一起因雷擊線路故障跳閘導致發(fā)電廠孤網(wǎng)運行的事件思考

引言

我國的整個電力系統(tǒng)經(jīng)過發(fā)展和改革，大致可以分為國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)兩部分，兩個電網(wǎng)的覆蓋范圍都比較廣。2023年5月19日，國家能源局發(fā)布了我國1月至4月的電力行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，該統(tǒng)計顯示，截至2023年4月底，全國累計發(fā)電裝機容量約26.5億kw，同比增長9.7%，表明電能成為保證人民生活的最重要能源之一，同時電能也是國家發(fā)展的重要基礎。然而，隨著需求的不斷增加，電網(wǎng)規(guī)模逐漸擴大，電力系統(tǒng)需要面臨越來越多、越來越復雜的安全問題[1]。一旦電力系統(tǒng)出現(xiàn)故障，如果不能及時排除，電力系統(tǒng)將逐步失穩(wěn)，不能提供基本質量的電能；更嚴重的還有可能導致大規(guī)模停電，不僅給國民經(jīng)濟帶來巨大損失，還有可能危及人民生命財產(chǎn)乃至國家安全[2]。

例如，2006年2月24日，福建廈門電業(yè)局220 kV安兜變10 kV江頭Ⅱ回線出現(xiàn)線路故障，3名電力工作人員在處理故障的過程中被電弧燒傷，造成了人員嚴重受傷；2020年9月，江蘇南京三江的220 kV變電站突發(fā)故障，導致南京整個江北地區(qū)停電，嚴重影響了該區(qū)域的工廠生產(chǎn)和居民用電，造成了較大的經(jīng)濟損失；2022年臺灣高雄的興達電廠突發(fā)故障，導致全臺無預警大停電，高雄捷運、輕軌停運，數(shù)百人被困電梯，工廠停工，造成巨大損失[3]。事實證明，電力系統(tǒng)安全可靠運行至關重要，電力系統(tǒng)發(fā)生故障后，電力工作人員及時發(fā)現(xiàn)并排除故障，不讓故障范圍進一步擴大，對電力系統(tǒng)有著不可忽視的作用。

整個電力系統(tǒng)由發(fā)電、輸電、配電、用電等環(huán)節(jié)組成，在電力系統(tǒng)的各個環(huán)節(jié)都有可能出現(xiàn)故障，其中電網(wǎng)故障主要包括發(fā)電機組故障、變壓器故障、輸電線路故障以及配電網(wǎng)故障等[4]。在電能傳輸過程中，輸電線路發(fā)揮了重要作用，但輸電線路故障比重較高，其一旦發(fā)生故障就意味著電能傳輸?shù)闹袛?。當輸電線路出現(xiàn)故障時，電力系統(tǒng)內部的多個保護會動作，相應的斷路器會隨之跳開以隔離故障，避免故障對其他元件造成損害，減小故障范圍。其中，輸電線路某些故障可能導致孤網(wǎng)運行的情況出現(xiàn)[5—9]，即發(fā)生故障后，斷路器跳開，導致一部分系統(tǒng)包括電源和負荷與主網(wǎng)脫離，形成一個獨立的電網(wǎng)絡。孤網(wǎng)相較于主網(wǎng)來說沒有主網(wǎng)“大電網(wǎng)、大電源、大容量”的特點，所以其抗干擾能力比較弱，并且孤網(wǎng)內發(fā)電機發(fā)出的功率和負荷功率會出現(xiàn)較大的不平衡，機組無法調節(jié)，導致孤網(wǎng)無法穩(wěn)定運行，無法穩(wěn)定提供可靠的電能，甚至可能造成廠用電全停，這將對國民生產(chǎn)和居民用電造成較大的隱患。同時，當出現(xiàn)孤網(wǎng)運行時，負荷的頻繁變動會對汽機造成較大的沖擊。

鑒于此，研究當輸電線路故障導致某一區(qū)域電網(wǎng)孤網(wǎng)運行時，如何根據(jù)現(xiàn)場的實際狀況快速隔離故障，恢復孤網(wǎng)到主網(wǎng)運行，避免更大的生產(chǎn)事故具有重要的實際意義。本文介紹了一起因雷擊線路故障跳閘導致發(fā)電廠孤網(wǎng)運行的電網(wǎng)事件，詳細闡述了整個事件基本情況和處置過程，希望能為電力工作人員處理類似事件提供參考和借鑒。

1事件基本情況簡介

2022年，某省110 kV PM線因雷擊導致架空地線斷落搭在導線上。110 kV MG變側110kV PM線102斷路器距離保護I段動作跳閘,重合閘動作不成功；220 kV PD變側110 kV PM線零序過流保護Ⅱ段動作跳閘，重合閘動作不成功,保護選相A、C相,測距13 km,錄波選相為A相,測距12.99 km。其事件區(qū)域內的電力系統(tǒng)接線圖如圖1所示。

110 kV PM線永久性跳閘后，形成了PZ水電站#1號發(fā)電機通過110 kV SZI回線—SG變110 kV I母線—110 kV LSI回線—LZ變110 kV I母線—110 kV LW I回線—HW變110 kV I母線—110 kV MW線—MG變運行的孤立小電網(wǎng)。隨即SG變35 kV SHI回線（空載）、SX線、SDⅡ回線低周保護跳閘，35 kV DQ變的35 kVⅡ母線失壓，35 kV XH變的35 kVⅡ母線失壓。HW變10 kV#1號電容器組過電壓保護動作，10 kV HC I回線003斷路器、10 kV QYI回線027斷路器、10 kV HF I回線002斷路器、10 kV GYI回線001斷路器、10 kV GYⅡ回線021斷路器、10 kV HFⅡ回線009斷路器、10 kV NH I回線005斷路器、MG變10 kV BP線006斷路器、10 kV LB線004斷路器、10 kV MG I回線003斷路器、10 kV MGⅡ回線002斷路器、10 kV MK I回線007斷路器、10 kV HC線005斷路器共13回10 kV線路低周減載掉閘。

事件前所處區(qū)域電網(wǎng)負荷合計1 237 MW,以上低周動作合計切除22.93 MW負荷,占比約1.85%。失壓情況：220 kV CJ變、LX變及220 kV CJ牽引變、RJ牽引變。負荷損失統(tǒng)計：區(qū)域電網(wǎng)最大損失負荷113MW。

2事件處置過程

16：57,某調度部門向上級調度部門申請PZ水電站發(fā)電機組調度權配合故障處置，17：10獲準。

17：02，110 kV PW線兩側分相差動保護跳閘，重合閘動作不成功，110 kV PZ變備自投動作聯(lián)切35 kV PXT3線331斷路器（無負荷損失），合上110 kV分段110斷路器，將PZ變110 kVⅡ母線負荷轉由110 kV LP線供電（不影響孤網(wǎng)）。

17：03，LD變110 kV XL線103斷路器零序過流保護Ⅱ段動作跳閘，重合閘動作不成功，備自投動作聯(lián)切110 kV LL線（Tiger DP光伏電站—LD變）、35 kV LSⅡ回線（LD變—35 kV SZ變），合上110 kV SL線，將110 kV LD變負荷倒由孤網(wǎng)供電（瞬時轉移約9 MW負荷）。在同一時刻，110 kV XY變110 kV eX線101斷路器接地距離保護Ⅱ段、零序保護Ⅲ段動作，重合閘動作不成功（XY變不影響孤網(wǎng)）。

17：07，遙控斷開XH變35 kV SX線305斷路器，遙控合上XH變35 kV分段310斷路器，恢復35 kV XH變的35 kVⅡ母線負荷。

17：26，將35 kV DQ變35 kVⅡ母線失壓損失的10 kV負荷倒由#1號主變恢復供電。

17：28，調度部門詢問PZ電站，告知110 kV分段110斷路器長期以來一直處于冷備用狀態(tài)，能否運行及作為同期并網(wǎng)點需要核實。

17：30，調度部門核實HW變110 kV分段110斷路器具有同期功能，當即通知LZ巡維中心安排人員到現(xiàn)場核實同期功能是否投入，18：11確認功能投入。

17：30，查詢SZ變失壓前只有1.46 MW負荷，即遙控恢復SZ變負荷。

17：52，輸電管理所匯報現(xiàn)場雷雨轉弱，申請無條件強送一次110 kV PM線、EX線。立即從XY變強送EX線成功，同時聯(lián)系AS調度部門從PD變強送MU線失敗，距離保護加速動作跳閘。

18：02，令PZ電站將110 kV分段110斷路器由冷備用狀態(tài)轉熱備用狀態(tài)，18：12操作完畢。

18：28，恢復35 kV PXT3線供電（備用線路，聯(lián)切時無負荷損失）。

18：35，通過HW變110 kV分段110斷路器同期并網(wǎng)失敗。

19：30，倒換PZ電站方式后，通過PZ電站110 kV SZⅡ回線102斷路器多次同期并網(wǎng)失敗。

19：50，斷開HW變#1號主變011斷路器，合上10 kV分段010斷路器，將10 kV I母線負荷瞬停由孤網(wǎng)倒至主網(wǎng)供電，隨后逐條恢復低周跳閘的7條10 kV線路。

20：11，倒換PZ電站方式后（由110 kV SZⅡ回線送電帶廠用負荷），遙控斷開SG變110 kV SZI回線101斷路器，將PZ水電站解列，隨即110 kV SG變主變備自投動作成功，全站負荷倒由110 kV LSⅡ回線供電；110 kV LD變進線備自投動作成功，全站負荷倒由110 kV XL線供電；110 kV HW變進線備自投動作成功，全站負荷倒由110 kV LWⅡ回線供電，并經(jīng)110 kV MW線帶MG變負荷。上述站點均恢復主網(wǎng)供電。然后合上LZ變110 kV母聯(lián)110斷路器，空載送電。

20：21，將SG變110 kV SZI回線恢復送電至PZ水電站，通知其自行開機并網(wǎng)，并將機組調度權歸還上級調度部門。

至此，受影響的供電負荷已全部恢復，之后逐步恢復事件處理過程中形成的非正常方式。事件處理完畢。

3事件原因分析

通過分析可知，導致本次形成發(fā)電廠孤網(wǎng)運行事件有多方面的原因，本小節(jié)對相關原因進行了總結，主要原因如下：

（1）輸電線路防雷防災水平較差，抵御惡劣氣候的能力不強，本次事件直接原因為110 kV PM線因雷擊導致架空地線斷落搭在導線上。

（2）電網(wǎng)風險評估不全面，檢修方式安排時，對PZ水電站機組在故障情況下不一定可靠解列的風險未識別出來，認為一旦發(fā)生N—1故障，PZ水電站機組將會高周動作跳閘解列，相應變電站備自投動作后能夠恢復受影響負荷，損失負荷有限，并且通過本級調度遙控操作可迅速恢復。

（3）調度調控員對孤網(wǎng)運行經(jīng)驗不足，不清楚哪些斷路器可以作為同期并網(wǎng)點，同時對如何進行同期并網(wǎng)操作不清楚，變電運行值班員同樣存在這些不足。

（4）通過專業(yè)人員支持確定了并網(wǎng)點后，現(xiàn)場測控裝置同期軟壓板、硬壓板的投入狀態(tài)不清楚，需要巡維中心派人到現(xiàn)場核實后才能操作，造成處置過程延長（巡維中心駐點的220 kV LZ變110 kV母聯(lián)110斷路器沒有同期功能，離駐點最近、便于變電值班員赴現(xiàn)場核實的同期并網(wǎng)點只能選擇110 kV HW變110 kV分段110斷路器）。

（5）PZ水電站值班人員對長期處于冷備用狀態(tài)的110 kV分段110斷路器運行狀況不清楚，不能在該點進行同期并網(wǎng)，使得正常運行的#2發(fā)電機被迫解列，以騰空110 kV SZⅡ回線斷路器進行同期并網(wǎng)操作。

（6）調度主站調度運行管理系統(tǒng)未將系統(tǒng)頻率展示在調控員界面上，致使調控員不能監(jiān)視頻率變化，對事件處理決策有一定影響。

（7）對于網(wǎng)內小電源對電網(wǎng)故障條件下的影響欠缺深入研究，應對手段匾乏，應對經(jīng)驗不足。

4總結與建議

以本次事件為例，針對類似問題并結合實際情況，本文提出了一種省、地、廠協(xié)同處置機制與建議，以應對相關事故處置：

（1）不同等級調度機構之間應建立快速、有效的聯(lián)動事故處置機制，當故障網(wǎng)區(qū)內存在多級調度機構共管廠站時，形成孤網(wǎng)時應啟動快速響應措施，不再進行申請調度權等可能會耽誤事故處置的行為，可直接對電廠進行越級調控。

（2）在安排計劃工作時，應充分考慮檢修方式下是否存在設備N_1后因區(qū)域電源穩(wěn)定住了孤網(wǎng)，導致備自投無法動作的情況，提前制定孤網(wǎng)處置預案，第一時間恢復并入主網(wǎng)。

（3）經(jīng)過此次事件，需要對調控員和變電站值班人員的技能提出更高的要求，要充分熟悉管轄范圍內的相關設備以及各種故障情況下的操作，對調管范圍內的并網(wǎng)點與合環(huán)點應做好標識與管理。

（4）調度機構應提前制定相關規(guī)范，當電廠在處于極端事故中（如孤網(wǎng)）時，應充分評估設備狀態(tài)與電網(wǎng)安全的重要性差異，按現(xiàn)場規(guī)程或調度規(guī)程進行操作，例如當電壓較高影響機組設備安全時，是否可以自行操作將機組解列。

（5）調度機構應常態(tài)化梳理調管區(qū)域電網(wǎng)內負荷量、電源容量、備自投動作邏輯等，避免出現(xiàn)故障后區(qū)域電網(wǎng)已實際形成孤網(wǎng)卻錯誤判斷為區(qū)域電網(wǎng)已失壓的情況，造成事故處置的滯后。

本文從事件的基本情況、整個事件的發(fā)展以及處置過程等方面詳細分析了本次事件，同時從各個方面總結了事件發(fā)生的原因，并針對各個環(huán)節(jié)存在的問題有針對性地提出了事故處置建議，本文所介紹的事件和相關處置過程中存在的不足可為類似故障事件的處置提供參考和借鑒。