電力系統發展性故障實例分析

黃 金

（廣西電網有限責任公司賀州供電局，廣西 賀州 542899）

近來，某網區110kV變電站1號主變低壓側901開關柜發生單相接地轉三相短路的發展性故障。最終導致站內小電源解列裝置動作切除1號主變中壓側所有負荷及低壓側所有水電機組，同時1號主變高后備保護動作跳開高壓側101開關，造成1號主變低壓側 901開關柜燒毀、1號主變非計劃停運的四級電力安全事件。

事故前，變電站全站分列運行，如圖1所示。1號主變高壓側負荷為23.65MW，1號主變中壓側負荷為15.31MW，10kV電站Ⅰ線負荷為-19.65MW，10kV電站Ⅱ線負荷為-19.05MW。

圖1 事故變電站電氣接線圖

1 變電站現狀及事故簡要過程

1號主變采用PST1200系列數字式變壓器保護裝置，其中差動保護為 PST1203B，后備保護為PST1204C（含高、中、低后備），后加裝的獨立低后備為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59分37秒，1號主變低壓側901開關母線側A相觸頭單相接地，由于負荷重、故障電流大，開關柜內部絕緣被擊穿，18.5s后故障發展成三相短路故障。現場繼電保護及小電源解列裝置動作時序表見表1[1]。

故障造成事故變電站1號主變低壓側901開關柜燒毀，相鄰開關柜及保護裝置嚴重受損，燒毀二次電纜合計800m，并造成1號主變非計劃停運的四級電力安全事件。

事故現場，相關繼電保護及小電源解列裝置整定情況見表2[2-3]。

表1 變電站二次設備動作時序表

表2 變電站及水電站定值整定情況統計表

2 事故原因分析

根據保護動作、故障錄波信息，并結合現場其他情況分析，故障共經歷了單相接地發展為三相短路、1號主變低后備保護跳開 901開關、小電源解列裝置及1號主變高后備保護動作切除故障三個階段。

2.1 單相接地發展為三相短路

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，同時現場檢查發現901開關母線側A相觸頭背壁被燒穿，可以判斷故障初期主要是901開關A相發生單相接地短路。由于 10kV為中性點不接地系統，單相接地在短時間內不會對系統正常運行造成過大的影響[4]，直到 A相接地故障持續 18.5s后因開關柜絕緣擊穿發展為三相短路故障。

2.2 1號主變低后備保護跳開901開關[4]

三相短路后，901開關主變側故障電流最大達到9360A（二次值15.6A），母線側故障電流最大達到10624A（兩臺機組各為5312A），如圖3所示。

圖2 A相單相接地轉三相短路故障錄波圖

圖3 主變低壓側901開關第一次故障示意圖

1093ms，1號主變低后備保護復壓方向Ⅰ段Ⅰ時限出口跳分段 900開關（動作前分列運行）。1497ms，1號主變低后備保護復壓方向Ⅰ段Ⅱ時限出口跳開901開關。

此時，故障點仍然存在，901開關跳閘僅將主變側的故障電流切斷，而對側水電站#1、#2機組仍在對故障點提供短路電流（如圖3所示）。由于事故變電站 10kV電站Ⅰ線903開關與10kV電站Ⅱ線908開關的保護裝置電流Ⅰ、Ⅱ段保護均帶方向，且方向指向 10kV線路，因此反方向故障保護不動作。電流Ⅲ段保護因未達到動作時限（4.8s）而未能動作。

站內小電源解列裝置動作時間整定為2s，也未能動作。同理，對側水電站1、2號發電機后備保護復壓過流Ⅰ段動作時限為5s，Ⅱ段動作時限為5.5s，故障時間也未達到時限要求，保護不動作。

2.3 小電源解列裝置及1號主變高后備保護動作切除故障[5]

由于901開關跳閘后仍未將故障從系統中徹底隔離，在水電站#1、#2機組對故障點提供短路電流的持續作用下，901開關母線側的觸頭及絕緣材料逐步變形、燒毀、熔化，并在開關柜內部噴射，如圖4、圖5所示。

圖4 901開關下觸頭燒毀情況

圖5 901開關動觸頭觸指燒毀情況

2687ms，901開關主變側又發生AB兩相接地，且經過約 70ms后發展為三相短路故障，如圖 6所示。

圖6 AB兩相接地轉三相短路故障錄波圖

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

5067ms，1號主變高后備保護復壓方向Ⅰ段Ⅱ時限動作，跳開高壓側101開關（中壓側無電源，301開關未動作），故障才被完全隔離。

3 結論

本次故障并非單一性故障，而是重復發生的發展性復雜故障，由于現場電力系統的復雜性和繼電保護定值配合的特殊性導致故障持續了5067ms，給現場運行設備帶來了嚴重的損害，最終造成 110kV金牛站 1號主變非計劃停運、901開關柜燒毀的四級電力安全事件。

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

本次故障的根源在于1號主變901開關柜母線側A相觸頭背壁被燒穿，由此可見，A相觸頭背壁應是長期處于高溫環境中導致絕緣老化。究其根本導致901開關柜在運行中發熱的原因，除了事故時發電機滿負荷發電和渦流損耗發熱外[6]，還跟開關柜長期散熱不良且未及時采取有效管控措施、開關柜結構設計不優等因素有關，該問題值得電力管理者和開關柜廠家長期深思。

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

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

[3] DL/T 584—1995. 3～110kV電網繼電保護裝置運行整定規程[S].

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

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

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