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摘 要：2014年10月，青铜峡铝业股份公司宁东铝业分公司供电车间空压站10kV系统新增快切装置调试过程中出现I段母线失电，快切装置动作失败，造成该段母线失电，5台空压机及1台发电机跳机故障。通过本次事故，分析该系统快切装置拒动原因，提出合理的的运行方式，防止出现快切装置误动事故。
关键词：快切装置；供电系统；继电保护
一、 故障前运行方式
空压站两路10kV电源分别引自10kV总配207、208开关柜，接带空压站两台进线开关柜901、902。空压站Ⅰ、Ⅱ段母线各带5台空压机、1台循环水变及汽机Ⅰ、Ⅱ段联络线。总配进线开关207、208，空压站进线开关901、902及汽机联络线开关915、916，汽机进线开关101、102全部在运行状态，母联开关300、900、100全部在热备状态，空压站母联柜快切装置投运。空压站Ⅰ段5台空压机及1台变压器运行，负荷约5500kW。汽机车间1#发电机运行，额定功率6000kW，故障前接近满负荷运行。具体运行方式见图1。
二、 故障原因
1.故障经过
2014年10月22日，供电车间与快切装置厂家将快切装置安装完毕后进行模拟空压站Ⅰ段电源失电，母联自投的动态试验。试验时运行人员断开总配901开关，出现母联900自投不成功，空压站Ⅰ段所带5台空压机（3#空压机、5#空压机、7#空压机、9#空压机、11#空压机）及汽机发电机全部跳机故障。
2.原因分析
根据保护故障波形及快切装置切换报告分析，切总配207开关后，空压站1#进线901失电，快切装置无流起动（快切装置无流起动条件是电流小于0.05A，频率小于49.5Hz，两者同时满足条件）。受1#发電机影响，207开关断开后，空压站Ⅰ段母线频率不能立即降到49.5Hz，快切装置不能立即启动，错过了划差快速切换的时间。经一段时间的延时后，汽机1#发电机因负荷不平衡，OVP保护跳机，空压站Ⅰ段母线频率逐步降到49.5 Hz，快切装置满足无流启动的判据条件，这时Ⅰ母残压已经滞后于Ⅱ母电压角度差为142°在非安全区，需要等待残压下降到实时快速切换设定参数（角差，压差，频差内）采用实时快速切换方式。由于实施快速切换装置默认的允许合闸的压差、角差频差较大。母联900合闸时快切装置检同期时捕捉到网侧（Ⅱ母）与待并侧（Ⅰ母）电压差ΔU=135.74%、角差Δθ=-830，在母联900合闸瞬间冲击电流（约2400A左右），超过母联900速断定值（速断值900A，延时0s），所以母联速断保护动作跳闸，发电机速断保护跳闸，空压机因母线失压，低电压保护跳闸。图2为母联900切换时速断保护动作波形图。
3.装置动作报告
起动时间：2014/10/22 15：27：23：586
起动方式：无流起动
切换方向：进线1→母联
切换方式：串联
实现方式：实时快速切换
切换结果：切换成功
01切换起动：
Uab2 99.90% ΔU=190.96%
Uab1 101.83% Δf=0.52Hz
f2 50.03 Hz Δθ=142.40
f2 49.51 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 合位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 跳位
02跳进线1开关开始：
Uab2 99.90% ΔU=190.96%
Uab1 101.83% Δf=0.52Hz
f2 50.03 Hz Δθ=142.40
f2 49.51 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 合位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 跳位
03跳进线1开关成功：
Uab2 100.19% ΔU=195.5%
Uab1 101.88% Δf=0.54Hz
f2 50.03 Hz Δθ=150.70
f2 49.49 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 跳位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 跳位
04合母联开关开始：
Uab2 101.11% ΔU=135.74%
Uab1 101.96% Δf=0.69Hz
f2 50.03 Hz Δθ=-830
f2 49.34 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 跳位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 跳位
05合母联开关成功：
Uab2 100.94% ΔU=119.49%
Uab1 102.11% Δf=0.71Hz
f2 50.04 Hz Δθ=-72.10
f2 49.32 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 跳位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 合位
4.结论
在该次故障发生的主要原因是试验人员对系统不熟，没有考虑到发电机对系统的影响，只按照常规快切装置的试验方法进行试验。第二，试验前，技术人员未充分了解快切装置无流切换的条件，忽略了发电机及空压机旋转电动势对母线频率的影响。第三，快切装置残压切换时设置门槛值过高，装置在电压差ΔU=135.74%、角差Δθ=-830的情况下合母联900，造成母联冲击电流过大，900合闸失败。第四，母联900开关速断保护定值未及时校正，以配合快切装置动作。
三、 改进措施
1.减小快切装置实时快速切换允许的角差范围，降低母联合闸时的冲击电流，防止造成母联、发电机电流冲击过大。同时调整母联速断定值及延时，以躲过母联合闸冲击。
2.更改快切装置启动判据，取消频率判据条件或提高频率切换值，减少系统切换时间，使快切装置尽可能在第一轮划差阶段实现快切。
3.在汽机发电机发电运转期间，禁止投入空压站快切装置。
参考文献：
[1] 李玉华、霍大勇，供电线路不当投切的事故分析[J].工业安全与环保，2010，36（3）：26-29.
[2] 段俊程，供配电系统的可靠性和连续性[J]，建筑电气，2008（8）：0-13.
关键词：快切装置；供电系统；继电保护
一、 故障前运行方式
空压站两路10kV电源分别引自10kV总配207、208开关柜，接带空压站两台进线开关柜901、902。空压站Ⅰ、Ⅱ段母线各带5台空压机、1台循环水变及汽机Ⅰ、Ⅱ段联络线。总配进线开关207、208，空压站进线开关901、902及汽机联络线开关915、916，汽机进线开关101、102全部在运行状态，母联开关300、900、100全部在热备状态，空压站母联柜快切装置投运。空压站Ⅰ段5台空压机及1台变压器运行，负荷约5500kW。汽机车间1#发电机运行，额定功率6000kW，故障前接近满负荷运行。具体运行方式见图1。
二、 故障原因
1.故障经过
2014年10月22日，供电车间与快切装置厂家将快切装置安装完毕后进行模拟空压站Ⅰ段电源失电，母联自投的动态试验。试验时运行人员断开总配901开关，出现母联900自投不成功，空压站Ⅰ段所带5台空压机（3#空压机、5#空压机、7#空压机、9#空压机、11#空压机）及汽机发电机全部跳机故障。
2.原因分析
根据保护故障波形及快切装置切换报告分析，切总配207开关后，空压站1#进线901失电，快切装置无流起动（快切装置无流起动条件是电流小于0.05A，频率小于49.5Hz，两者同时满足条件）。受1#发電机影响，207开关断开后，空压站Ⅰ段母线频率不能立即降到49.5Hz，快切装置不能立即启动，错过了划差快速切换的时间。经一段时间的延时后，汽机1#发电机因负荷不平衡，OVP保护跳机，空压站Ⅰ段母线频率逐步降到49.5 Hz，快切装置满足无流启动的判据条件，这时Ⅰ母残压已经滞后于Ⅱ母电压角度差为142°在非安全区，需要等待残压下降到实时快速切换设定参数（角差，压差，频差内）采用实时快速切换方式。由于实施快速切换装置默认的允许合闸的压差、角差频差较大。母联900合闸时快切装置检同期时捕捉到网侧（Ⅱ母）与待并侧（Ⅰ母）电压差ΔU=135.74%、角差Δθ=-830，在母联900合闸瞬间冲击电流（约2400A左右），超过母联900速断定值（速断值900A，延时0s），所以母联速断保护动作跳闸，发电机速断保护跳闸，空压机因母线失压，低电压保护跳闸。图2为母联900切换时速断保护动作波形图。
3.装置动作报告
起动时间：2014/10/22 15：27：23：586
起动方式：无流起动
切换方向：进线1→母联
切换方式：串联
实现方式：实时快速切换
切换结果：切换成功
01切换起动：
Uab2 99.90% ΔU=190.96%
Uab1 101.83% Δf=0.52Hz
f2 50.03 Hz Δθ=142.40
f2 49.51 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 合位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 跳位
02跳进线1开关开始：
Uab2 99.90% ΔU=190.96%
Uab1 101.83% Δf=0.52Hz
f2 50.03 Hz Δθ=142.40
f2 49.51 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 合位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 跳位
03跳进线1开关成功：
Uab2 100.19% ΔU=195.5%
Uab1 101.88% Δf=0.54Hz
f2 50.03 Hz Δθ=150.70
f2 49.49 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 跳位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 跳位
04合母联开关开始：
Uab2 101.11% ΔU=135.74%
Uab1 101.96% Δf=0.69Hz
f2 50.03 Hz Δθ=-830
f2 49.34 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 跳位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 跳位
05合母联开关成功：
Uab2 100.94% ΔU=119.49%
Uab1 102.11% Δf=0.71Hz
f2 50.04 Hz Δθ=-72.10
f2 49.32 Hz Δf/Δt=0.00Hz/s
Ia1 0.00A 进线1开关 跳位
Ia2 0.33A 进线2开关 合位
母联开关 合位
4.结论
在该次故障发生的主要原因是试验人员对系统不熟，没有考虑到发电机对系统的影响，只按照常规快切装置的试验方法进行试验。第二，试验前，技术人员未充分了解快切装置无流切换的条件，忽略了发电机及空压机旋转电动势对母线频率的影响。第三，快切装置残压切换时设置门槛值过高，装置在电压差ΔU=135.74%、角差Δθ=-830的情况下合母联900，造成母联冲击电流过大，900合闸失败。第四，母联900开关速断保护定值未及时校正，以配合快切装置动作。
三、 改进措施
1.减小快切装置实时快速切换允许的角差范围，降低母联合闸时的冲击电流，防止造成母联、发电机电流冲击过大。同时调整母联速断定值及延时，以躲过母联合闸冲击。
2.更改快切装置启动判据，取消频率判据条件或提高频率切换值，减少系统切换时间，使快切装置尽可能在第一轮划差阶段实现快切。
3.在汽机发电机发电运转期间，禁止投入空压站快切装置。
参考文献：
[1] 李玉华、霍大勇，供电线路不当投切的事故分析[J].工业安全与环保，2010，36（3）：26-29.
[2] 段俊程，供配电系统的可靠性和连续性[J]，建筑电气，2008（8）：0-13.