馬 杰，趙東森

（國(guó)網(wǎng)銀川供電公司，寧夏 銀川 750001）

0 引言

隨著科技的發(fā)展和社會(huì)的進(jìn)步，各種工廠企業(yè)如雨后春筍般涌現(xiàn)。各類工廠企業(yè)為保證生產(chǎn)穩(wěn)定持續(xù)，大多采用自備電機(jī)、自備變電站等方式保障生產(chǎn)動(dòng)力不間斷。眾多企業(yè)的自備電機(jī)形成小電源并網(wǎng)，對(duì)主網(wǎng)運(yùn)行穩(wěn)定性構(gòu)成安全隱患，對(duì)主網(wǎng)運(yùn)行穩(wěn)定性要求也越來(lái)越高。近年來(lái)各地已發(fā)生多起小電源反送電導(dǎo)致的主網(wǎng)事故。本文就針對(duì)一起小電源反送電導(dǎo)致的變電站全停事故進(jìn)行探討，分析事故誘因并提出有效整改措施。

1 事故回顧

2017 年 02 月 27 日 14∶45∶02，某地區(qū) 220 kV掌政變電站中110 kV出線16121掌惠線發(fā)生永久性單相接地故障，線路保護(hù)接地距離I段、零序Ⅰ段出口動(dòng)作，開(kāi)關(guān)分閘，重合于故障后由距離加速段永久跳開(kāi)。在掌惠線第一次跳開(kāi)且未重合時(shí)，其對(duì)端變電站兩臺(tái)主變均因高壓側(cè)間隙過(guò)流、零序過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，跳開(kāi)主變?nèi)齻?cè)開(kāi)關(guān)致使全站失壓。

圖1 110 kV變電站故障前運(yùn)行方式

故障前惠豐110 kV變電站運(yùn)行方式如圖1所示，110 kV掌惠線運(yùn)行，俊惠線熱備，110 kV進(jìn)線備自投投入，1#主變、2#主變并列運(yùn)行。

2 事故分析

2.1 保護(hù)配置情況分析

由于該變電站屬于負(fù)荷側(cè)變電站，根據(jù)《國(guó)家電網(wǎng)公司輸配電工程典型設(shè)計(jì)110 kV二次部分（2007年版）》規(guī)程要求，每回110 kV線路的電源側(cè)變電站一般宜配置一套線路保護(hù)裝置，負(fù)荷側(cè)變電站可以不配［1］。出于設(shè)備投資考慮，掌惠線按照設(shè)計(jì)規(guī)程要求，僅在電源側(cè)配有一套完整的線路保護(hù)裝置，負(fù)荷側(cè)未配置線路保護(hù)裝置。

2.2 中性點(diǎn)接地方式分析

由于電力系統(tǒng)一次設(shè)備都是以三相短路接地時(shí)的短路電流為標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行設(shè)備選型［2］。為保證設(shè)備安全穩(wěn)定運(yùn)行，要求系統(tǒng)中單相接地故障電流要小于或等于三相短路接地故障電流。要達(dá)到這樣的要求，需要電力系統(tǒng)中零序電抗X0與正序電抗X1之比滿足式（1）要求：

如果系統(tǒng)零序電抗與正序電抗比值不合理，則在發(fā)生單相接地故障時(shí)可能出現(xiàn)單相短路電流大于三相短路電流的情況。如按照單相短路電流進(jìn)行設(shè)備選型，則會(huì)造成設(shè)備投資增加，因此在事故發(fā)生電網(wǎng)中，為保證零序電抗與正序電抗的比值合理，110 kV變電站主變中性點(diǎn)未直接接地。

2.3 事故分析

2017年2月27日14∶43左右，掌惠線線路U相發(fā)生單相接地故障。220 kV變電站側(cè)線路接地距離I段、零序I段保護(hù)動(dòng)作，該側(cè)開(kāi)關(guān)跳開(kāi)。此時(shí)110 kV變電站側(cè)由于35 kV側(cè)存在小電源系統(tǒng)（伊品生物線等），通過(guò)1#、2#主變持續(xù)向線路故障點(diǎn)反送電（如圖2所示，圖中箭頭即為小電源反送電電流流向）。

調(diào)取110 kV變電站2#主變故障波形 （圖3）進(jìn)行分析如下：

圖2 線路故障后小電源反送電示意圖

圖3 110 kV變電站2#主變故障波形

1）小電源反送電特性明顯。圖3中110 kV“U相電壓Ua”錄波波形中存在明顯反送間斷角，出線潮流倒向現(xiàn)象，由此可知110 kV變電站確實(shí)存在小電源系統(tǒng)反送電現(xiàn)象。

2）故障電壓分析。由于110 kV惠豐變兩臺(tái)主變110 kV側(cè)中性點(diǎn)均未直接接地，當(dāng)110 kV掌惠線U相接地，線路電源側(cè)斷路器跳閘后，惠豐變110 kV系統(tǒng)因失去中性點(diǎn)而成為獨(dú)立的小電流接地系統(tǒng)。此時(shí)，35 kV側(cè)小電源持續(xù)向110 kV故障線路反送電，致使110 kV故障電壓如圖4所示［3］。

圖4 不接地系統(tǒng)單相接地故障電壓

110 kV變電站110 kV側(cè)屬于小接地電流系統(tǒng)，當(dāng)發(fā)生U相接地故障，U相電壓為0，中性點(diǎn)電壓發(fā)生偏移Uo=-Ua，V、W相電壓會(huì)由相電壓增長(zhǎng)為線電壓，理論分析零序電壓為190.5 kV。按照110 kV變壓器中性點(diǎn)絕緣為35 kV來(lái)考慮，其工頻耐受電壓為85 kV，沖擊耐受電壓為180 kV［4］，由此可見(jiàn)單相故障后出現(xiàn)的零序電壓大于間隙所能承受的沖擊耐受電壓，會(huì)造成2#主變高壓側(cè)間隙擊穿。后經(jīng)運(yùn)維人員現(xiàn)場(chǎng)檢查，2#主變高壓側(cè)間隙確實(shí)存在明顯放電痕跡。高壓側(cè)間隙擊穿，出現(xiàn)的間隙電流滿足2#主變高壓側(cè)間隙過(guò)流1時(shí)限動(dòng)作條件，則保護(hù)動(dòng)作跳開(kāi)2#主變?nèi)齻?cè)開(kāi)關(guān)。由于變電站兩臺(tái)主變并列運(yùn)行，同理，小電源系統(tǒng)通過(guò)1#主變將電源反送至掌惠線線路故障點(diǎn)時(shí)，造成1#主變高壓側(cè)間隙過(guò)流1時(shí)限動(dòng)作，跳開(kāi)1#主變?nèi)齻?cè)開(kāi)關(guān)。至此，故障點(diǎn)完全有效隔離后電流故障波形消失，但是已造成110 kV變電站全站全停的事故。

2.4 安全自動(dòng)裝置動(dòng)作情況

110 kV變電站110 kV側(cè)安裝有進(jìn)線備自投裝置，雖然在失去掌惠線電源后備自投裝置正確動(dòng)作，合上110 kV變電站俊惠線斷路器112實(shí)現(xiàn)了備用電源自動(dòng)投入，但是此時(shí)兩臺(tái)主變已全部跳閘，備用電源也只能將正常電壓接引至110 kV母線，無(wú)法挽救110 kV變電站全停事故帶來(lái)的負(fù)荷損失。

3 誘因分析

通過(guò)對(duì)事故的分析可以看出，導(dǎo)致此次110 kV變電站全站全停事故的直接原因是小電源系統(tǒng)反送電，經(jīng)過(guò)進(jìn)一步可分析，發(fā)現(xiàn)了事故發(fā)生的主要誘因。

3.1 線路保護(hù)配置不完善

故障線路保護(hù)配置時(shí)，未考慮到該站存在小電源的情況，僅在電源側(cè)安裝單端保護(hù)，致使線路故障時(shí)未能通過(guò)線路保護(hù)完全有效隔離故障點(diǎn)，是擴(kuò)大事故范圍造成110 kV變電站全停的誘因之一。

3.2 故障解列裝置配置不完善

該110 kV變電站所接負(fù)荷多為大型工礦企業(yè)，在配置站內(nèi)繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置時(shí)，未核查各工礦企業(yè)小電源配備情況，未充分考慮小電源系統(tǒng)反送電特性，缺乏有效的電力系統(tǒng)故障解列裝置。導(dǎo)致在故障發(fā)生后，無(wú)相應(yīng)裝置第一時(shí)間切除小電源線路，進(jìn)而擴(kuò)大事故范圍是事故誘因之二。

4 整改措施

針對(duì)以上事故誘因分析，本文提出了相應(yīng)的整改措施，并對(duì)地區(qū)電網(wǎng)內(nèi)類似小電源并網(wǎng)變電站進(jìn)行整改。根據(jù)各站實(shí)際情況，執(zhí)行整改措施，并經(jīng)實(shí)踐證明整改措施有效可靠，具有良好的工程實(shí)用性和較高的工程使用價(jià)值。

4.1 完善線路雙端保護(hù)

對(duì)線路保護(hù)進(jìn)行完善，將單端保護(hù)完善為雙端保護(hù)，在線路負(fù)荷側(cè)變電站進(jìn)線也安裝相應(yīng)線路保護(hù)裝置。為進(jìn)一步保障繼電保護(hù)可靠性，本地區(qū)電網(wǎng)在線路保護(hù)整改時(shí)均使用差動(dòng)保護(hù)為主保護(hù)。

目前差動(dòng)保護(hù)通道可分為專用通道和復(fù)用通道兩類。專用通道，直接通過(guò)線路OPGW實(shí)現(xiàn)兩側(cè)保護(hù)裝置光纖互聯(lián)，可靠性高。但光纖通道一般均在線路架設(shè)初期進(jìn)行，不適用于后期線路保護(hù)完善改造工作。復(fù)用通道，即利用調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)設(shè)備實(shí)現(xiàn)兩側(cè)保護(hù)裝置數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)交互，通道實(shí)現(xiàn)方式如圖5所示。

圖5 復(fù)用通道實(shí)現(xiàn)方式

保護(hù)裝置通過(guò)光纖連接至MUX機(jī)，通過(guò)MUX機(jī)實(shí)現(xiàn)光電轉(zhuǎn)換后接至馬可尼光端機(jī)上SDH（同步數(shù)字體系）網(wǎng)絡(luò)，對(duì)端保護(hù)裝置反向解密獲得所傳信息。復(fù)用通道傳輸距離長(zhǎng)、自愈能力強(qiáng)，只需在站內(nèi)增加相應(yīng)設(shè)備，極適用于此類線路保護(hù)完善改造工作。

以某110 kV變電站祥鎮(zhèn)線為例，祥鎮(zhèn)線負(fù)荷側(cè)110 kV變電站安裝線路保護(hù)裝置，由于無(wú)專用光纖通道（祥鎮(zhèn)線建設(shè)為考慮光纖通道，重新鋪設(shè)投資成本太高），遂采用復(fù)用通道形式，實(shí)現(xiàn)兩側(cè)差動(dòng)保護(hù)，有效地提高了系統(tǒng)安全穩(wěn)定水平。

4.2 完善故障解列功能

故障解列功能作為繼電保護(hù)裝置的重要補(bǔ)充，可在繼電保護(hù)裝置無(wú)法徹底隔離故障情況下，快速有效切除誘發(fā)設(shè)備，保證電力系統(tǒng)的可靠運(yùn)行。實(shí)現(xiàn)此功能，可通過(guò)獨(dú)立的故障解列裝置實(shí)現(xiàn)或采用主變后備保護(hù)實(shí)現(xiàn)。

4.2.1 獨(dú)立的故障解列裝置

裝設(shè)故障解列裝置，應(yīng)退出小電源側(cè)線路保護(hù)，當(dāng)進(jìn)線線路發(fā)生瞬時(shí)性故障時(shí)，線路保護(hù)動(dòng)作切除斷路器，使之與主干網(wǎng)隔離，同時(shí)故障解列裝置經(jīng)預(yù)設(shè)延時(shí)切除對(duì)應(yīng)的小電源，隨后進(jìn)線保護(hù)檢無(wú)壓重合，最短時(shí)間恢復(fù)對(duì)主變負(fù)荷的供電［5］。

對(duì)于本文中發(fā)生事故的110 kV變電站，故障解列裝置應(yīng)采用110 kV側(cè)電壓，當(dāng)進(jìn)線發(fā)生永久性接地故障后，高壓側(cè)滿足小接地電流系統(tǒng)單相故障時(shí)出現(xiàn)很大的零序電壓。由于變壓器是磁耦合元件，主變各側(cè)通過(guò)磁場(chǎng)耦合傳遞能量，無(wú)直接電氣聯(lián)系，故當(dāng)小電源反送電時(shí)中壓側(cè)電壓基本不變，若采用非高壓側(cè)電壓，會(huì)造成故障解列裝置靈敏度降低，不能正確動(dòng)作。

故障解列裝置可以很好解決小電源反供電問(wèn)題以及其他低頻低壓?jiǎn)栴}，但設(shè)備投資較大，后期維護(hù)成本高。

4.2.2 使用主變后備保護(hù)實(shí)現(xiàn)故障解列功能

進(jìn)線永久性故障后，小電源會(huì)通過(guò)返供電導(dǎo)致故障點(diǎn)電壓電流持續(xù)存在，致使主變后備保護(hù)動(dòng)作，基于此可以考慮用主變后備保護(hù)聯(lián)跳小電源。

以某110 kV變電站2#主變高后備聯(lián)跳小電源為例，2#主變高后備保護(hù)裝置為國(guó)電南瑞產(chǎn)品NSR695，原間隙保護(hù)零序過(guò)壓只整定2時(shí)限用于主變間隙保護(hù)動(dòng)作跳三側(cè)開(kāi)關(guān)，現(xiàn)在此基礎(chǔ)上增加零序過(guò)壓1時(shí)限用于聯(lián)跳小電源，定值及出口矩陣整定如表1所示。

表1 2＃主變高后備保護(hù)定值及出口矩陣

1時(shí)限對(duì)應(yīng)的出口接線圖如圖6所示。

圖6 1時(shí)限對(duì)應(yīng)的出口接線

當(dāng)進(jìn)線故障，小電源反送電使得2#主變零序過(guò)壓1時(shí)限保護(hù)動(dòng)作，切除小電源，使故障點(diǎn)無(wú)電壓電流，主變保護(hù)不再動(dòng)作，主變?nèi)詾樵\(yùn)行方式。

此種方案投資成本很低，便于實(shí)現(xiàn)，但由于需由主變后備保護(hù)聯(lián)切，使得主變保護(hù)間隙先要因小電源反送電瞬時(shí)擊穿一次后，才能切除小電源，對(duì)間隙使用壽命和絕緣性能有一定影響。間隙擊穿后需要短暫的絕緣恢復(fù)時(shí)間，由于進(jìn)線備自投跳進(jìn)線延時(shí)一般為3～4 s，足夠間隙的絕緣恢復(fù)，主變中性點(diǎn)仍為原不接地方式，此時(shí)備自投跳進(jìn)線1合進(jìn)線2，將原進(jìn)線側(cè)永久性故障隔離，全站恢復(fù)供電。

5 結(jié)論

本文通過(guò)對(duì)一起小電源反送電導(dǎo)致變電站全停事故的分析，指出分布式小電源系統(tǒng)在變電站進(jìn)線故障后對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行方式及穩(wěn)定性的影響。通過(guò)分析得出該事故產(chǎn)生的潛在誘因，并針對(duì)這些誘因提出詳細(xì)整改措施，具有極強(qiáng)的工程實(shí)用性。

［1］ 劉振亞.國(guó)家電網(wǎng)公司輸配電工程典型設(shè)計(jì)110 kV二次部分［M］.北京：中國(guó)電力出版社，2008.

［2］ 國(guó)家發(fā)改委.導(dǎo)體和電器選擇設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定：DL5222-2005［S］.2005.

［3］ 薛峰.電網(wǎng)繼電保護(hù)事故處理及案例分析［M］.北京：中國(guó)電力出版社，2011.

［4］ 西北電力設(shè)計(jì)院.電力工程電氣設(shè)計(jì)手冊(cè)［M］.北京：中國(guó)電力出版社，2010.

［5］ 梅宏，高戟，唐曉玲.淺析故障解列裝置的應(yīng)用［J］.科技創(chuàng)新導(dǎo)報(bào)，2014（4）：90.