一起因雷击线路故障跳闸导致发电厂孤网运行的事件思考

吴 杨 杜 江 杨 粤 李玉靖 姚 刚

（贵州电网有限责任公司电力调度控制中心，贵州 贵阳 550002）

0 引言

我国的整个电力系统经过发展和改革，大致可以分为国家电网和南方电网两部分，两个电网的覆盖范围都比较广。2023年5月19日，国家能源局发布了我国1月至4月的电力行业统计数据，该统计显示，截至2023年4月底，全国累计发电装机容量约26.5亿kW，同比增长9.7%，表明电能成为保证人民生活的最重要能源之一，同时电能也是国家发展的重要基础。然而，随着需求的不断增加，电网规模逐渐扩大，电力系统需要面临越来越多、越来越复杂的安全问题[1]。一旦电力系统出现故障，如果不能及时排除，电力系统将逐步失稳，不能提供基本质量的电能；更严重的还有可能导致大规模停电，不仅给国民经济带来巨大损失，还有可能危及人民生命财产乃至国家安全[2]。

例如，2006年2月24日，福建厦门电业局220 kV安兜变10 kV江头Ⅱ回线出现线路故障，3名电力工作人员在处理故障的过程中被电弧烧伤，造成了人员严重受伤；2020年9月，江苏南京三江的220 kV变电站突发故障，导致南京整个江北地区停电，严重影响了该区域的工厂生产和居民用电，造成了较大的经济损失；2022年台湾高雄的兴达电厂突发故障，导致全台无预警大停电，高雄捷运、轻轨停运，数百人被困电梯，工厂停工，造成巨大损失[3]。事实证明，电力系统安全可靠运行至关重要，电力系统发生故障后，电力工作人员及时发现并排除故障，不让故障范围进一步扩大，对电力系统有着不可忽视的作用。

整个电力系统由发电、输电、配电、用电等环节组成，在电力系统的各个环节都有可能出现故障，其中电网故障主要包括发电机组故障、变压器故障、输电线路故障以及配电网故障等[4]。在电能传输过程中，输电线路发挥了重要作用，但输电线路故障比重较高，其一旦发生故障就意味着电能传输的中断。当输电线路出现故障时，电力系统内部的多个保护会动作，相应的断路器会随之跳开以隔离故障，避免故障对其他元件造成损害，减小故障范围。其中，输电线路某些故障可能导致孤网运行的情况出现[5-9]，即发生故障后，断路器跳开，导致一部分系统包括电源和负荷与主网脱离，形成一个独立的电网络。孤网相较于主网来说没有主网“大电网、大电源、大容量”的特点，所以其抗干扰能力比较弱，并且孤网内发电机发出的功率和负荷功率会出现较大的不平衡，机组无法调节，导致孤网无法稳定运行，无法稳定提供可靠的电能，甚至可能造成厂用电全停，这将对国民生产和居民用电造成较大的隐患。同时，当出现孤网运行时，负荷的频繁变动会对汽机造成较大的冲击。

鉴于此，研究当输电线路故障导致某一区域电网孤网运行时，如何根据现场的实际状况快速隔离故障，恢复孤网到主网运行，避免更大的生产事故具有重要的实际意义。本文介绍了一起因雷击线路故障跳闸导致发电厂孤网运行的电网事件，详细阐述了整个事件基本情况和处置过程，希望能为电力工作人员处理类似事件提供参考和借鉴。

1 事件基本情况简介

2022年，某省110 kV PM线因雷击导致架空地线断落搭在导线上。110 kV MG变侧110kV PM线102断路器距离保护Ⅰ段动作跳闸，重合闸动作不成功；220 kV PD变侧110 kV PM线零序过流保护Ⅱ段动作跳闸，重合闸动作不成功，保护选相A、C相，测距13 km，录波选相为A相，测距12.99 km。其事件区域内的电力系统接线图如图1所示。

110 kV PM线永久性跳闸后，形成了PZ水电站#1号发电机通过110 kV SZⅠ回线—SG变110 kVⅠ母线—110 kV LSⅠ回线—LZ变110 kVⅠ母线—110 kV LWⅠ回线—HW变110 kVⅠ母线—110 kV MW线—MG变运行的孤立小电网。随即SG变35 kV SHⅠ回线（空载）、SX线、SDⅡ回线低周保护跳闸，35 kV DQ变的35 kVⅡ母线失压，35 kV XH变的35 kVⅡ母线失压。HW变10 kV#1号电容器组过电压保护动作，10 kV HCⅠ回线003断路器、10 kV QYⅠ回线027断路器、10 kV HFⅠ回线002断路器、10 kV GYⅠ回线001断路器、10 kV GYⅡ回线021断路器、10 kV HFⅡ回线009断路器、10 kV NHⅠ回线005断路器、MG变10 kV BP线006断路器、10 kV LB 线004断路器、10 kV MGⅠ回线003断路器、10 kV MGⅡ回线002断路器、10 kV MKⅠ回线007断路器、10 kV HC线005断路器共13回10 kV线路低周减载掉闸。

事件前所处区域电网负荷合计1 237 MW，以上低周动作合计切除22.93 MW负荷，占比约1.85%。失压情况：220 kV CJ变、LX变及220 kV CJ牵引变、RJ牵引变。负荷损失统计：区域电网最大损失负荷113MW。

2 事件处置过程

16：57，某调度部门向上级调度部门申请PZ水电站发电机组调度权配合故障处置，17：10获准。

17：02，110 kV PW线两侧分相差动保护跳闸，重合闸动作不成功，110 kV PZ变备自投动作联切35 kV PXT3线331断路器（无负荷损失），合上110 kV分段110断路器，将PZ变110 kVⅡ母线负荷转由110 kV LP线供电（不影响孤网）。

17：03，LD变110 kV XL线103断路器零序过流保护Ⅱ段动作跳闸，重合闸动作不成功，备自投动作联切110 kV LL线（Tiger DP光伏电站—LD变）、35 kV LSⅡ回线（LD变—35 kV SZ变），合上110 kV SL线，将110 kV LD变负荷倒由孤网供电（瞬时转移约9 MW负荷）。在同一时刻，110 kV XY变110 kV EX线101断路器接地距离保护Ⅱ段、零序保护Ⅲ段动作，重合闸动作不成功（XY变不影响孤网）。

17：07，遥控断开XH变35 kV SX线305断路器，遥控合上XH变35 kV分段310断路器，恢复35 kV XH变的35 kVⅡ母线负荷。

17：26，将35 kV DQ变35 kVⅡ母线失压损失的10 kV负荷倒由#1号主变恢复供电。

17：28，调度部门询问PZ电站，告知110 kV分段110断路器长期以来一直处于冷备用状态，能否运行及作为同期并网点需要核实。

17：30，调度部门核实HW变110 kV分段110断路器具有同期功能，当即通知LZ巡维中心安排人员到现场核实同期功能是否投入，18：11确认功能投入。

17：30，查询SZ变失压前只有1.46 MW负荷，即遥控恢复SZ变负荷。

17：52，输电管理所汇报现场雷雨转弱，申请无条件强送一次110 kV PM线、EX线。立即从XY变强送EX线成功，同时联系AS调度部门从PD变强送MU线失败，距离保护加速动作跳闸。

18：02，令PZ电站将110 kV分段110断路器由冷备用状态转热备用状态，18：12操作完毕。

18：28，恢复35 kV PXT3线供电（备用线路，联切时无负荷损失）。

18：35，通过HW变110 kV分段110断路器同期并网失败。

19：30，倒换PZ电站方式后，通过PZ电站110 kV SZⅡ回线102断路器多次同期并网失败。

19：50，断开HW变#1号主变011断路器，合上10 kV分段010断路器，将10 kVⅠ母线负荷瞬停由孤网倒至主网供电，随后逐条恢复低周跳闸的7条10 kV线路。

20：11，倒换PZ电站方式后（由110 kV SZⅡ回线送电带厂用负荷），遥控断开SG变110 kV SZⅠ回线101断路器，将PZ水电站解列，随即110 kV SG变主变备自投动作成功，全站负荷倒由110 kV LS Ⅱ回线供电；110 kV LD变进线备自投动作成功，全站负荷倒由110 kV XL线供电；110 kV HW变进线备自投动作成功，全站负荷倒由110 kV LW Ⅱ回线供电，并经110 kV MW线带MG变负荷。上述站点均恢复主网供电。然后合上LZ变110 kV母联110断路器，空载送电。

20：21，将SG变110 kV SZⅠ回线恢复送电至PZ水电站，通知其自行开机并网，并将机组调度权归还上级调度部门。

至此，受影响的供电负荷已全部恢复，之后逐步恢复事件处理过程中形成的非正常方式。事件处理完毕。

3 事件原因分析

通过分析可知，导致本次形成发电厂孤网运行事件有多方面的原因，本小节对相关原因进行了总结，主要原因如下：

（1）输电线路防雷防灾水平较差，抵御恶劣气候的能力不强，本次事件直接原因为110 kV PM线因雷击导致架空地线断落搭在导线上。

（2）电网风险评估不全面，检修方式安排时，对PZ水电站机组在故障情况下不一定可靠解列的风险未识别出来，认为一旦发生N-1故障，PZ水电站机组将会高周动作跳闸解列，相应变电站备自投动作后能够恢复受影响负荷，损失负荷有限，并且通过本级调度遥控操作可迅速恢复。

（3）调度调控员对孤网运行经验不足，不清楚哪些断路器可以作为同期并网点，同时对如何进行同期并网操作不清楚，变电运行值班员同样存在这些不足。

（4）通过专业人员支持确定了并网点后，现场测控装置同期软压板、硬压板的投入状态不清楚，需要巡维中心派人到现场核实后才能操作，造成处置过程延长（巡维中心驻点的220 kV LZ变110 kV母联110断路器没有同期功能，离驻点最近、便于变电值班员赴现场核实的同期并网点只能选择110 kV HW变110 kV分段110断路器）。

（5）PZ水电站值班人员对长期处于冷备用状态的110 kV分段110断路器运行状况不清楚，不能在该点进行同期并网，使得正常运行的#2发电机被迫解列，以腾空110 kV SZⅡ回线断路器进行同期并网操作。

（6）调度主站调度运行管理系统未将系统频率展示在调控员界面上，致使调控员不能监视频率变化，对事件处理决策有一定影响。

（7）对于网内小电源对电网故障条件下的影响欠缺深入研究，应对手段匮乏，应对经验不足。

4 总结与建议

以本次事件为例，针对类似问题并结合实际情况，本文提出了一种省、地、厂协同处置机制与建议，以应对相关事故处置：

（1）不同等级调度机构之间应建立快速、有效的联动事故处置机制，当故障网区内存在多级调度机构共管厂站时，形成孤网时应启动快速响应措施，不再进行申请调度权等可能会耽误事故处置的行为，可直接对电厂进行越级调控。

（2）在安排计划工作时，应充分考虑检修方式下是否存在设备N-1后因区域电源稳定住了孤网，导致备自投无法动作的情况，提前制定孤网处置预案，第一时间恢复并入主网。

（3）经过此次事件，需要对调控员和变电站值班人员的技能提出更高的要求，要充分熟悉管辖范围内的相关设备以及各种故障情况下的操作，对调管范围内的并网点与合环点应做好标识与管理。

（4）调度机构应提前制定相关规范，当电厂在处于极端事故中（如孤网）时，应充分评估设备状态与电网安全的重要性差异，按现场规程或调度规程进行操作，例如当电压较高影响机组设备安全时，是否可以自行操作将机组解列。

（5）调度机构应常态化梳理调管区域电网内负荷量、电源容量、备自投动作逻辑等，避免出现故障后区域电网已实际形成孤网却错误判断为区域电网已失压的情况，造成事故处置的滞后。

本文从事件的基本情况、整个事件的发展以及处置过程等方面详细分析了本次事件，同时从各个方面总结了事件发生的原因，并针对各个环节存在的问题有针对性地提出了事故处置建议，本文所介绍的事件和相关处置过程中存在的不足可为类似故障事件的处置提供参考和借鉴。