由變電站全停事故探討小電源反送電的影響

馬 杰，趙東森

（國網銀川供電公司，寧夏 銀川 750001）

0 引言

隨著科技的發(fā)展和社會的進步，各種工廠企業(yè)如雨后春筍般涌現(xiàn)。各類工廠企業(yè)為保證生產穩(wěn)定持續(xù)，大多采用自備電機、自備變電站等方式保障生產動力不間斷。眾多企業(yè)的自備電機形成小電源并網，對主網運行穩(wěn)定性構成安全隱患，對主網運行穩(wěn)定性要求也越來越高。近年來各地已發(fā)生多起小電源反送電導致的主網事故。本文就針對一起小電源反送電導致的變電站全停事故進行探討，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，線路保護接地距離I段、零序Ⅰ段出口動作，開關分閘，重合于故障后由距離加速段永久跳開。在掌惠線第一次跳開且未重合時，其對端變電站兩臺主變均因高壓側間隙過流、零序過流保護動作，跳開主變三側開關致使全站失壓。

圖1 110 kV變電站故障前運行方式

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

2 事故分析

2.1 保護配置情況分析

由于該變電站屬于負荷側變電站，根據《國家電網公司輸配電工程典型設計110 kV二次部分（2007年版）》規(guī)程要求，每回110 kV線路的電源側變電站一般宜配置一套線路保護裝置，負荷側變電站可以不配［1］。出于設備投資考慮，掌惠線按照設計規(guī)程要求，僅在電源側配有一套完整的線路保護裝置，負荷側未配置線路保護裝置。

2.2 中性點接地方式分析

由于電力系統(tǒng)一次設備都是以三相短路接地時的短路電流為標準進行設備選型［2］。為保證設備安全穩(wěn)定運行，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行設備選型，則會造成設備投資增加，因此在事故發(fā)生電網中，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變電站側線路接地距離I段、零序I段保護動作，該側開關跳開。此時110 kV變電站側由于35 kV側存在小電源系統(tǒng)（伊品生物線等），通過1#、2#主變持續(xù)向線路故障點反送電（如圖2所示，圖中箭頭即為小電源反送電電流流向）。

調取110 kV變電站2#主變故障波形 （圖3）進行分析如下：

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惠豐變兩臺主變110 kV側中性點均未直接接地，當110 kV掌惠線U相接地，線路電源側斷路器跳閘后，惠豐變110 kV系統(tǒng)因失去中性點而成為獨立的小電流接地系統(tǒng)。此時，35 kV側小電源持續(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側屬于小接地電流系統(tǒng)，當發(fā)生U相接地故障，U相電壓為0，中性點電壓發(fā)生偏移Uo=-Ua，V、W相電壓會由相電壓增長為線電壓，理論分析零序電壓為190.5 kV。按照110 kV變壓器中性點絕緣為35 kV來考慮，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，會造成2#主變高壓側間隙擊穿。后經運維人員現(xiàn)場檢查，2#主變高壓側間隙確實存在明顯放電痕跡。高壓側間隙擊穿，出現(xiàn)的間隙電流滿足2#主變高壓側間隙過流1時限動作條件，則保護動作跳開2#主變三側開關。由于變電站兩臺主變并列運行，同理，小電源系統(tǒng)通過1#主變將電源反送至掌惠線線路故障點時，造成1#主變高壓側間隙過流1時限動作，跳開1#主變三側開關。至此，故障點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 安全自動裝置動作情況

110 kV變電站110 kV側安裝有進線備自投裝置，雖然在失去掌惠線電源后備自投裝置正確動作，合上110 kV變電站俊惠線斷路器112實現(xiàn)了備用電源自動投入，但是此時兩臺主變已全部跳閘，備用電源也只能將正常電壓接引至110 kV母線，無法挽救110 kV變電站全停事故帶來的負荷損失。

3 誘因分析

通過對事故的分析可以看出，導致此次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，經過進一步可分析，發(fā)現(xiàn)了事故發(fā)生的主要誘因。

3.1 線路保護配置不完善

故障線路保護配置時，未考慮到該站存在小電源的情況，僅在電源側安裝單端保護，致使線路故障時未能通過線路保護完全有效隔離故障點，是擴大事故范圍造成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變電站所接負荷多為大型工礦企業(yè)，在配置站內繼電保護及安全自動裝置時，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。導致在故障發(fā)生后，無相應裝置第一時間切除小電源線路，進而擴大事故范圍是事故誘因之二。

4 整改措施

針對以上事故誘因分析，本文提出了相應的整改措施，并對地區(qū)電網內類似小電源并網變電站進行整改。根據各站實際情況，執(zhí)行整改措施，并經實踐證明整改措施有效可靠，具有良好的工程實用性和較高的工程使用價值。

4.1 完善線路雙端保護

對線路保護進行完善，將單端保護完善為雙端保護，在線路負荷側變電站進線也安裝相應線路保護裝置。為進一步保障繼電保護可靠性，本地區(qū)電網在線路保護整改時均使用差動保護為主保護。

目前差動保護通道可分為專用通道和復用通道兩類。專用通道，直接通過線路OPGW實現(xiàn)兩側保護裝置光纖互聯(lián)，可靠性高。但光纖通道一般均在線路架設初期進行，不適用于后期線路保護完善改造工作。復用通道，即利用調度數據網設備實現(xiàn)兩側保護裝置數據實時交互，通道實現(xiàn)方式如圖5所示。

圖5 復用通道實現(xiàn)方式

保護裝置通過光纖連接至MUX機，通過MUX機實現(xiàn)光電轉換后接至馬可尼光端機上SDH（同步數字體系）網絡，對端保護裝置反向解密獲得所傳信息。復用通道傳輸距離長、自愈能力強，只需在站內增加相應設備，極適用于此類線路保護完善改造工作。

以某110 kV變電站祥鎮(zhèn)線為例，祥鎮(zhèn)線負荷側110 kV變電站安裝線路保護裝置，由于無專用光纖通道（祥鎮(zhèn)線建設為考慮光纖通道，重新鋪設投資成本太高），遂采用復用通道形式，實現(xiàn)兩側差動保護，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裝置的重要補充，可在繼電保護裝置無法徹底隔離故障情況下，快速有效切除誘發(fā)設備，保證電力系統(tǒng)的可靠運行。實現(xiàn)此功能，可通過獨立的故障解列裝置實現(xiàn)或采用主變后備保護實現(xiàn)。

4.2.1 獨立的故障解列裝置

裝設故障解列裝置，應退出小電源側線路保護，當進線線路發(fā)生瞬時性故障時，線路保護動作切除斷路器，使之與主干網隔離，同時故障解列裝置經預設延時切除對應的小電源，隨后進線保護檢無壓重合，最短時間恢復對主變負荷的供電［5］。

對于本文中發(fā)生事故的110 kV變電站，故障解列裝置應采用110 kV側電壓，當進線發(fā)生永久性接地故障后，高壓側滿足小接地電流系統(tǒng)單相故障時出現(xiàn)很大的零序電壓。由于變壓器是磁耦合元件，主變各側通過磁場耦合傳遞能量，無直接電氣聯(lián)系，故當小電源反送電時中壓側電壓基本不變，若采用非高壓側電壓，會造成故障解列裝置靈敏度降低，不能正確動作。

故障解列裝置可以很好解決小電源反供電問題以及其他低頻低壓問題，但設備投資較大，后期維護成本高。

4.2.2 使用主變后備保護實現(xiàn)故障解列功能

進線永久性故障后，小電源會通過返供電導致故障點電壓電流持續(xù)存在，致使主變后備保護動作，基于此可以考慮用主變后備保護聯(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#主變高后備保護裝置為國電南瑞產品NSR695，原間隙保護零序過壓只整定2時限用于主變間隙保護動作跳三側開關，現(xiàn)在此基礎上增加零序過壓1時限用于聯(lián)跳小電源，定值及出口矩陣整定如表1所示。

表1 2＃主變高后備保護定值及出口矩陣

1時限對應的出口接線圖如圖6所示。

圖6 1時限對應的出口接線

當進線故障，小電源反送電使得2#主變零序過壓1時限保護動作，切除小電源，使故障點無電壓電流，主變保護不再動作，主變仍為原運行方式。

此種方案投資成本很低，便于實現(xiàn)，但由于需由主變后備保護聯(lián)切，使得主變保護間隙先要因小電源反送電瞬時擊穿一次后，才能切除小電源，對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時間，由于進線備自投跳進線延時一般為3～4 s，足夠間隙的絕緣恢復，主變中性點仍為原不接地方式，此時備自投跳進線1合進線2，將原進線側永久性故障隔離，全站恢復供電。

5 結論

本文通過對一起小電源反送電導致變電站全停事故的分析，指出分布式小電源系統(tǒng)在變電站進線故障后對系統(tǒng)運行方式及穩(wěn)定性的影響。通過分析得出該事故產生的潛在誘因，并針對這些誘因提出詳細整改措施，具有極強的工程實用性。

［1］ 劉振亞.國家電網公司輸配電工程典型設計110 kV二次部分［M］.北京：中國電力出版社，2008.

［2］ 國家發(fā)改委.導體和電器選擇設計技術規(guī)定：DL5222-2005［S］.2005.

［3］ 薛峰.電網繼電保護事故處理及案例分析［M］.北京：中國電力出版社，2011.

［4］ 西北電力設計院.電力工程電氣設計手冊［M］.北京：中國電力出版社，2010.

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