電力系統(tǒng)發(fā)展性故障實(shí)例分析

黃 金

（廣西電網(wǎng)有限責(zé)任公司賀州供電局，廣西 賀州 542899）

近來，某網(wǎng)區(qū)110kV變電站1號(hào)主變低壓側(cè)901開關(guān)柜發(fā)生單相接地轉(zhuǎn)三相短路的發(fā)展性故障。最終導(dǎo)致站內(nèi)小電源解列裝置動(dòng)作切除1號(hào)主變中壓側(cè)所有負(fù)荷及低壓側(cè)所有水電機(jī)組，同時(shí)1號(hào)主變高后備保護(hù)動(dòng)作跳開高壓側(cè)101開關(guān)，造成1號(hào)主變低壓側(cè) 901開關(guān)柜燒毀、1號(hào)主變非計(jì)劃停運(yùn)的四級(jí)電力安全事件。

事故前，變電站全站分列運(yùn)行，如圖1所示。1號(hào)主變高壓側(cè)負(fù)荷為23.65MW，1號(hào)主變中壓側(cè)負(fù)荷為15.31MW，10kV電站Ⅰ線負(fù)荷為-19.65MW，10kV電站Ⅱ線負(fù)荷為-19.05MW。

圖1 事故變電站電氣接線圖

1 變電站現(xiàn)狀及事故簡要過程

1號(hào)主變采用PST1200系列數(shù)字式變壓器保護(hù)裝置，其中差動(dòng)保護(hù)為 PST1203B，后備保護(hù)為PST1204C（含高、中、低后備），后加裝的獨(dú)立低后備為PST1261A。

小電源解列采用SSD-540F解列裝置。

故障錄波裝置為FTR-01型錄波裝置。

3月4日17時(shí)59分37秒，1號(hào)主變低壓側(cè)901開關(guān)母線側(cè)A相觸頭單相接地，由于負(fù)荷重、故障電流大，開關(guān)柜內(nèi)部絕緣被擊穿，18.5s后故障發(fā)展成三相短路故障?，F(xiàn)場繼電保護(hù)及小電源解列裝置動(dòng)作時(shí)序表見表1[1]。

故障造成事故變電站1號(hào)主變低壓側(cè)901開關(guān)柜燒毀，相鄰開關(guān)柜及保護(hù)裝置嚴(yán)重受損，燒毀二次電纜合計(jì)800m，并造成1號(hào)主變非計(jì)劃停運(yùn)的四級(jí)電力安全事件。

事故現(xiàn)場，相關(guān)繼電保護(hù)及小電源解列裝置整定情況見表2[2-3]。

表1 變電站二次設(shè)備動(dòng)作時(shí)序表

表2 變電站及水電站定值整定情況統(tǒng)計(jì)表

2 事故原因分析

根據(jù)保護(hù)動(dòng)作、故障錄波信息，并結(jié)合現(xiàn)場其他情況分析，故障共經(jīng)歷了單相接地發(fā)展為三相短路、1號(hào)主變低后備保護(hù)跳開 901開關(guān)、小電源解列裝置及1號(hào)主變高后備保護(hù)動(dòng)作切除故障三個(gè)階段。

2.1 單相接地發(fā)展為三相短路

由圖2可知，在故障初期，A相電壓多次下降到零值，而 B、C相電壓幅值升為線電壓，同時(shí)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)901開關(guān)母線側(cè)A相觸頭背壁被燒穿，可以判斷故障初期主要是901開關(guān)A相發(fā)生單相接地短路。由于 10kV為中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)，單相接地在短時(shí)間內(nèi)不會(huì)對(duì)系統(tǒng)正常運(yùn)行造成過大的影響[4]，直到 A相接地故障持續(xù) 18.5s后因開關(guān)柜絕緣擊穿發(fā)展為三相短路故障。

2.2 1號(hào)主變低后備保護(hù)跳開901開關(guān)[4]

三相短路后，901開關(guān)主變側(cè)故障電流最大達(dá)到9360A（二次值15.6A），母線側(cè)故障電流最大達(dá)到10624A（兩臺(tái)機(jī)組各為5312A），如圖3所示。

圖2 A相單相接地轉(zhuǎn)三相短路故障錄波圖

圖3 主變低壓側(cè)901開關(guān)第一次故障示意圖

1093ms，1號(hào)主變低后備保護(hù)復(fù)壓方向Ⅰ段Ⅰ時(shí)限出口跳分段 900開關(guān)（動(dòng)作前分列運(yùn)行）。1497ms，1號(hào)主變低后備保護(hù)復(fù)壓方向Ⅰ段Ⅱ時(shí)限出口跳開901開關(guān)。

此時(shí)，故障點(diǎn)仍然存在，901開關(guān)跳閘僅將主變側(cè)的故障電流切斷，而對(duì)側(cè)水電站#1、#2機(jī)組仍在對(duì)故障點(diǎn)提供短路電流（如圖3所示）。由于事故變電站 10kV電站Ⅰ線903開關(guān)與10kV電站Ⅱ線908開關(guān)的保護(hù)裝置電流Ⅰ、Ⅱ段保護(hù)均帶方向，且方向指向 10kV線路，因此反方向故障保護(hù)不動(dòng)作。電流Ⅲ段保護(hù)因未達(dá)到動(dòng)作時(shí)限（4.8s）而未能動(dòng)作。

站內(nèi)小電源解列裝置動(dòng)作時(shí)間整定為2s，也未能動(dòng)作。同理，對(duì)側(cè)水電站1、2號(hào)發(fā)電機(jī)后備保護(hù)復(fù)壓過流Ⅰ段動(dòng)作時(shí)限為5s，Ⅱ段動(dòng)作時(shí)限為5.5s，故障時(shí)間也未達(dá)到時(shí)限要求，保護(hù)不動(dòng)作。

2.3 小電源解列裝置及1號(hào)主變高后備保護(hù)動(dòng)作切除故障[5]

由于901開關(guān)跳閘后仍未將故障從系統(tǒng)中徹底隔離，在水電站#1、#2機(jī)組對(duì)故障點(diǎn)提供短路電流的持續(xù)作用下，901開關(guān)母線側(cè)的觸頭及絕緣材料逐步變形、燒毀、熔化，并在開關(guān)柜內(nèi)部噴射，如圖4、圖5所示。

圖4 901開關(guān)下觸頭燒毀情況

圖5 901開關(guān)動(dòng)觸頭觸指燒毀情況

2687ms，901開關(guān)主變側(cè)又發(fā)生AB兩相接地，且經(jīng)過約 70ms后發(fā)展為三相短路故障，如圖 6所示。

圖6 AB兩相接地轉(zhuǎn)三相短路故障錄波圖

4716ms，小電源解列裝置檢測(cè)110kVⅠ母電壓降低，低壓一輪、二輪動(dòng)作，跳開 35kV金馬線、35kV金古線、10kV電站Ⅰ線、10kV電站Ⅱ線，此時(shí)故障仍未徹底隔離。

5067ms，1號(hào)主變高后備保護(hù)復(fù)壓方向Ⅰ段Ⅱ時(shí)限動(dòng)作，跳開高壓側(cè)101開關(guān)（中壓側(cè)無電源，301開關(guān)未動(dòng)作），故障才被完全隔離。

3 結(jié)論

本次故障并非單一性故障，而是重復(fù)發(fā)生的發(fā)展性復(fù)雜故障，由于現(xiàn)場電力系統(tǒng)的復(fù)雜性和繼電保護(hù)定值配合的特殊性導(dǎo)致故障持續(xù)了5067ms，給現(xiàn)場運(yùn)行設(shè)備帶來了嚴(yán)重的損害，最終造成 110kV金牛站 1號(hào)主變非計(jì)劃停運(yùn)、901開關(guān)柜燒毀的四級(jí)電力安全事件。

從原因分析第二階段可知，901開關(guān)斷開后，故障并沒有從系統(tǒng)中徹底隔離，說明 10kV母線范圍內(nèi)無快速、徹底隔離故障的繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置。建議采用 10kV電站Ⅰ、Ⅱ線過流Ⅲ段保護(hù)作為事故變電站10kV母線故障時(shí)的后備保護(hù)。

本次故障的根源在于1號(hào)主變901開關(guān)柜母線側(cè)A相觸頭背壁被燒穿，由此可見，A相觸頭背壁應(yīng)是長期處于高溫環(huán)境中導(dǎo)致絕緣老化。究其根本導(dǎo)致901開關(guān)柜在運(yùn)行中發(fā)熱的原因，除了事故時(shí)發(fā)電機(jī)滿負(fù)荷發(fā)電和渦流損耗發(fā)熱外[6]，還跟開關(guān)柜長期散熱不良且未及時(shí)采取有效管控措施、開關(guān)柜結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)不優(yōu)等因素有關(guān)，該問題值得電力管理者和開關(guān)柜廠家長期深思。

[1] 梁兆庭, 黃金. 110kV終端變電站小電源故障解列實(shí)例研究[J]. 四川電力技術(shù), 2011, 2(2): 38-40, 59.

[2] 樓鳳丹, 陳源. 地區(qū)小電源的保護(hù)配置與整定[J].浙江電力, 1996, 3(3): 29, 50.

[3] DL/T 584—1995. 3～110kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行整定規(guī)程[S].

[4] (加)昆德(Prabha Kundur). 電力系統(tǒng)穩(wěn)定與控制[M].北京: 中國電力出版社, 2002: 111-113.

[5] 楊萍, 王翠霞, 張杏元. 并網(wǎng)小電源故障解列的探討[J]. 西北電力技術(shù), 2003, 6(6): 30-31, 34.

[6] 高立克, 劉蔚. 地方電網(wǎng)小水電故障解列問題分析研究[J]. 廣西電力, 2010, 3(3): 5-8, 16.