对外输电线路跳闸过程分析

陈小光

(内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司，内蒙古 托克托 010206)

0 引言

托电公司对外供电是通过托源500kV 4回线和源霸及源安500 kV各2回线直接向北京地区送电的电网结构。浑源站是位于山西的开关站，一共是4条输电线路。2012－11－05，托电公司遇到一起因极端恶劣冰雪天气造成的电网故障，托电公司500 kV 4条输电线路的3条线路先后跳闸，造成4台机组同时被迫停运(托电公司共有8台600 MW机组，其中#6，#7机组停运检修，剩余6台机组中被迫停运4台)，为此，托电公司动员全体员工应对紧急事件。下面对事故过程进行分析。

1 事故过程

2012－11－03，因出现恶劣的冰雪天气，源霸Ⅱ线跳闸，托电公司总负荷由3200 MW降至2550 MW。同日，源霸Ⅰ线跳闸，全厂总负荷降至最低。2012－11－05 T 05:00，源霸Ⅰ，Ⅱ线分别试送9次和2次，均未成功。11－05 T 05:11，源安Ⅰ线跳闸，托电公司送出通道仅剩源安Ⅱ线。调度命令托电公司保留2台机组，其他机组立即停机，接到命令后，托电公司立即启动全厂对外停电预案。#1，#3，#5，#2机组依次停机，仅保留#4，#8机组运行，负荷为300 MW，带全厂厂用电和辅助蒸汽。若源安Ⅱ线再跳闸就会出现#4，#8机组甩负荷，只剩下厂用电负荷。即便是立即手动停运1台机组，剩下的机组也会因负荷大幅波动，单台机组运行出现频率不稳，可能会因频率保护动作而跳机，到时候就会出现全厂停电，多台机组面临在没有厂用电的情况下停机。当时正值冬季，若辅助蒸汽失去，防寒、防冻工作会变得十分困难。

2 电路过负荷的危险因素分析

线路跳闸为什么要停运这么多台机组呢?在线路跳闸后，发电机组所发出的功率要通过剩余的线路输送，这样，就会超出输电线路的功率极限。若超出输电线路的功率极限会降低系统的稳定性，容易发生系统振荡等恶性事故。输电线路的功率传输极限一般是由导线的热稳定极限决定的，即输电电流不能高于某一电流极限值。输电线的功率极限等于电流极限值与电压等级乘积的3倍。我国交流输电线路电压等级为 10，35，110，220，330，500，750 kV。交流输电线路的电流是按照各个变电站的主变压器容量来分配的。从交流输电线路的设计上来讲，输电线路的负荷(承载)电流一般均按照最大负荷(承载)电流来设计并选择导线的截面。220 kV以上的输电线路一般采用2分裂或4分裂导线。考虑输电长度与电压损耗的关系，各种电压等级的输电范围半径有严格的规定:10 kV输电线路的电流为400～600 A，110 kV输电线路的电流为600～1200 A，220 kV输电线路的电流为600～1200 A，500 kV输电线路的电流为3000 A。

输电线路过负荷或故障跳闸会引起大量负荷转移，造成一系列线路和电源的连锁跳闸，它与重大停电事故尤其是连锁故障的发生具有相关性。因此，从负荷角度出发，电网发生连锁事故的机制是:当电网运行时，每个元件都带有一定的初始负荷，当某个元件或几个元件因过负荷而导致电网发生故障时，系统原来的潮流将发生变化，停运元件的负荷会加载到仍在正常工作的元件上，一旦这些元件无法承担新增加的负荷而退出运行时，就会引起新一轮的负荷转移，进一步引发连锁性的过负荷，最终导致大面积停电。任一支路的断开，必将引起全系统潮流的重新分布，但影响只是局部的，并以事故点为中心向外逐渐减弱。完全边界法认为事故点电气距离三级以上的节点或支路(即该节点或支路与事故点之间相间隔3条以上的支路)所受影响可以忽略不计。电网及电厂继电保护装置的隐性故障对连锁故障有推波助澜的作用，系统中的隐性故障可能会发展到不可控制的地步。所谓隐性故障是指由于配置不当、硬件损坏等原因造成的保护装置缺陷从而导致保护装置动作不正确，如1994年美国西部大停电、1996年马来西亚大停电和2003年的伦敦大停电，这些停电因素都是由继电保护隐性故障引起的。

3 安全自动切机装置概况

保持电力系统同步运行稳定性的最根本前提是，在任何情况(包括在故障后的电网结构)下，保证线路的输送能力总是大于系统通过它传输的最大功率。因此，如果因线路故障失去了部分电网必需的传输能力，就必须及时减去相应的电源，以减小那部分电网通过的功率，才有可能保持系统的继续稳定运行。在正常情况下，线路跳闸需要通过发电机组停运而由安全自动投切(以下简称安自切机)装置完成。安装安自切机装置是提高系统动态稳定的一项重要保护措施。安自切机装置就是在输电线路发生故障跳闸或重合不成功时，切除线路送电端发电厂的部分发电机组，从而提高系统的动态稳定性。安自切机装置作用于发电厂部分机组的主汽门，使其自动关闭，这样可以防止线路过负荷。

托电公司500 kV托源霸安自切机装置采用北京四方继保自动化股份有限公司的产品，托电公司为托源安全稳定控制工程主站(简称托电控制主站)，浑源开关站为托源安全稳定控制工程子站(简称浑源控制子站)。浑源侧的稳定控制装置检测源安2回线及源霸2回线的运行状况以及跳闸状况，将有关信息传送至托电公司主站。托电公司检测托源4回线的运行状况和故障跳闸状况。根据输送功率断面及机组出力等综合因素来判断是否切除部分机组。分别在托克托、浑源通信机房设置通信接口屏，实现光纤通道互联。托电公司控制主站、浑源控制子站安自切机装置均为A套、B套双机配置。2套配置由硬件完全相同的装置构成，电源各自独立，每套装置都可以不借助另一套装置独立完成所有任务。托电公司控制主站－浑源控制子站之间采用A－A，B－B对应2 M光纤通信。通信采用符合CCITT.G.7032Mbit/s标准的同向数字接口。配有本地与远方通信接口，提供基于IEC60870－5－103或TCP/IP的装置信息自动上送功能。

托电公司控制主站装置单装置能够接收#1～#8从机上送的线路和机组运行信息(包括功率、线路投停等)、跳闸状态;接收浑源控制子站上送的源安Ⅰ，Ⅱ线和源霸Ⅰ，Ⅱ线运行信息(包括功率、线路投停等)、跳闸状态;综合托电公司主站、浑源子站的线路和机组的运行信息，自动识别电网当前的运行方式;对机组按预定的逻辑进行排序，以便系统故障时进行最合理的切机;当系统发生跳闸故障时，综合分析托电公司主站、浑源子站的线路和机组的跳闸状态，确认N－1或N－2故障方式;依据故障方式、事故前电网的运行方式及被控制的潮流断面，按既定的控制策略表确定对应的控制措施。

从机功能是监测托电公司出线的运行状态，根据就地的电气量判断线路的跳闸状态;将出线的运行信息(包括功率、线路投停等)和跳闸状态上送本站主机。切机原则:在N－1或N－2故障方式下，根据应切机组台数对可切机组按照功率从大到小依次切除。如果可切机组台数小于应切机组台数，则仅切除全部可切机组。承担保留厂用电任务的机组应通过运行方式安排退出该机组允许切机压板。在正常方式下，#2机组退出切机压板，但也可根据线路状态和机组情况而改变。

4 紧急情况应对措施

在仅剩1条线路和2台机组运行的前提下，事故处理的原则就是力保厂用电和辅助蒸汽。做好对外送电线路全部跳闸自带厂用电和厂用电全失黑启动的准备。将运行机组负荷降至最低，启动已经停用机组可以运行的辅助设备，提高厂用电量。托电公司与华北电网调度中心协商退出安自切机装置，若发生事故，可由托电公司自主停运机组，只保留厂用电机组运行。制订了针对线路再次跳闸的处理措施:若线路全部跳闸，其他机组全部立即停机，只保留#8机组带全厂厂用电及辅助蒸汽。如果#8机组跳闸，全厂停电，各机组可利用柴油发电机供给保安电源，以保证机组安全停运。厂用电失去后汽轮机直流油泵和密封油直流油泵启动，保证汽轮机安全停运。柴油发电机启动，保安段恢复供电，启动交流油泵代替直流油泵。启动停机冷却水泵，保证炉水循环泵电动机的安全，启动空气预热器电动机防止空气预热器变形，启动火检风机，防止火检探头烧损。恢复电动门电源，关闭至凝汽器的所有热汽和热水。因失去压缩空气，气动门无法操作，关闭手动门。关闭锅炉烟风挡板进行闷炉。当线路短时无法恢复，可通呼热公司输煤电源反送至与其相连的机组6kV母线，再由各机组6kV母线联络开关送至其他机组。使每台机组有一半6 kV母线恢复送电。6 kV段母线送电后，恢复带电母线上的锅炉变压器和汽机变压器供电，然后给保安电源送电，#1机组恢复化学变压器送电。送电前将各段开关停电，启动大功率负荷必须由值长批准。开启呼热公司与托电公司辅助蒸汽联络门，恢复各机组辅助蒸汽，做好防寒、防冻工作。

5 结论

虽然这次事故没有发展到最坏的地步，但是托电人做好了最坏的打算，进行了充分的准备。托电公司几乎所有人都坚守在现场，很多人牺牲了自己休息时间，就是为了在出现紧急情况时挺身而出。在托电公司领导的正确指导下，在各个部门通力协作下，在全体员工的不懈努力下，最终克服了种种困难，安全度过了线路跳闸危机。线路恢复送电后，机组逐台启动，随后恢复了正常供电。

［1］卢锦玲，陈媛，朱永利.基于输电线路过负荷特性的连锁事件识别［J］.华北电力大学学报，2007(5):27－31.