一起因雷擊線路故障跳閘導致發電廠孤網運行的事件思考

吳 楊 杜 江 楊 粵 李玉靖 姚 剛

（貴州電網有限責任公司電力調度控制中心，貴州 貴陽 550002）

0 引言

我國的整個電力系統經過發展和改革，大致可以分為國家電網和南方電網兩部分，兩個電網的覆蓋范圍都比較廣。2023年5月19日，國家能源局發布了我國1月至4月的電力行業統計數據，該統計顯示，截至2023年4月底，全國累計發電裝機容量約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展的重要基礎。然而，隨著需求的不斷增加，電網規模逐漸擴大，電力系統需要面臨越來越多、越來越復雜的安全問題[1]。一旦電力系統出現故障，如果不能及時排除，電力系統將逐步失穩，不能提供基本質量的電能；更嚴重的還有可能導致大規模停電，不僅給國民經濟帶來巨大損失，還有可能危及人民生命財產乃至國家安全[2]。

例如，2006年2月24日，福建廈門電業局220 kV安兜變10 kV江頭Ⅱ回線出現線路故障，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變電站突發故障，導致南京整個江北地區停電，嚴重影響了該區域的工廠生產和居民用電，造成了較大的經濟損失；2022年臺灣高雄的興達電廠突發故障，導致全臺無預警大停電，高雄捷運、輕軌停運，數百人被困電梯，工廠停工，造成巨大損失[3]。事實證明，電力系統安全可靠運行至關重要，電力系統發生故障后，電力工作人員及時發現并排除故障，不讓故障范圍進一步擴大，對電力系統有著不可忽視的作用。

整個電力系統由發電、輸電、配電、用電等環節組成，在電力系統的各個環節都有可能出現故障，其中電網故障主要包括發電機組故障、變壓器故障、輸電線路故障以及配電網故障等[4]。在電能傳輸過程中，輸電線路發揮了重要作用，但輸電線路故障比重較高，其一旦發生故障就意味著電能傳輸的中斷。當輸電線路出現故障時，電力系統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運行的情況出現[5-9]，即發生故障后，斷路器跳開，導致一部分系統包括電源和負荷與主網脫離，形成一個獨立的電網絡。孤網相較于主網來說沒有主網“大電網、大電源、大容量”的特點，所以其抗干擾能力比較弱，并且孤網內發電機發出的功率和負荷功率會出現較大的不平衡，機組無法調節，導致孤網無法穩定運行，無法穩定提供可靠的電能，甚至可能造成廠用電全停，這將對國民生產和居民用電造成較大的隱患。同時，當出現孤網運行時，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域電網孤網運行時，如何根據現場的實際狀況快速隔離故障，恢復孤網到主網運行，避免更大的生產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電廠孤網運行的電網事件，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。其事件區域內的電力系統接線圖如圖1所示。

110 kV PM線永久性跳閘后，形成了PZ水電站#1號發電機通過110 kV SZⅠ回線—SG變110 kVⅠ母線—110 kV LSⅠ回線—LZ變110 kVⅠ母線—110 kV LWⅠ回線—HW變110 kVⅠ母線—110 kV MW線—MG變運行的孤立小電網。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 HCⅠ回線003斷路器、10 kV QYⅠ回線027斷路器、10 kV HFⅠ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 NHⅠ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 MGⅠ回線003斷路器、10 kV MGⅡ回線002斷路器、10 kV MKⅠ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。

事件前所處區域電網負荷合計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。負荷損失統計：區域電網最大損失負荷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）。

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）。

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，能否運行及作為同期并網點需要核實。

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轉熱備用狀態，18：12操作完畢。

18：28，恢復35 kV PXT3線供電（備用線路，聯切時無負荷損失）。

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 kVⅠ母線負荷瞬停由孤網倒至主網供電，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 LS Ⅱ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 LW Ⅱ回線供電，并經110 kV MW線帶MG變負荷。上述站點均恢復主網供電。然后合上LZ變110 kV母聯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，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，導致本次形成發電廠孤網運行事件有多方面的原因，本小節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）調度調控員對孤網運行經驗不足，不清楚哪些斷路器可以作為同期并網點，同時對如何進行同期并網操作不清楚，變電運行值班員同樣存在這些不足。

（4）通過專業人員支持確定了并網點后，現場測控裝置同期軟壓板、硬壓板的投入狀態不清楚，需要巡維中心派人到現場核實后才能操作，造成處置過程延長（巡維中心駐點的220 kV LZ變110 kV母聯110斷路器沒有同期功能，離駐點最近、便于變電值班員赴現場核實的同期并網點只能選擇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，使得正常運行的#2發電機被迫解列，以騰空110 kV SZⅡ回線斷路器進行同期并網操作。

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

（7）對于網內小電源對電網故障條件下的影響欠缺深入研究，應對手段匱乏，應對經驗不足。

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、有效的聯動事故處置機制，當故障網區內存在多級調度機構共管廠站時，形成孤網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后因區域電源穩定住了孤網，導致備自投無法動作的情況，提前制定孤網處置預案，第一時間恢復并入主網。

（3）經過此次事件，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點與合環點應做好標識與管理。

（4）調度機構應提前制定相關規范，當電廠在處于極端事故中（如孤網）時，應充分評估設備狀態與電網安全的重要性差異，按現場規程或調度規程進行操作，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）調度機構應常態化梳理調管區域電網內負荷量、電源容量、備自投動作邏輯等，避免出現故障后區域電網已實際形成孤網卻錯誤判斷為區域電網已失壓的情況，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生的原因，并針對各個環節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。