220kV智能变电站非同期并列事故分析
国网新疆电力有限公司电力科学研究院、国网新疆电力有限公司电力调度控制中心的研究人员周杰、王开科、南东亮、崔大林、张路，在2020年第5期《电气技术》杂志上撰文，介绍了电网中的两个系统在用某220kV智能变电站220kVⅠ、Ⅱ母联测控同期合母联断路器时所发生的非同期合闸事故，并通过对此事故发生原因以及暴露问题的深入分析，结合测控同期装置的工作原理，提出合理的解决方法，为今后变电站同期合闸的安全操作以及类似事故的分析和处理提供了参考方法。
目前，两个电网的连接通常通过同期装置操作进行，而智能变电站中通常采用测控装置中的手动同期功能来实现两个不同源的系统连接。本文针对新疆电网一起220kV变电站非同期合闸事故发生原因及暴露的问题，从测控同期装置手动同期功能、测控装置相关电压二次回路、测控装置缺陷、运行人员失误等方面进行深入分析，提出合理的解决方法，为今后变电站同期合闸的安全操作以及类似事故的分析和处理提供参考方法，以防止以后发生同类问题。
1 手动方式同期合闸功能
1.1 母联手动同期合闸的原理
对于母联间隔来说，若实现同期合闸功能，则需确定参考电压及抽取侧（同期侧）电压取用。发生事故的智能变电站设计220kVⅠ母三相电压为参考电压，220kVⅡ母为抽取电压，即同期侧电压，根据抽取接用的电压相别在测控装置中进行相应参数的整定，事故发生的智能变电站接取220kVⅡ母A相电压为抽取电压。
在同期合闸时，对220kVⅠ、Ⅱ母A相电压进行电压、频率和相位的比较，若满足测控同期装置定值中压差、频差和角差的要求，则测控装置合闸开出接点闭合。母联断路器同期合闸示意图如图1所示。
1.2 母联测控同期方式选择
该站母联测控装置同期方式的选择通过3个软压板（无检定、检无压、检同期）实现。同期方式与压板的对应关系见表1。
图1 母联断路器同期合闸示意图
表1 同期方式与压板对应关系表
当无检定压板投入时，不论检无压、检同期压板是否为投入同期方式，均为不检定方式；当检无压压板或检同期压板投入时，为对应检定方式；当检无压和检同期压板同时投入时，检定方式为先检无压，检无压不满足时再转为检同期方式，即转换方式。目前新疆电网无人值守变电站测控同期方式采用转换方式。
2 事故过程及分析
2.1 事故过程
新疆电网220kV变电站Ⅰ母发生鸟害闪络故障，造成220kVⅠ母失压，220kVⅡ母带2号主变及低压负荷及电源形成孤网运行，在恢复原运行方式、利用220kVⅠ、Ⅱ母联断路器同期合闸时，引起接入该站的某水电站发生主变差动保护动作跳闸。
通过分析发现，220kV变电站A变电站手动同期合闸时母线电压有明显跌落，如现场录波图2所示，而此时该站附近电网未发生故障以及电网方式变化，同时该站变电站内无任何故障，站内所有保护均运行，无保护动作事件正常均未动作。
2.2 同期合闸时母线电压跌落原因分析
该站母联测控装置同期合闸选择的方式为转换方式，需要满足一些相关条件才允许同期，同期时需要满足的条件有：
图2 220kV母联非同期故障录波图
1）检无压、检同期压板同时投入。
2）线路电压、母线电压均大于对应有压定值。
3）两侧电压差小于压差定值（两侧电压为非同名相时，程序换算为同名相后计算差值）。
4）两侧相角差小于角差定值（两侧电压为非同名相时，程序换算为同名相后计算差值）。
5）两侧频率差小于频差定值。
6）频率滑差小于频率滑差定值。
7）合闸角度小于允许合闸角度。
根据图2可知，在母联断路器合闸前220kVⅠ母电压与220kVⅡ母电压相角差较大，角差范围为102.59°～103.67°。
同期合闸角度公式：
现场投入检无压、检同期压板后执行的同期逻辑如图3所示。
根据图3及图2可知，事故发生时，220kVⅠ、Ⅱ母线电压均为有压状态，在同期方式为转换方式情况下，现场同期逻辑将按检同期方式执行。根据现场录波及合闸时同期合闸角度计算，不符合同期合闸要求，但断路器却合闸成功，由此可以判断220kV母联断路器合闸时为非同期合闸。
图3 转换方式下同期逻辑执行示意图
2.3 母联非同期合闸原因分析
为确认母联非同期合闸原因，现场检验母联测控装置同期功能，功能完好。梳理220kV母联测控装置电压引入方式时发现，引入该测控装置的220kV母线电压为计量电压，该电压引入示意如图4所示。0.2计量级电压经220kVⅠ、Ⅱ母线电压汇控柜分别转接至220kVⅠ、Ⅱ母线合并单元和220kV计量电压并列柜，220kV母联测控装置用的电压由220kVⅠ、Ⅱ母线合并单元送出，计量屏内各220kV间隔电压由各间隔电压切换后送至对应的电能表。
图4 母联测控电压引入示意图
现场检查发现在220kVⅠ母跳闸失压同时220kVⅠ、Ⅱ母线电压汇控柜内计量电压二次空开跳闸信号，为确认计量电压二次空开跳闸原因，检查计量电压二次回路，发现计量电压柜内2号主变高压侧计量电压切换回路Ⅰ母电压切换继电器节点未复归，如图5所示。
图5 2号主变高压侧计量电压切换回路图
3 非同期合闸引发的几个问题
1）根据规程要求，应将测控装置接入0.5级的测量电压，而该站测控装置电压使用计量电压，违反了规程要求。
2）站内常规计量电压切换装置仍采用双位置电压切换继电器，且未将切换继电器同时动作告警信号接至后台告警信号，导致计量电压二次回路长期并列。
3）现场运维人员在同期合闸操作中存在疏漏，在操作220kV母联断路器同期合闸前，未认真检查母联测控装置实时同期电压采样数据，未及时发现母联同期断路器两侧均无电压的异常现象，导致非同期合闸。
4）测控装置同期方式设置的不合理，测控同期装置在所有同期功能压板不投入的情况下默认为不检定方式合闸，易发生非同期合闸。
5）测控装置不具备电压互感器（potential trans- former, PT）断线闭锁同期功能，当二次回路无法反映一次设备电网真实情况时，易导致非同期合闸。
4 解决方法
针对事故发生的问题应采取以下防范措施：
1）应对220kV母联测控装置电压接取进行调整，调整为接入0.5级的测量电压。
2）应将计量电压切换装置更换为单位置电压切换，防止发生二次电压误并列，或将切换继电器同时动作告警信号接至后台告警信号，便于监控电压切换状态。
3）应完善变电站同期操作流程，编制同期操作票、注意事项及同期合闸前的检查方法，在同期操作前确认监控后台及测控同期装置是否异常，当前投入的压板是否正确。
4）针对所有同期功能压板不投入的情况下默认为不检定方式合闸的情况，应改进同期方式判别逻辑。改进后同期方式与压板的对应关系见表2，仅保留表2中4种有效的同期方式，压板设置为其他方式时，装置应判别为异常，发出告警信息并闭锁同期合闸。
同时，改进检无压判别方式，检无压方式的双侧无压合闸通常用于合空开关或测试使用，实际运行系统中均采用单侧无压方式。修改测控装置逻辑，在装置中增加“双侧无压合闸”控制字定值，在该定值投入时，检无压允许双侧无压合闸，否则，检无压仅允许单侧无压合闸。
表2 改进后同期方式与压板对应关系表
5）完善测控装置PT断线告警及闭锁功能，具体修改逻辑为任一相电流大于0.5%In，同时任一相电压小于30%Un且正序电压小于70%Un；或者若负序电压或零序电压（3U0）大于10%Un，则发PT断线，可通过定值投退PT断线闭锁检同期合闸和检无压合闸功能。PT断线告警与复归时间统一为10s。本逻辑仅用于判别系统侧三相电压的PT断线，不能用于单相抽取电压PT断线的判别。
5 结论
1）通过分析二次回路设备，梳理出测控装置非同期合闸的原因，给出了回路调整的方法，为今后此类事故的分析和处理提供了参考依据。
2）通过此次事故，提出了今后变电站测控同期合闸前的注意事项，为减小非同期合闸提供参考方法。
3）通过深入分析现有同期装置原理，提出同期装置的同期方式、同期判据等修改方法，为今后同期装置的原理设计、验收试验和现场维护提供了参考方案。