广东电网调度规程5.6.3.5，变压器跳闸后，值班调度员应注意中性点接地方式变化对系统运行的影响，所以向中调申请转移中性点至#1主变，其次根据5.6.3.2主变差动保护动作跳闸，在对保护范围内设备进行外部检查无明显故障、检查瓦斯继电器气体颜色和可燃性证明变压器内部无明显故障时，则应取油样及气样进行分析检查，证实变压器内部无故障后，经设备主管单位总工程师同意，方可试送电。同时需注意#2主变变高、变中开关间隔为GIS设备，在未查明原因和做相关试验前不得送电。综上得出跳闸的#2主变未经试验班组确认和排除故障点后不得送电，最后调度在试验班组尚未到站的前提下，将#2主变转检修，为试验班组到站抢修迎的宝贵的时间。
同理，在事故处理过程中，涉及任何关于对线路、母线、主变及变电站全停等相关的处理均要以规程规定的要求去做。
4.2利用保信系统等一切可能的手段对故障进行分析
一起顺利的事故处理过程，不仅在于调度员高水平的专业素质和处变不惊的良好心理素质，还取决于调度员是否能有效的利用各种辅助系统（微信平台、雷电定位、远程视频、保信系统、pass及dts）对事故进行综合判断。尤其是在应对恶劣天气，线路跳闸很多，对保证电网安全、稳定运行其起到重要作用。
4.2.1保信系统
众所周知，继电保护是分析电力系统故障类型和范围的重要手段，但是随着无人值班变电站数量的增加，很多时候调度员无法在事故第一时间获取相关保护信息，现在调度员可以通过保信系统快速调取保护报告以及故障录波等信息。本次湾畔站#2主变跳闸，在巡检未能到站的情况下，当值调度员通过调用比较差动保护以及故障录波信息，可以确立大致的故障范围在变高或变中套管CT至母差保护CT之间，同时结合后来继保专业通过故障电流的大小确认故障范围在变中套管CT至母差保护CT之间。这与后来班组到站检查结果相一致，缩短了现场人员排除故障点的时间。
对继电保护报告的分析是反映调度员业务素质能力高低的重要体现，较快的获得保护情况报告，可以帮助调度员快速对事故加以判断，比如：通过继保报告反映某线路发生三相短路故障，通过这个调度人员在选择对该线路强送的时候必须重点考虑强送线路于永久性故障对系统稳定性作用的影响等等。
4.2.2雷电定位系统
电网雷电定位系统是一整套全自动、大面积、高精度、实时雷电监测系统，可实时地测定雷云对地闪电发生的时间、地点、雷电流幅值、极性和回击次数，可连续观测雷暴的运动轨迹，从而判断雷暴的移动方向。 指导快速查找雷击故障点、确定输电线路的跳闸原因是否雷击，调度员也可结合雷电预警、灾害性天气的预报等判断未来一段时间雷电轨迹，以及预测可能暴露在雷电区域内的重要输电线路情况，提前做好事故预想。
4.3 事故处理过程中电网动态风险分析
电网风险中除了基准电网风险和基于问题的风险外，在事故处置的过程中一些动态风险仍需要调度员持续关注并采用一切可行的方法加以控制。常用方法有：通知相关单位加强线路或变电设备运维，编制临时预案等。
本案例在湾畔站#2主变跳闸后，“活的电网”部分即存在两个风险：风险1.#1主变单台运行风险，针对该风险调度台通知现场加强#1主变及相关母线运维，另外安排一调度员辅助编写临时的事故处置预案。（见图五）风险2.随着晚峰的临近，#2主变有过载的风险，本风险通过采用运行方式调整将白云站负荷转移相邻220kV变电站加以化解。
在进行风险2的控制措施前，必须考虑白云站转移至秋长站或者荣田站，两种情况应分别考虑，对该两个站主变断面及新增的风险的影响，比如白云站转至秋长站可能引起秋长站主变及田秋甲乙线过断面运行等，最终决定将白云站负荷转移至荣田站供电。
事故处置告一段落，需重新评估电网风险，最终发布临时电网风险：湾畔站#1主变单台变运行，湾畔站220kV I母故障，或#1主变故障，或110kV I母故障，平安站、樟埔站、钢厂站全停（二级事件）的风险。
4.4 事故处置过程中如何快速分工协调
目前，惠州地调采用监控+主网调度一起办公的工作模式，在事故处置过程中可以充分利用调控一体化的优势，相互协调，分工协助共同完成好事故处理。
一般来说事故处理主要分为事故处置和信息汇报两个环节。事故处置原则和方法的重要性已为多数人了解，但随着电网规模的不断扩大以及领导对信息敏感的要求，信息汇报环节也成为事故处理过程中非常重要的组成部分，但是也存在着繁琐的信息汇报浪费当值调度员处理事故的时间和精力，后来通过采用发散传播信息的方法得以解决问题（本单位生产信息的汇报主要报三个人，调度主任、调度班长、调度专责），由调控中心主任联系局相关领导，调度班长负责联系中心安生分部、运方、继保、自动化、通信专业等专业、调度专责负责联系设备部、安监部、市场部、办公室等主管领导，这样使信息能快速传递。通过将事故情况简明、扼要的传递到相关职能部门和技术支持分部（继保、方式等）。让相关专业掌握第一手事故相关资料，同时也能很好的辅助调度处理好事故。通过对当值调度人员的合理分工，协同作战，共同应对电网事故，可以极大的发挥资源优势，提高工作效率，能有效的避免杂乱无章、遗漏、人员紧张等问题。
五 结尾语
随着惠州电网负荷增加以及电网接线的日益复杂，电网事故处理是检验调度员高水平的专业素质和处变不惊的良好心理素质的最直接的手段，良好的个人素质来源于平时严格的训练，属于硬实力。然而电网事故处理并非靠一人之力就能完美应对，需要当值人员通力协作、分工合理共同完成，同时调度员还需具备利用各种辅助系统（微信平台、雷电定位、远程视频、保信系统、pass及dts）进行事故处理的能力，这些属于调度员的软实力，只有调度员具备以上软硬实力，方能从容面对电网事故。
论文作者:徐大勇
论文发表刊物:《电力设备》2017年第21期
论文发表时间:2017/11/28
标签：故障论文; 电网论文; 调度员论文; 事故论文; 母线论文; 风险论文; 事故处理论文; 《电力设备》2017年第21期论文;