福建电网三相短路接地故障分析

国网福建电力调度控制中心 余秀月

引言：2017年04月12日，500kVZW1线3055开关转充电运行操作过程中发生三相短路接地故障。三相短路接地故障期间，QY电厂#1、#2机组TCS“负序电流越限”报警，#3、#4机组正处于机组检修状态。在15:06:28～15:06:42，QY#2机组功率发生大幅波动后出现小幅振荡：电压跌落之前功率约为314MW，电压跌落过程功率最大升至360MW、最小降至170MW，而后机组功率发生小幅振荡（持续时间约为12s），振荡周期1s，幅度约为12MW，最大峰值达24MW。此次三相短路接地故障引起电压跌落并进一步引起ZZ地区、MX地区、QZ地区等地区损失负荷，同时在电压跌落过程中QY电厂#2机组出现功率振荡。本文主要针对电压稳定以及QY#2机组功率振荡原因等展开分析。

1.电压稳定及相关机组功率振荡原因分析

为分析此次电压跌落过程对电网造成的影响以及电压跌落过程中QY电厂#2机组功率振荡原因，现分别针对电压稳定、机组励磁/PSS系统等开展分析。因电压大幅跌落易造成机组辅机低压脱扣事件，因此还对PT地区、QZ地区、MX地区、ZZ地区电厂的相关机组辅机低压脱扣情况进行了统计。

1.1 电压稳定分析

1.1.1 基本情况

2017年04月12日，500kVZW1线3055开关转充电运行操作过程中发生三相短路接地故障，电网继电保护正确动作，将故障隔离，电网未发生系统性安全稳定事故，电压迅速恢复到正常运行范围，符合GB/T 26399-2011《电力系统安全稳定控制技术导则》和DLT 1172-2013《电力系统电压稳定评价导则》对暂态电压稳定的要求，符合《国家电网公司电力系统电压质量和无功电压管理规定》中“500（330）kV及以上母线正常运行方式时最高运行电压不得超过系统额定电压的±10%；”和“发电厂220kV母线和500（330）kV及以上变电站的中压侧母线正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0%-+10%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%-+10%。”的规定。

1.1.2 ZZ地区电压变化情况分析

1）电压跌落情况

故障前，ZZ地区ZZ变500kV母线电压正常运行在528.08kV，DL变500kV母线电压正常运行在527.31kV，15:06:29 ZZ变500kVZW1线3055开关充电时发生三相短路接地故障，三相短路发生后，ZZ变母线电压在60ms内迅速从故障前528.08kV降至65.17kV，DL变母线电压在80ms内迅速从故障前527.31kV降至77.96kV。

2）无功装置自动投切情况

此时ZZ变电站两套无功自投切保护装置动作，0s延迟动作切除1、2、3、4、5号电抗器，同时ZW1线线路保护动作，切除ZW1线。故障消失后，电压得到了恢复。

3）损失负荷原因分析

在故障过程中，部分用户侧保护动作跳闸，导致ZZ地区损失负荷325MW。

4）电压变化趋势分析

经分析确认，母线从正常运行的530kV左右上升至545kV左右，主要是由5组电抗器切除和损失负荷325MW两个方面的影响造成。相关变电站母线正序电压幅值变化趋势如图1所示，其中横坐标表示采样点数，采样间隔分别为0.01s、0.04s。

图1 ZZ变母线正序电压幅值变化趋势

从图1可见，三相短路故障切除后，系统母线电压水平出现偏高的情况，其中ZZ变500kV母线电压从正常运行的528.08kV，恢复后达到最高值545.91kV，220kV母线电压恢复后达到241.38kV，DL变500kV母线电压从正常运行的527.31kV，恢复后达到最高值545.90kV，220kV母线电压恢复后达到240.56kV，虽符合国网公司500kV母线上限550kV和220kV母线上限242kV的考核标准，但已接近上限值。

1.1.3 MX地区电压情况分析

1）电压幅值跌落情况

故障前，MX地区HC变500kV母线电压正常运行在526.68kV，MX变500kV母线电压正常运行在526.57kV，DG变500kV母线电压正常运行在526.38kV，2017-04-12 15:06:29 ZZ变500kVZW1线3055开关充电时发生三相短路接地故障，三相短路发生后，HC变母线电压在80ms内迅速从故障前526.68kV降至255.67kV，MX变母线电压在80ms内迅速从故障前526.68kV降至276.89kV，DG变母线电压在80ms内迅速从故障前526.68kV降至291.34kV。

2）无功装置自动投切情况

此时变电站无功自投切保护装置触发动作，0s延迟动作切除电抗器，同时ZW1线线路保护动作，切除ZW1线，电压得到恢复。

3）损失负荷原因分析

在故障过程中，部分用户侧保护动作跳闸，导致MX地区损失负荷295MW。

1.2 QY#1、#2机组励磁/PSS系统动作情况分析

图2 故障前后QY#1机机端电流、励磁电压、PSS输出变化图

调取PMU录波发现#1机PT电压无信号，故未记录到#1机功率变化过程，只有机端电流、励磁电压及PSS输出，详见图2。#1机机端电流只波动3次，因此判断#1机功率波动也为3次，其波动次数比较少，属正常波动。从图2可见励磁电压变送器采样有问题，正常励磁电压值应为120V显示却有580V。

图3 故障前后QY#2机有功、无功、励磁电压、励磁电流变化图

图4 2009年QY#2机组（投入PSS，P≈320MW）2%正阶跃响应试验录波

调取了#2机组PMU数据如图3所示。如图3，故障后#2机组功率振荡次数达到11次，阻尼比低，而励磁电压波动很小，疑似PSS作用未发挥。从图中还可看出，短路瞬间励磁系统发生强励，有功功率波动比较明显，无功功率以及励磁电流波动不明显。

故障后QY#2机组功率振荡持续11秒，振荡次数达11次之多，而QY#2机组最近一次PSS阶跃试验（2009年）的功率响应波形显示如图4所示，其振荡次数为3次。QY#1机组（与QY#2机组为同类型的励磁系统）2015年10月进行励磁建模试验时负载2%阶跃的功率振荡波形，亦只波动了3次。因此根据对比分析，此次QY#2机组PSS的作用未发挥。根据电厂反馈，在此次三相短路接地故障前后，该厂#2机组PSS投入。综上所述，此次#2机组PSS属于投入但未发挥作用。为了进一步明确PSS系统为何未发挥作用，需要在#2机组进行负载投/退PSS情况下的2%阶跃试验。

2.机组辅机脱扣情况统计

根据电厂反馈，PT地区、QZ地区电厂相关机组不存在辅机脱扣的情况；MX地区、ZZ地区的新店电厂有约4台辅机脱扣（主要是空调制冷辅机）、HS电厂有约3台辅机脱扣（主要是与水处理有关的辅机）。

3.总结及建议

3.1 总结

电压稳定分析方面，电网发生三相短路接地故障，电网继电保护正确动作，将故障隔离，电网未发生系统性安全稳定事故，电压恢复到符合国网标准的正常运行范围。励磁系统分析方面，由于三相短路接地后QY#2机组功率发生了功率振荡，通过调取PMU录波数据发现4.12短路故障后QY#1、#2机组的功率响应不同，#1机组波动次数少，只有3次，#2机组振荡达到11次，初步判断#2机组PSS响应异常导致两台机组功率响应不同，故需在#2机组现场进行负载状态励磁系统阶跃试验，以进一步查明#2机组PSS响应异常的原因。

3.2 建议

在短路故障后，QY#2机组功率发生振荡，为进一步查明QY#2机组PSS响应异常原因，提出以下建议：①#2机组在有功315MW、无功103MVar平台下，开展投退PSS情况下励磁系统2%阶跃试验，比较励磁系统响应差异性。②补作#2机组励磁建模试验。因最近的#2机组励磁建模试验在2009年开展，后机组经过大修及软件升级，励磁系统性能可能发生变化，需重新开展励磁系统建模试验。为振荡原因的深入分析提供实测模型数据。③需要励磁设备厂家确认送往PMU装置的PSV信号是否为STABILIZER SIGNAL（12020）信号，并在现场阶跃试验时验证。

此外，针对采样装置异常问题，建议：①整改PMU中#2机组PT电压采样装置，恢复电压记录；②整改#1机组送往PMU的励磁电压信号变送器，纠正采样偏差；③整改PMU装置中#1、2机组PSS投退状态遥信量信号。应采用PSS ACTIVE（12022）信号而不能采用远方投退信号：因为即使PSS远方投入，励磁调节装置内部可能因电压、功率条件不满足而闭锁该信号，故应采用PSS ACTIVE信号。