由变电站全停事故探讨小电源反送电的影响

2018-05-07赵东森

山东电力高等专科学校学报 2018年1期

马杰，赵东森

（国网银川供电公司，宁夏银川 750001）

0 引言

随着科技的发展和社会的进步，各种工厂企业如雨后春笋般涌现。各类工厂企业为保证生产稳定持续，大多采用自备电机、自备变电站等方式保障生产动力不间断。众多企业的自备电机形成小电源并网，对主网运行稳定性构成安全隐患，对主网运行稳定性要求也越来越高。近年来各地已发生多起小电源反送电导致的主网事故。本文就针对一起小电源反送电导致的变电站全停事故进行探讨，分析事故诱因并提出有效整改措施。

1 事故回顾

2017 年 02 月 27 日 14∶45∶02，某地区 220 kV掌政变电站中110 kV出线16121掌惠线发生永久性单相接地故障，线路保护接地距离I段、零序Ⅰ段出口动作，开关分闸，重合于故障后由距离加速段永久跳开。在掌惠线第一次跳开且未重合时，其对端变电站两台主变均因高压侧间隙过流、零序过流保护动作，跳开主变三侧开关致使全站失压。

图1 110 kV变电站故障前运行方式

故障前惠丰110 kV变电站运行方式如图1所示，110 kV掌惠线运行，俊惠线热备，110 kV进线备自投投入，1#主变、2#主变并列运行。

2 事故分析

2.1 保护配置情况分析

由于该变电站属于负荷侧变电站，根据《国家电网公司输配电工程典型设计110 kV二次部分（2007年版）》规程要求，每回110 kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置，负荷侧变电站可以不配［1］。出于设备投资考虑，掌惠线按照设计规程要求，仅在电源侧配有一套完整的线路保护装置，负荷侧未配置线路保护装置。

2.2 中性点接地方式分析

由于电力系统一次设备都是以三相短路接地时的短路电流为标准进行设备选型［2］。为保证设备安全稳定运行，要求系统中单相接地故障电流要小于或等于三相短路接地故障电流。要达到这样的要求，需要电力系统中零序电抗X0与正序电抗X1之比满足式（1）要求：

如果系统零序电抗与正序电抗比值不合理，则在发生单相接地故障时可能出现单相短路电流大于三相短路电流的情况。如按照单相短路电流进行设备选型，则会造成设备投资增加，因此在事故发生电网中，为保证零序电抗与正序电抗的比值合理，110 kV变电站主变中性点未直接接地。

2.3 事故分析

2017年2月27日14∶43左右，掌惠线线路U相发生单相接地故障。220 kV变电站侧线路接地距离I段、零序I段保护动作，该侧开关跳开。此时110 kV变电站侧由于35 kV侧存在小电源系统（伊品生物线等），通过1#、2#主变持续向线路故障点反送电（如图2所示，图中箭头即为小电源反送电电流流向）。

调取110 kV变电站2#主变故障波形（图3）进行分析如下：

图2 线路故障后小电源反送电示意图

图3 110 kV变电站2#主变故障波形

1）小电源反送电特性明显。图3中110 kV“U相电压Ua”录波波形中存在明显反送间断角，出线潮流倒向现象，由此可知110 kV变电站确实存在小电源系统反送电现象。

2）故障电压分析。由于110 kV惠丰变两台主变110 kV侧中性点均未直接接地，当110 kV掌惠线U相接地，线路电源侧断路器跳闸后，惠丰变110 kV系统因失去中性点而成为独立的小电流接地系统。此时，35 kV侧小电源持续向110 kV故障线路反送电，致使110 kV故障电压如图4所示［3］。

图4 不接地系统单相接地故障电压

110 kV变电站110 kV侧属于小接地电流系统，当发生U相接地故障，U相电压为0，中性点电压发生偏移Uo=-Ua，V、W相电压会由相电压增长为线电压，理论分析零序电压为190.5 kV。按照110 kV变压器中性点绝缘为35 kV来考虑，其工频耐受电压为85 kV，冲击耐受电压为180 kV［4］，由此可见单相故障后出现的零序电压大于间隙所能承受的冲击耐受电压，会造成2#主变高压侧间隙击穿。后经运维人员现场检查，2#主变高压侧间隙确实存在明显放电痕迹。高压侧间隙击穿，出现的间隙电流满足2#主变高压侧间隙过流1时限动作条件，则保护动作跳开2#主变三侧开关。由于变电站两台主变并列运行，同理，小电源系统通过1#主变将电源反送至掌惠线线路故障点时，造成1#主变高压侧间隙过流1时限动作，跳开1#主变三侧开关。至此，故障点完全有效隔离后电流故障波形消失，但是已造成110 kV变电站全站全停的事故。

2.4 安全自动装置动作情况

110 kV变电站110 kV侧安装有进线备自投装置，虽然在失去掌惠线电源后备自投装置正确动作，合上110 kV变电站俊惠线断路器112实现了备用电源自动投入，但是此时两台主变已全部跳闸，备用电源也只能将正常电压接引至110 kV母线，无法挽救110 kV变电站全停事故带来的负荷损失。

3 诱因分析

通过对事故的分析可以看出，导致此次110 kV变电站全站全停事故的直接原因是小电源系统反送电，经过进一步可分析，发现了事故发生的主要诱因。

3.1 线路保护配置不完善

故障线路保护配置时，未考虑到该站存在小电源的情况，仅在电源侧安装单端保护，致使线路故障时未能通过线路保护完全有效隔离故障点，是扩大事故范围造成110 kV变电站全停的诱因之一。

3.2 故障解列装置配置不完善

该110 kV变电站所接负荷多为大型工矿企业，在配置站内继电保护及安全自动装置时，未核查各工矿企业小电源配备情况，未充分考虑小电源系统反送电特性，缺乏有效的电力系统故障解列装置。导致在故障发生后，无相应装置第一时间切除小电源线路，进而扩大事故范围是事故诱因之二。

4 整改措施

针对以上事故诱因分析，本文提出了相应的整改措施，并对地区电网内类似小电源并网变电站进行整改。根据各站实际情况，执行整改措施，并经实践证明整改措施有效可靠，具有良好的工程实用性和较高的工程使用价值。

4.1 完善线路双端保护

对线路保护进行完善，将单端保护完善为双端保护，在线路负荷侧变电站进线也安装相应线路保护装置。为进一步保障继电保护可靠性，本地区电网在线路保护整改时均使用差动保护为主保护。

目前差动保护通道可分为专用通道和复用通道两类。专用通道，直接通过线路OPGW实现两侧保护装置光纤互联，可靠性高。但光纤通道一般均在线路架设初期进行，不适用于后期线路保护完善改造工作。复用通道，即利用调度数据网设备实现两侧保护装置数据实时交互，通道实现方式如图5所示。

图5 复用通道实现方式

保护装置通过光纤连接至MUX机，通过MUX机实现光电转换后接至马可尼光端机上SDH（同步数字体系）网络，对端保护装置反向解密获得所传信息。复用通道传输距离长、自愈能力强，只需在站内增加相应设备，极适用于此类线路保护完善改造工作。

以某110 kV变电站祥镇线为例，祥镇线负荷侧110 kV变电站安装线路保护装置，由于无专用光纤通道（祥镇线建设为考虑光纤通道，重新铺设投资成本太高），遂采用复用通道形式，实现两侧差动保护，有效地提高了系统安全稳定水平。

4.2 完善故障解列功能

故障解列功能作为继电保护装置的重要补充，可在继电保护装置无法彻底隔离故障情况下，快速有效切除诱发设备，保证电力系统的可靠运行。实现此功能，可通过独立的故障解列装置实现或采用主变后备保护实现。

4.2.1 独立的故障解列装置

装设故障解列装置，应退出小电源侧线路保护，当进线线路发生瞬时性故障时，线路保护动作切除断路器，使之与主干网隔离，同时故障解列装置经预设延时切除对应的小电源，随后进线保护检无压重合，最短时间恢复对主变负荷的供电［5］。

对于本文中发生事故的110 kV变电站，故障解列装置应采用110 kV侧电压，当进线发生永久性接地故障后，高压侧满足小接地电流系统单相故障时出现很大的零序电压。由于变压器是磁耦合元件，主变各侧通过磁场耦合传递能量，无直接电气联系，故当小电源反送电时中压侧电压基本不变，若采用非高压侧电压，会造成故障解列装置灵敏度降低，不能正确动作。

故障解列装置可以很好解决小电源反供电问题以及其他低频低压问题，但设备投资较大，后期维护成本高。

4.2.2 使用主变后备保护实现故障解列功能

进线永久性故障后，小电源会通过返供电导致故障点电压电流持续存在，致使主变后备保护动作，基于此可以考虑用主变后备保护联跳小电源。

以某110 kV变电站2#主变高后备联跳小电源为例，2#主变高后备保护装置为国电南瑞产品NSR695，原间隙保护零序过压只整定2时限用于主变间隙保护动作跳三侧开关，现在此基础上增加零序过压1时限用于联跳小电源，定值及出口矩阵整定如表1所示。

表1 2＃主变高后备保护定值及出口矩阵

1时限对应的出口接线图如图6所示。

图6 1时限对应的出口接线

当进线故障，小电源反送电使得2#主变零序过压1时限保护动作，切除小电源，使故障点无电压电流，主变保护不再动作，主变仍为原运行方式。

此种方案投资成本很低，便于实现，但由于需由主变后备保护联切，使得主变保护间隙先要因小电源反送电瞬时击穿一次后，才能切除小电源，对间隙使用寿命和绝缘性能有一定影响。间隙击穿后需要短暂的绝缘恢复时间，由于进线备自投跳进线延时一般为3～4 s，足够间隙的绝缘恢复，主变中性点仍为原不接地方式，此时备自投跳进线1合进线2，将原进线侧永久性故障隔离，全站恢复供电。