关于近期2起电网生产安全事件的通报

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近期,公司系统内相继发生2起110kV线路跳闸,造成多个110kV变电站失压的电力生产安全事件,目前事件正在深入调查分析。为确保公司2019年各项安全生产工作开好头、起好步,各单位要充分汲取事件教训,全面落实各项风险管控措施。现将2起事件简要情况通报如下:

 

一、“1·4”普洱供电局110kV城洗线跳闸造成4个110kV变电站失压事件

(一)事件简况

 

根据2018年度红河供电局技改大修工作计划,2018年12月14日,普洱供电局配合红河供电局停电安排,完成电网运行方式变更。

正常运行方式下,110kV江城变110kV母线分列运行,110kV城洗线运行对110kV洗马河变、江城变110kV#1主变(江城变35kV系统)供电;110kV江城变110kV#2主变(江城变10kV系统)由红河供电局通过110kV江兴线供电,110kV江城变110kV母线分段112断路器热备用,110kV备自投投入。

运行方式变更后,110kV江城变由110kV城洗线经110kV洗江T线供电,110kV江城变110kV的Ⅱ段母线负荷倒由110kV江城变110kV母线分段112断路器供电。110kV江城变110kV江兴线送电供110kV兴古变负荷,并经110kV兴古变110kV骑绿T线兴古变支线161断路器送电倒供110kV绿春变负荷。

2019年1月4日9:16,普洱供电局110kV城南变110kV城洗线144断路器突变量比率差动保护动作跳闸,重合闸动作成功;对侧110kV洗马河变110kV城洗线182断路器稳态量比率差动保护动作,突变量比率差动保护动作,重合闸未动作。

110kV城洗线跳闸后:110kV兴古变、绿春变、江城变、洗马河变片区电网厂站孤立网运行持续约70秒,红河供电局110kV兴古变110kV母线相电压在70秒内从60kV降至0kV,普洱供电局110kV江城变母线电压在跳闸后瞬间由113kV骤降至69.4kV,孤立网频率在故障后3秒内由49.848Hz骤降至21.909Hz,在缺乏足够的有功、无功支持下,孤立网瓦解,110kV绿春变、兴古变、江城变、洗马河变失压,相关电厂与系统解列。

 

(二)事件原因

 

经初步分析,事件直接原因为:普洱供电局110kV城洗线因农户私自砍伐树木,树木向A相引流线倒落地面过程中,碰触引流线造成单相接地,在故障电流作用下烧断引流线,110kV城洗线跳闸,造成4个110kV变电站失压。

 

(三)初步暴露问题

 

1.电网风险辨识不充分。红河供电局110kV红绿线检修方式下,110kV绿春变、兴古变并入普洱电网运行,导致110kV城洗线单线运行供电的110kV变电站由2座增加至4座,风险等级超出普洱供电局2018年初年度基准风险评估的范围。普洱供电局未结合电网运行方式变化,开展基于问题电网风险评估,未发布电网风险预警。

2.地区电网间的联络线停电检修下,风险预警和防控机制欠缺。普洱供电局和红河供电局虽将110kV红绿线检修前的方式变更单发给对方会签,但方式变更单中均仅包含方式变化操作,未提及单线供电的相关风险。

3.普洱供电局对县调业务集约化后所带来的风险辨识不全面、不充分。人力资源调配与实际工作需求预估不足,调度业务调整后业务量剧增,人员缺口较大,县调集约至地调的人员尚处于过渡适应期,业务技能未能满足更高电压等级的运行要求。

 

二、“1·15”丽江供电局110kV战清线跳闸造成2个110kV变电站失压事件

(一)事件简况

 

2019年1月15日12:33,丽江供电局110kV战清线分相差动、接地距离Ⅰ段动作跳闸,110kV战河变侧重合闸动作不成功,110kV清泉变110kV战清线153断路器分相差动、接地距离Ⅰ段保护动作跳闸,重合闸正确未动作。造成由110kV战清线单线供电的3个110kV变电站失压(110kV清泉变、110kV永宁变、110kV石丫口变〔电厂升压站〕)。

 

(二)事件原因

 

经初步分析,事件直接原因为:110kV战清线#43—#45塔通道内突发山火(起火原因森林公安正在调查),#44塔周围过火,山火产生浓密的烟尘导致空气间隙不足,致使C相导线与塔身放电,从而引发线路跳闸,造成2个110kV变电站失压(不含110kV电厂升压站)。

 

(三)初步暴露问题

 

宁蒗地区电网结构薄弱,宁蒗电网由110kV凤战Ⅰ、Ⅱ回线路与主网连接,110kV战河变至110kV清泉变仅有1回110kV战清线连接,为单电源供电,不满足N-1要求。

 

三、近期工作要求

 

(一)各单位要充分梳理完整网架存在的单线单变供电的局部电网,特别处于地区电网末端、跨地区电网间的联络通道断环导致的局部电网风险,做好基准电网风险管控,研究制订切实可行的网架完善措施并抓好推进落实。

(二)各单位要加强检修方式、运行方式调整等可能构成单线、单变供电的局部电网风险辨识,动态识别电网运行安全风险,及时发布电网风险预警,做好基于问题、持续的风险评估,根据风险评估结果有效落实各项风险管控措施。扎实做好关键设备的运维,提前编制控制方案,开展事故预想和演练,提升应急处置能力。

(三)各单位要完善地区电网联络通道线路停电期间的电网风险预警、防控的信息传递机制,确保信息有效传递。

(四)各单位要加强电网安全风险、公共安全风险管控,对本单位近年线路通道附近的山火发生、计划烧除、山火跳闸情况及山火可能导致的电网安全风险、公共安全风险等进行系统分析,按要求开展关键、重要山火管控区段的梳理和风险防控。

(五)各单位要针对近期山火频发的季节特征,进一步加大输电线路树障隐患排查与治理力度,重点关注经过国家、省级自然保护区及部分森林覆盖密集区的线路,杜绝因输电线路树障隐患排查不到位、治理不及时引发山火。

来源:电力安全生产

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