引言

智能變電站經(jīng)過十余年的建設與發(fā)展，已在電力系統(tǒng)中大量投入運行。智能變電站二次系統(tǒng)通過網(wǎng)絡化、數(shù)字化手段，將常規(guī)變電站大量由二次電纜構成的回路變?yōu)楣饫w和光交換機構成的變電站過程層網(wǎng)絡中的“虛回路”，其接線連接關系定義于智能變電站配置文件中，實現(xiàn)交流采樣、信號傳輸、保護跳閘等功能。

智能變電站配置文件包含變電站系統(tǒng)配置文件（SCD）、IED能力描述文件（ICD）、IED實例配置文件（CID）等[1]。首先在SCD文件中導入各裝置對應的ICD文件，將各ICD之間的“虛端子”進行連接，形成虛回路[2]；再通過SCD文件生成CID文件等配置文件，下裝至對應裝置中，即可使其實現(xiàn)虛回路所定義的功能。

下面對一起某智能變電站因配置文件錯誤，導致主變保護試驗時誤跳運行中的10 kv分段斷路器的事故進行分析討論。

1事故簡述

某日18：41，某110 kv變電站運行中的10 kv分段930斷路器發(fā)生跳閘。

該站110 kv系統(tǒng)為單母線分段接線，10 kv系統(tǒng)為單母線三分段接線，共3臺主變，1號主變接于110 kvI母及10 kv I母負荷；2號主變接于110 kvⅡ母及10 kvⅡ母負荷，3號主變?yōu)楣こ虜U建中的主變，接于110 kvⅡ母及10 kvⅢ母。

事故發(fā)生前，1號主變帶10 kv I母負荷運行，2號主變帶10 kvⅡ母，并經(jīng)10 kv分段930斷路器帶10 kvⅢ母負荷運行，10 kv分段920斷路器熱備用，3號主變各側斷路器及110 kv分段120斷路器檢修，運行方式及各斷路器狀態(tài)如圖1所示。

2事故調查分析

18：41，10 kv分段930斷路器跳閘后，繼電保護專業(yè)人員立即前往事故現(xiàn)場進行分析調查，發(fā)現(xiàn)斷路器跳閘時，故障錄波顯示電網(wǎng)系統(tǒng)并無故障，監(jiān)控系統(tǒng)相關信號如表1所示。

由監(jiān)控信號看出，10 kv分段930斷路器跳閘前，除進行調試工作的3號主變后備保護動作出口信號外，無其他保護動作信號，且3號主變后備保護出口時間與10 kv分段930斷路器跳閘時間吻合，查看啟動時間為18：41：35.542的3號主變的動作信息如表2所示。

從保護動作信息可以看出，作業(yè)人員試驗時模擬了主變高復流I段保護動作，保護僅對110 kv分段120斷路器、3號主變高壓側103斷路器、3號主變低壓側903斷路器發(fā)出了跳閘信號，并未對10 kv分段930斷路器發(fā)出跳閘信號，且試驗時，作業(yè)人員也僅投入了3號主變后備保護跳110 kv分段120斷路器、3號主變高壓側103斷路器、低壓側903斷路器出口軟壓板，10 kv分段930斷路器軟壓板位于退出位置。該狀態(tài)下，正常情況10 kv分段930斷路器無跳閘的可能性，于是考慮10 kv分段930斷路器跳閘相關的“虛回路”可能存在錯誤，隨即要求現(xiàn)場廠家人員導出10 kv分段930備自投裝置配置文件進行檢查。

根據(jù)導出的10 kv分段930備自投裝置配置文件，發(fā)現(xiàn)10 kv分段930備自投裝置“虛回路”錯誤，接收外部跳閘開入的虛端子錯誤連接至3號主變跳低壓側斷路器903的出口虛端子（實際應連接跳低壓側分段930的出口虛端子，見圖2），導致調試人員模擬3號主變高復壓過流I段保護動作出口時，3號主變跳低壓側斷路器903的跳閘信號經(jīng)過3號主變保護跳903出口軟壓板，輸出至10 kv分段930備自投裝置，使10 kv分段930斷路器跳閘，誤跳閘的回路示意圖如圖3所示。

因此，配置文件虛回路錯誤時，10 kv分段930斷路器跳閘實際經(jīng)過保護裝置跳低壓側903斷路器及軟壓板控制，即使布置安全措施，使保護裝置不發(fā)出10 kv分段930斷路器跳閘信號，且退出跳10 kv分段930斷路器軟壓板，也無法避免誤跳10 kv分段930斷路器。

3事故經(jīng)過及原因

3.1事故經(jīng)過

為查明造成運行中的10 kv分段930備自投裝置配置文件錯誤的原因，經(jīng)問詢調查，查明經(jīng)過如下：

15日前，施工單位按照作業(yè)計劃，在該站開展3號主變保護跳10 kv分段930斷路器相關配置下裝及調試。施工單位作業(yè)人員監(jiān)護廠家技術服務人員根據(jù)已完成的SCD文件，生成10 kv分段930備自投裝置配置文件并下裝。

配置下裝完成后，因10 kv分段930備自投裝置組網(wǎng)通信無法調通，調試工作無法進行，廠家人員查找原因后答復需要更換交換機重新組網(wǎng)后，才能開展工作。作業(yè)人員現(xiàn)場商議后決定取消本次10 kv分段930備自投裝置的調試工作?，F(xiàn)場作業(yè)人員在未對已下裝的配置進行驗證，也未將裝置配置恢復至開工前狀態(tài)，并且未告知運維單位10 kv分段930備自投裝置配置已下裝的情況下，申請將10 kv分段930備自投裝置及斷路器投運。

事故發(fā)生當日,施工單位按照計劃開展110 kv分段120斷路器接入新增3號主變保護配置下裝及調試工作，調試人員在完成交換機更換，使組網(wǎng)通信成功后，投入3號主變后備保護跳110 kv分段120、3號主變高壓側103、低壓側903斷路器軟壓板,并檢查10 kv分段930斷路器軟壓板為退出狀態(tài)后，模擬3號主變高復壓過流I段保護動作，進行斷路器傳動試驗。保護動作出口后，10 kv分段930斷路器跳閘。

3.2事故原因

施工單位作業(yè)人員、廠家技術服務人員在10 kv分段930備自投裝置配置下裝當日，下裝了錯誤的配置，在辦理工作終結手續(xù)時，既沒有通過備份文件還原裝置配置[3]，也沒有通知運維單位專業(yè)人員驗收已下裝的配置，使裝置帶“病”運行、埋下隱患，是導致本次事件的直接原因。

施工單位作業(yè)人員開展主變保護傳動試驗前，對試驗可能導致運行的10 kv分段930斷路器跳閘的風險因素辨識不足，未進一步核查10 kv分段930備自投裝置前階段的工作內容、配置是否正確，僅在檢修設備側布置了“失效”的安全措施，是導致本次事件的間接原因。

4事故暴露問題

從管理、技術角度分析，本次事故暴露出以下問題：

（1）現(xiàn)場作業(yè)開展不規(guī)范。作業(yè)時未執(zhí)行有關規(guī)定要求，在配置文件下裝后，未進行相應驗證，貿然將帶有錯誤配置的裝置投入運行。施工單位對廠家人員未起到監(jiān)護作用，能力不足，未能及時發(fā)現(xiàn)配置錯誤的問題，監(jiān)督責任落實不到位，留下事件隱患。

（2）作業(yè)組織管理有漏洞。作業(yè)方案中對智能變電站二次作業(yè)安全風險管控不到位，未充分考慮裝置配置下裝的工作風險，未對配置錯誤影響一次運行設備的潛在風險進行管控，未明確裝置配置下裝作業(yè)方法，細化步驟措施。

（3）作業(yè)人員專業(yè)技能水平欠缺。施工單位現(xiàn)場工作人員對智能站配置工作存在知識盲區(qū)，配置文件下裝作業(yè)的正確性完全寄托于廠家人員，缺乏實踐經(jīng)驗，對潛在危險因素缺乏識別、處理能力，不能

完全把控現(xiàn)場作業(yè)的不安全風險，留存了不安全因素。

（4）安全防誤隔離技術手段不足。該事故中的智能變電站，二次系統(tǒng)采用標準設計方案，3號主變保護跳高壓側103、低壓側903斷路器采用光纖直接連接，即“直跳”；而跳110 kv分段120斷路器、10 kv分段930斷路器采用光纖經(jīng)過程層交換機組網(wǎng)連接，即“網(wǎng)跳”。現(xiàn)場調試時，因需進行3號主變跳110 kv分段120斷路器的跳閘整組試驗，3號主變保護至過程層交換機的組網(wǎng)光纖無法斷開，10 kv分段930備自投裝置屬于運行設備，其至過程層交換機的組網(wǎng)光纖也無法斷開，因此調試時，3號主變保護與10 kv分段930備自投裝置之間的聯(lián)系無法從物理上進行“硬隔離”，僅能通過保護裝置軟壓板及定值設置上采取“軟隔離”措施，在本次事故中屬于無效措施。

5事故對策

針對以上原因，采取對策建議如下：

（1）強化智能站作業(yè)風險管控。要求施工單位作業(yè)方案中關于配置下裝工作，須包含有效可行的作業(yè)方案和技術措施，保障配置文件的正確性。施工單位應派出具備足夠技能水平的作業(yè)人員開展工作，落實配置文件檢查驗證，及時發(fā)現(xiàn)配置中的錯誤。嚴格組織SCD文件和作業(yè)方案的審查，由專業(yè)人員審核把關，降低現(xiàn)場作業(yè)風險。

（2）嚴格智能站配置文件管控。嚴格要求智能變電站二次作業(yè)人員貫徹執(zhí)行智能變電站配置文件管理相關規(guī)定，堅持配置文件管理“源端修改，過程受控”原則，對在運智能站配置文件實施集中統(tǒng)一管理[4]，細化管控措施，嚴格執(zhí)行配置文件“下裝前審查，下裝后驗證”，保證配置文件正確性。

（3）提升智能站相關技能水平。對相關人員開展智能站相關培訓，增強作業(yè)人員發(fā)現(xiàn)問題、分析問題、解決問題的能力，促進專業(yè)素養(yǎng)提高，減少智能站配置工作對廠家的依賴。

（4）優(yōu)化智能變電站設計。建議所有涉及保護跳斷路器的光纖連接均改為“直跳”方式連接，使保護調試時，該保護至每個運行斷路器的光纖連接均可獨立斷開，確保智能變電站二次安全措施可見、可控、可靠。