关键词：局部电网；运行方式；继电保护；甩负荷 2002年7月15日凌晨3时11分，沙角A电厂220 kV GIS站220 kV沙立线零序一段、距离一段、高闭零序保护动作出口跳开L1相开关。重合后，L1相、L2相再次发生相间故障，零序三段保护加速跳开三相；沙立线L1相耦合电容器爆炸起火。沙角B电厂1号、2号联络变压器过流保护动作跳闸；沙角A电厂1号、2号炉MFT动作，锅炉灭火，1号、2号机组减负荷最低至30 MW；系统220 kV珠北线过载，北栅变电站安全自动过流切负荷装置动作，切除120 MW负荷；而单电源供电的立新站2号母线220 kV母联自投不成功，损失负荷160 MW。故障时电网接线方式见图1。 1故障前系统运行方式 图2为沙角A电厂220 kV GIS站电气一次主接线图，其采用双母线并列运行方式。沙角A电厂1号机组出力200 MW，2号、3号机组各出力210 MW，接入220 kV系统。沙角A电厂220 kV系统与500 kV系统通过沙角B电厂1号、2号联络变压器相连。故障前，沙角500 kV系统通过1号、2号联络变压器分别向沙角220 kV 系统送210 MW、220 MW的负荷；5条220 kV线路（沙北甲、乙线，沙长甲、乙线，沙立线）、4条500 kV线路（沙江甲、乙线，沙增线，沙鹏线）皆在正常运行；沙角A电厂2×300 MW、沙角B电厂2×350 MW、沙角C电厂3×660 MW机组皆在正常运行并接入沙角500 kV系统。5条220 kV出线输送负荷情况如下：沙立线160 MW，沙北甲线100 MW，沙北乙线110 MW，沙长甲线330 MW，沙长乙线350 MW。沙角A电厂01号02号起动-备用变压器处于空载运行状态。 故障前沙角A电厂220 kV GIS站及相邻220 kV变电站的联络情况如下：沙角A电厂220 kV GIS站通过沙长甲、乙线向220 kV长安站供电，通过沙北甲、乙线向220 kV北栅站供电，通过沙立线向220 kV立新站供电；珠江电厂通过珠北线向220 kV北栅站供电，而北栅站还通过一线路同220 kV大朗站相连；220 kV立新站采用双母分段运行方式，两条母线都采用单电源供电，一母线通过220 kV沙立线由沙角A电厂220 kV GIS站供电，另一母线由220 kV板桥站供电；沙角A电厂220 kV GIS站通过沙角B电厂1号、2号联络变压器与沙角500 kV GIS站相连。 2耦合电容器损坏情况及原因分析 2.1耦合电容器损坏情况 220 kV沙立线L1相耦合电容器（型号为KHC245，5 nF，法国阿尔斯通公司制造）已完全炸碎；L2相耦合电容器部分瓷裙崩裂，瓷套被电弧烧黑并漏油，低压端引出线烧断；L2相阻波器内的避雷器炸掉，电容器组烧毁；L1相结合滤波器内有部分电容器炸毁。 2.2耦合电容器故障原因 沙立线曾于2002年5月28日停电对耦合电容器按规程要求进行了介损、电容值测量等试验，所有测试数据均未超出预防性试验规程的规定，显示其设备状态正常。故障前，沙立线分别在6月18日11时13分和7月14日14时05分因雷击造成L1相接地故障跳闸，并重合成功。从故障录波图可以看出，此次故障也是线路L1相先发生接地故障，L1相跳闸后再重合时转为L1相、L2相相间短路接地。由于线路的重合闸是线路对侧开关先合，沙角A电厂侧开关检同期后合，因而每次的重合，电厂侧的耦合电容器均受到高电压的冲击。 由此可见，本次耦合电容器故障的主要原因是短期内沙立线遭受了几次雷击，单相跳闸后重合，使设备在短期内承受了多次雷电过电压和操作过电压的冲击，耦合电容器内部有部分膜纸复合绝缘产生沿面放电，产生了局部闪络。15日凌晨，在系统电压较高情况下，绝缘被彻底击穿，对地放电，耦合电容器击穿、爆炸。当然，也不排除以下情况：耦合电容器已运行16年，其内部绝缘油强度下降，黏度变大，其耐压水平逐年降低；本线路出线端未装设避雷器（按设计规程其在母线避雷器的保护范围内），耦合电容器、电容式电压互感器、阻波器等出线设备经常会受到雷电的冲击，设备性能已劣化。 3局部电网甩负荷原因分析 3.1立新站甩负荷原因 220 kV沙立线L1相耦合电容器击穿、爆炸，沙立线由L1相故障转L1相、L2相相间对地故 障，线路保护正确动作切除故障，将故障点同系统隔离。但由于220 kV立新站采用双母线分段运行方式，两条母线都采用单电源供电，立新站2号母线损失负荷160 MW，是由于立新站2 20 kV母联开关自投不成功所导致。 3.2北栅站甩负荷原因 故障前，沙角A电厂1～3号发电机-变压器组及两台联络变压器通过沙角A厂220 kV GIS站向5条220 kV线路送负荷1.050 GW。220 kV沙立线耦合电容器的故障引发1号、2号联络变压器跳闸和沙角A电厂1号、2号炉灭火减负荷至30 MW，沙角A电厂220 kV GIS站外送负荷降低至仅有1～3机组提供的260 MW负荷，使北栅站220 kV珠北线过载。北栅变电站安全自动过流切负荷装置动作，切除120 MW负荷。因1号、2号联络变压器跳闸和1号、2号炉MFT灭火无统一的时间记录，依据线路故障录波图、联络变压器保护动作情况、发电机励磁调节器录波图及锅炉MFT时动作记录情况，可判断其顺序。 220 kV沙立线故障录波图显示，沙立线第1次L1相故障，持续时间约50 ms，故障电流达30.5 kA；第2次的L1相、L2相相间对地故障持续约160 ms，故障电流仅为18.6 kA。而1号、2号联络变压器为方向过流保护（整定值为2.4 kA，0 s出口）动作跳闸，因此1号、2号联络变压器在线路第1次L1相故障、故障电流达30.5 kA时已跳闸。从1～3号发电机励磁调节器录波图可知，线路故障时1～3号发电机机端电压有两次降低过程，且两次故障时1～3号发电机的励磁调节器都迅速强励，线路故障时，发电机的励磁电流最高约到1.46倍额定励磁电流。从表1可知，第1次故障时发电机机端电压最低约降至额定电压的87%。 第2次机端电压最低约降至额定电压的61%。这与220 kV沙立线L1相发生接地故障跳开L1相开关，重合后，L1相、L2相再次发生相间故障，零序三段保护加速跳开三相切除故障的过程相吻合。通过对MFT动作记录分析，可知：1号炉MFT动作是由于1号炉380 V母线电压低，磨煤机润 滑油泵因动力回路接触器线圈低电压释放而跳闸，磨煤机润滑油压低造成1号炉运行中的全部磨煤机、一次风机跳闸所致； 2号炉MFT动作是由于2号炉380 V母线电压低，运行中的全部给煤机因动力回路接触器线圈低电压释放而跳闸所致。一般接触器线圈的吸合电压约为80 %（85%）～110%的额定电压，释放电压约为20%～70%（75%）的额定电压。当故障导致机端电压的大幅下降至额定电压的60.9%时，使得1号机组磨煤机润滑油泵及2号机组给煤机电源的接触器低电压释放、返回（其控制回路没有短时失压自起动功能），电源跳闸， 1号、2号炉MFT分别动作，锅炉灭火，1号、2号机组减负荷最低至30 MW。因此1号、2号锅炉灭火，机组减负荷最低至30 MW是在线路第2次L1相、L2相相间对地故障，导致发电机机端电压约降至额定电压的61%时所产生的。 从以上分析可知，由于此次线路故障发生在最靠近沙角A电厂220 kV GIS站的出线端，属站内故障。在沙立线发生第一次L1相单相接地故障时，故障电流达30.5 kA，加之沙角B电厂1号、2号联络变压器容量为395 MVA，背靠容量更大的500 kV系统，其向故障点提供的短路容量较其它5条出线和3台200 MW机组更大。而其联络变压器方向过流保护的整定值仅为2. 4kA，0s出口跳闸。偏低的整定值直接导致了该保护误动作，跳开了联络变压器。在线路重合于故障时，尽管故障电流仅为18.6 kA，但因联络变压器已跳闸，且故障已由单相接地故障发展为相间故障，导致了沙角A电厂220 kV母线以及发电机机端电压的大幅下降，各机组6 kV及380 V厂用电系统电压的下降，由第1次故障的87%Un恢复后又在第2次故障时跌至61%Un。因1号、2号机组380 V制粉系统的接触器低电压返回，且无短时失压自起动功能，引起了锅炉MFT动作灭火，机组减负荷最低至30MW，沙角A电厂220 kV GIS站仅有260 MW送出。此时，系统220 kV珠北线过载，北栅变电站安全自动过流切负荷装置动作切除120MW负荷。 按照规程要求，沙角B电厂的1号、2号联络变压器的方向过流保护在相邻线路发生故障时不应启动出口。其投产以来，1号、2号联络变压器已由原沙角B电厂的电能外送通道转变为广东电网负荷中心500kV系统和220kV系统的一个重要联络点，但其保护定值未随系统元件功能的变化重新进行整定计算，最终引发了北栅变电站甩负荷。 4防范措施 4.1要加强继电保护管理 要加强继电保护管理，加强继电保护和安全自动装置的优化配置及保护定值的正确设置。应根据系统变化情况定期对保护定值重新进行计算、整定。我国电网结构薄弱，局部设备元件发生故障时，可能引起网络联络线过载超过稳定极限，引起电网事故，因此对二次继电保护安全自动装置的要求更高。需要结合我国电网的具体情况，加强继电保护和安全稳定自动装置的优化配置，定期对装置进行检查，检查是否存在配置不全、性能不满足要求等方面的缺陷，及时改造或更换，消除隐患，最大限度地避免电网甩负荷事故。 4.2电厂要有相应的防范措施 应制定当部分线路故障跳闸时防止发电机组减负荷、保厂用电的措施，在保证设备安全 情况下为电网安全起更大作用。电厂对重要回路的低压电动机的控制回路增加短时失压自起 动功能，对采用变频器的电源供电回路应取消其接触器。 5结束语 此次局部电网甩负荷的故障是在线路频遭雷击的恶劣外部环境下因耦合电容器故障爆炸 所引发的，暴露出1号、2号联络变压器的方向过流保护的整定值偏低和电厂380V低压控制 回路上的隐患。厂网分开以后，电网与电厂在安全技术衔接方面缺乏有效的协调和沟通，协调难度大。应从整个电力系统安全可靠运行的原则出发，及时建立一种新的机制，明确厂网 双方的安全管理界面和责任，做到定位准确，责权明晰，功能协调。对于并网电厂中涉及电 网运行安全的继电保护、安全自动装置以及其他一次、二次系统设备等，要纳入电网的统一规划和运行管理，以保证正常情况下系统的安全稳定运行和事故时能够及时正确地切除故障 ，防止事故扩大。
