黃森炯，王曉，王晴

(寧波電業(yè)局，浙江 寧波 315010)

0 引言

變電站直流系統(tǒng)主要由充電機和蓄電池組組成，為站內(nèi)主合閘回路、控制保護回路、信號回路及事故照明回路提供直流電源。變電站直流電源系統(tǒng)的正常運行與否直接關(guān)系到全站二次系統(tǒng)是否能正常運行［1－2］。如果直流母線失壓，則會導致變電站繼電保護裝置和自動裝置等因失去電源而無法正常動作，在此情況下當系統(tǒng)發(fā)生故障時保護將越級跳閘，造成停電范圍擴大［3］。國務(wù)院頒發(fā)2011年9月1日起正式實行的《電力安全事故應(yīng)急處置和事故調(diào)查條例》對電網(wǎng)的供電可靠性提出了更高的要求。直流系統(tǒng)作為變電站整個二次系統(tǒng)的“心臟”，如何維護變電站直流系統(tǒng)可靠運行消除事故安全隱患，是變電運行面臨的主要問題。從事故教訓中吸取經(jīng)驗并舉一反三，才能更好的在實際運行中保證電網(wǎng)的安全。

1 事故概況

1.1 運行方式簡介

事故變電站簡化電氣主接線如圖1所示。正常運行方式:進線1帶110 kV母線、1號主變、2號主變運行，進線2處熱備用狀態(tài)，配置110 kV備用電源自投裝置，兩回進線分別由220 kV電源一和電源二送出。其中1號、2號主變兩側(cè)并列運行，10 kV出線配置CD10型電磁型機構(gòu)斷路器，事故前全站所用電為1號補償所變供電。

圖1 事故變電站電氣主接線圖

站內(nèi)直流系統(tǒng)配置微機監(jiān)控高頻開關(guān)直流電源裝置，裝有SR－3雙路交流進線切換裝置，但只有一路交流電源供整流充電模塊。其中1號至5號整流充電模塊一方面對蓄電池組進行浮充，以補充蓄電池組的自放電，使其保持滿充狀態(tài);另一方面通過降壓硅鏈供控制母線的直流負荷［4］。6號整流充電模塊專供控制母線直流負荷，平時不帶負荷，一旦1號至5號整流充電模塊損壞或不能使用，則6號充電模塊自動供控制母線的直流負荷。事故變站內(nèi)直流系統(tǒng)接線圖如圖2所示。

圖2 事故變電站直流系統(tǒng)簡圖

站內(nèi)配置鉛酸全密封蓄電池，其容量為300 Ah，浮充時的蓄電池單只電壓為2.15 V左右，共配有112只。正常運行狀態(tài)下控制母線電壓在225 V，合閘母線電壓240 V。蓄電池組平時一方面作為變電站的備用直流電源，同時也作為10 kV開關(guān)的合閘電源，分為10 kVⅠ段合閘電源和10 kVⅡ段合閘電源(并列點在10 kV母線開關(guān)柜)，控制母線供控制直流Ⅰ段、控制直流Ⅱ段、事故照明［4－5］。

1.2 事故經(jīng)過介紹

2011年11月7日9點35分，事故變報10 kVⅠ、Ⅱ段母線A相單相接地，9點38分運行人員到達現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)10 kV東江N438線過流Ⅱ段動作，開關(guān)跳閘(重合閘未投)，母線接地信號消失。線路巡線人員根據(jù)現(xiàn)場故障指示儀判斷東江N438故障點在線路的第二級至末段，在拉開東江N438線第一級進線開關(guān)后，調(diào)度發(fā)令對東江N438線進行試送。10點50分，當運行人員操作合上事故變東江N438線開關(guān)時，發(fā)生全站失電且直流消失現(xiàn)象。經(jīng)過檢查發(fā)現(xiàn):220 kV電源一110 kV進線1相間距離Ⅲ段保護動作SL1開關(guān)跳閘;110 kV事故變主變保護及東江N438線保護均未動作，事故變站內(nèi)所有開關(guān)均未跳閘，且110 kV備自投未動造成全站失電。在對事故變10 kV東江N438線開關(guān)進行手動分閘后，調(diào)度發(fā)令恢復(fù)對事故變送電。

2 事故原因分析

2.1 事故調(diào)查經(jīng)過

對110 kV事故變直流系統(tǒng)進行了全面檢查:全站停電時測量蓄電池輸出電壓只有16 V至20 V之間，蓄電池室有明顯焦味;全站恢復(fù)送電后站內(nèi)直流母線電壓正常，充電機輸入、輸出正常，76號電池明顯故障變形，測量其內(nèi)阻達到2000Ω(正常應(yīng)不大于0.5 mΩ)，基本判定該電池開路故障。之后對蓄電池進行靜態(tài)放電試驗時發(fā)現(xiàn)又有幾個電池開路，基本確定整組電池已無法運行。

對蓄電池進行解體發(fā)現(xiàn):故障蓄電池負極極板完全硫化(硫化鉛)并斷裂。如圖3所示。

圖3 故障蓄電池解體圖

2.2 蓄電池開路原因分析

蓄電池負極極板材質(zhì)原因造成極板、極柱和導流板過快硫化，在未到使用年限(5年)已經(jīng)完全變成硫化鉛，導致極板出現(xiàn)粉狀脆化，并出現(xiàn)裂紋，與極柱的連接部位的強度明顯減弱，在合閘電流大電流的沖擊下，容易出現(xiàn)極柱斷裂，導致開路。

運行人員在10點50分合10 kV東江N438線開關(guān)時仍能合上，說明當時蓄電池仍未開路，直流仍能正常輸出，而東江N438線過流Ⅱ段保護動作時限為0.3 s，故從開關(guān)合閘后至0.3 s之間蓄電池組因電磁型開關(guān)合閘時產(chǎn)生的大電流最終導致了開路，事后蓄電池室有明顯焦味證明了這一點。

2.3 10 kV線路保護拒動導致越級跳閘原因分析

事故后對10 kV東江N438線現(xiàn)場檢查巡線后發(fā)現(xiàn)110 kV事故變至第一級進線開關(guān)之間距離變電站約3 km處發(fā)現(xiàn)電纜A、B兩相破損嚴重，判斷由A相接地引發(fā)的相間短路，符合當時變電站出現(xiàn)的接地信號及跳閘現(xiàn)象。由于短路點距離變電站10 kV母線只有3公里，經(jīng)過計算母線殘壓只為額定母線電壓的10%左右，致使接在10 kV母線上的1號站用變輸出電壓及硅整流的輸出電壓只有20 V左右，硅整流不能正常工作。

在此情況下，本應(yīng)由蓄電池組提供直流電源，以保證東江N438線路及主變保護動作跳閘，由于10 kV電磁型開關(guān)合閘瞬間輸出大電流，大電流沖擊導致蓄電池組的76號電池開路無法正常輸出，76號電池經(jīng)測量內(nèi)阻為2000Ω，使得蓄電池組處于有電壓而無足夠電流輸出的狀態(tài)，所以造成站用直流電壓達不到保護及自動裝置的最低動作電壓(額定電壓的80%)水平，導致了全站保護拒動。SL1開關(guān)距離Ⅲ段保護動作時限為2.6 s跳閘隔離故障(重合閘未投)，同樣110 kV事故變的備自投裝置由于全站直流電源電壓不足在本次事故中未動作，最終事故變?nèi)臼щ姟?/p>

通過現(xiàn)場事故調(diào)查及對蓄電池解體檢查，并結(jié)合試驗數(shù)據(jù)綜合分析蓄電池由于質(zhì)量原因，在大電流沖擊下開路是導致保護拒動的直接原因，10 kV出線電纜破損出線單相接地繼而引發(fā)相間故障是導致保護拒動的間接原因。

3 改進措施及建議

目前110kV變電站典型設(shè)計普遍采用單電單充直流系統(tǒng)供電模式，蓄電池開路導致變電站備用直流電源失去。若此時變電站低壓側(cè)母線發(fā)生近區(qū)故障，使得硅整流輸出電壓達不到要求全站保護失去作用，擴大事故停電范圍。為解決這一問題，可以采取加強變電站蓄電池運行管理、改造站內(nèi)10 kV電磁型開關(guān)及直流系統(tǒng)和改變站內(nèi)運行方式三方面措施，具體分析如下。

3.1 加強蓄電池運行管理

以浮充方式運行的蓄電池由于長時間不放電，負極板上的活性物質(zhì)容易產(chǎn)生硫化鉛PbSO4結(jié)晶，不易還原。閥控式密封鉛酸電池雖稱為免維護電池，根據(jù)實際運行經(jīng)驗，為保證放電容量和延長使用壽命，必須對其進行定期充放電和日常的維護工作:

(1)進一步加強蓄電池的巡視和檢查，每月應(yīng)測量一次單體及總電壓，對超標的蓄電池應(yīng)予以更換，電壓超標的標準:超過平均電壓的4～10%。定期開展蓄電池動態(tài)充放電，并要求記錄充放電后蓄電池電壓和電阻情況。蓄電池端電壓值只是蓄電池參數(shù)的一種，有時并不能斷定蓄電池的好壞，蓄電池內(nèi)阻值卻能正確反映蓄電池的帶負載能力，所以宜經(jīng)常進行蓄電池內(nèi)阻測定操作。

(2)對運行三年以內(nèi)的電池每年進行放電容量為全容量40%的放電試驗;對運行時間超過三年的電池，應(yīng)每年進行全核對性放電試驗。經(jīng)過3次試驗后，蓄電池容量仍然達不到額定容量的80%以上，可認為電池使用壽命已到，應(yīng)進行更換。當一組電池中有個別電池容量不足，可個別更換，但更換前必須活化新電池;當一組電池中有較多電池(占數(shù)量的1/3以上)低于80%額定容量，應(yīng)整組進行更換。充電過程中如電池溫度超過45度，必須停止充電或轉(zhuǎn)換為浮充狀態(tài)，以免損壞電池。

(3)完善現(xiàn)有PI蓄電池在線監(jiān)測系統(tǒng)功能，當某只蓄電池內(nèi)部短路而引起其他蓄電池過充時能適時發(fā)出過充告警，不管是由于蓄電池內(nèi)部開路還是蓄電池熔斷器故障，只要蓄電池開路達到一定延時，即可發(fā)出電池開路報警。

(4)加強蓄電池缺陷管理，蓄電池電壓異常的缺陷必須在規(guī)定時間內(nèi)消缺，防止消缺周期過長造成事故安全隱患，消缺結(jié)束后嚴格執(zhí)行驗收及缺陷閉環(huán)流程。

3.2 整改10 kV電磁型斷路器

事故變電站直流系統(tǒng)采用控制負荷和動力負荷合并供電的模式。直流系統(tǒng)蓄電池組正極連接站內(nèi)直流合閘母線，電壓為240 V;直流控制母線是由合閘母線通過硅鏈降壓至225 V。由于站內(nèi)配置CD10型電磁型機構(gòu)斷路器，當斷路器合閘時其合閘線圈動作電流高達99 A，蓄電池內(nèi)阻很小，斷路器合閘時會造成很大沖擊電流。電磁型開關(guān)沒有儲能機構(gòu)，系統(tǒng)發(fā)生故障時一旦合閘母線失壓達不到電磁繼電器的最低動作電壓，開關(guān)將無法分閘，故電磁型開關(guān)對直流系統(tǒng)要求更高。

如果把10 kV開關(guān)更換改造成彈簧儲能機構(gòu)，正常運行時有交流儲能電機壓縮彈簧進行儲能，即使全站所用電失去，當開關(guān)接到分閘指令時仍能正確動作分閘。合閘母線不會受到?jīng)_擊電流，蓄電池工作條件改善運行壽命更長。這給設(shè)計110 kV變電站直流系統(tǒng)和二次配置時提供了參考，專供控制負荷的直流系統(tǒng)可以采用110 V供電模式節(jié)省部分蓄電池組，配置相應(yīng)電壓等級的保護及自動裝置，在一定程度上縮減了變電站設(shè)備投資，同時直流系統(tǒng)安全運行更具可靠性。

3.3 調(diào)整變電站運行方式

如果限于各種條件因素制約對變電站蓄電池或電磁型開關(guān)整改期限較長，可以考慮在現(xiàn)有條件下通過調(diào)整變電站正常運行方式來規(guī)避或減小電網(wǎng)運行風險，以110 kV事故變?yōu)槔饕蛇x擇的運行方式有以下兩種:

(1)1號、2號主變高壓側(cè)并列運行投入110 kV線路備自投方式，低壓側(cè)采取分列運行，投入10 kV母分備自投方式。此方式優(yōu)點為當站內(nèi)蓄電池開路后如果東江N438線故障，所用電由2號所變供時，由于兩者不在同一母線上且母分開關(guān)熱備用狀態(tài)，硅整流輸出電壓保持穩(wěn)定不受故障影響，線路保護仍能正確動作切除故障，不會造成全站停電。缺點是當供所用電的所變與故障線路在同一母線時仍會發(fā)生全站停電事故。同時要求主變滿足“N－1”條件，如果低壓側(cè)兩段母線負荷分配不均則不利于經(jīng)濟運行。

(2)1號、2號主變高低壓側(cè)均采取分列運行，投入母分備自投。這種方式包含了上述運行方式下的優(yōu)點，發(fā)生故障時最嚴重結(jié)果只會導致全站1臺主變停電，另一臺主變?nèi)阅鼙ＷC正常運行。

4 結(jié)束語

通過對一座110 kV變電站全停事故的詳細分析，提出三方面改進措施來避免此類事故的發(fā)生:一是加強變電站蓄電池運行管理，及時發(fā)現(xiàn)問題蓄電池組消除安全隱患;二是改造10 kV電磁型開關(guān)及站內(nèi)直流系統(tǒng)，站內(nèi)直流不再供動力負荷，改造后直流母線電壓降低，減少了蓄電池數(shù)量，同時可以避免開關(guān)合閘時大沖擊電流流過直流合閘母線造成對蓄電池組的沖擊;三是在條件允許情況下改變變電站運行方式，避免低壓側(cè)故障造成正常段母線電壓跌落。運行實踐證明這三種改進措施能有效降低變電站內(nèi)直流故障的風險，保證了繼電保護及自動裝置的可靠運行。

［1］ 國網(wǎng)公司直流電源系統(tǒng)運行規(guī)范［S］.國家電網(wǎng)生計［2005］172號.

［2］ 國網(wǎng)公司十八項電網(wǎng)重大反事故措施(直流部分)［S］.國家電網(wǎng)生計［2005］400號.

［3］ 趙軍，石光，黃小川，等.一起變電站直流母線失電原因分析及解決方案［J］.電力系統(tǒng)保護與控制，2009，37(23):122－124.

［4］ 徐凱，對110 kV變電站直流系統(tǒng)改造方案的探討［J］.電力系統(tǒng)保護與控制，2010，38(7):116 －123.

［5］ 董明，魏秉政，變電站直流系統(tǒng)運行現(xiàn)狀及存在問題分析［J］.繼電器，2006，34(3):82－84.