吴劲晖
浙江省电力中心调度所 杭州310007
1 概 述
电网运行事故预想、制定处理对策是调度人员的重要职责，更是电网运行中一旦发生故障及时、准确、迅速处理，使故障、事故的影响面和损失减小到最低程度的重要措施。根据浙江近几年电网实际运行情况，可将事故分为常规故障和复合故障。常规故障指比较单一的设备故障，如线路因故跳闸，机组或变压器故障跳闸等，其处理特点比较简单，涉及面较小，但发生概率较大。复合故障即几个常规的故障结合在一起，或先后发生、越级跳闸引发的故障，其处理比较复杂，涉及面较大，但出现概率较小。故障分类见图1。
2 故障简述及处理
2．1线路故障
指线路上发生的单相、相间、三相故障引起的线路跳闸。发生概率最大的是线路的单相故障。根据1997年故障统计，全省220 kV线路全年共发生84次故障，单相接地故障就达69次，占故障率的82%。线路发生单相故障，重合闸动作，开关重合一次，如属永久性故障，重合不成跳三相。相间故障、三相故障线路三相跳闸，一般不重合。送终端变，线路重合闸一般投特殊重合闸方式或停用。如线路发生单相故障重合成功的，应根据保护动作情况及故障录波器有关数据，通知有关区调事故带电巡线。如线路发生故障重合不成，或重合闸未动，先考虑系统潮流情况。然后进行处理，处理对策：
（1）令变电所、厂（站）值长检查开关油色、油位是否正常及一次设备有无损伤、保护动作情况，开关允许跳闸次数和已经跳闸次数，如已达到跳闸次数的，应用旁路代线路恢复送电。
（2）厂、站找不到故障点的情况下，可以根据系统实际情况强送一次。强送时应注意强送端的选择、送电设备的完好、全线应具有快速动作继电保护装置。
（3）如线路强送不成，将线路改为冷备用，如雷季方式应将线路改为检修后，通知有关人员尽快来处理。
2．2一次设备的缺陷及故障
处理对策：
（1）线路开关消弧室油位看不到，有渗漏油迹象。将开关改非自动后，旁路代操作，注意用等电位操作。
（2）线路开关液压机构压力下降，闭锁分合闸。如只闭锁合闸，而分闸未闭锁，在比较紧急，系统允许的情况下，可考虑先行拉开此开关，或旁路代。如分合闸全部闭锁，开关改非自动后，用旁路代；如此种情况下，无旁路开关可用，可考虑用母联开关串线路开关后，停线路操作。
（3）线路电流互感器及电压互感器的故障。
如发生冒烟等比较严重的现象，应立即停电处理。线路流变故障一般可考虑用开关旁路代处理。同时通知有关人员尽快来处理。线路压变故障一般可考虑停线路处理。
（4）各类闸刀常见故障。如为线路闸刀的故障，影响安全运行的可考虑用旁路开关带或停电处理。如是开关母线侧闸刀故障，影响到母线安全运行的，应停母线处理。如是母联开关闸刀故障，可考虑停母联开关，用主变闸刀或旁路开关的正副母闸刀打连通，此时应注意母差保护的方式。然后根据实际情况和安全要求安排处理。
（5）变压器故障。如是冷却系统的故障，应尽快恢复。当重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送。差动保护动作跳闸，经过外部检查无明显故障点变压器跳闸系统又无冲击，有条件可用发电机零起升压；如系统急需，经主管领导同意后，可强送一次。重瓦斯保护动作跳闸后，即使经外部检查和瓦斯气体检查后无明显故障也不允许强送，应有充分的证据，经主管领导同意后，才能强送。变压器后备保护动作跳闸，经外部检查无异常可强送。
2．3 二次设备故障
由于保护故障的类型较多，故只选择几种较为典型的情况来分析：
（1）母差交流电流回路断线光字牌亮，不能复归。应先测量差流是否正常，如差流正常，属保护误发信应请有关人员尽快来处理。如差流不正常，应停用此套母差保护，将对侧线路保护的灵敏段时限改为0．5 s，如遇系统稳定需要应将对侧重合闸改停用，并通知有关人员尽快来处理。
（2）母线交流电压回路断线，不能复归。应判断故障原因，用电压二次空气开关强送一次；如果强送不成功，应按照从总回路到分回路逐级检查。如是分路故障，可用旁路开关代隔离。如是总回路故障，不能隔离的，应保留线路的相差保护，停用其它保护。将故障母线上所有出线单元均冷倒至另一母线，不能冷倒可用旁路代倒至另一运行母线。
（3）厂、站直流接地光字牌亮，不能复归。应从低压到高压，从信号到控制回路逐级查找接地点，然后隔离接地点。两点接地可能引起保护误动或拒动，直流系统中断，相对一点接地的影响较为严重。
（4）微机保护、高频保护的处理较为简单，一般是停保护或高频保护两侧改信号；如是高频保护长发讯，应将保护改停用。保护故障发生的原因较多，这里不赘述。
2．4母线故障
母线故障指母差保护范围内设备故障引起的母线失压故障：
（1）通知事故单位值长对现场的一、二次设备进行检查，找到故障点，能迅速隔离的，在隔离故障点后对停电母线恢复送电。
（2）找不到明显故障点的，可用外来电源送电和本厂站电源试送电（有条件可用发电机对母线零升）。双母接线，单母故障，可以考虑用母联开关送电，其优点是速度较快。送电时应注意：至少投入一套速动或限时充电保护，拉开送电母线上所有的开关，如送电成功再逐步恢复。如果充电不成功，说明仍有故障点存在，应继续检查处理。
（3）找到故障点但不能很快隔离的，若是双母接线的一组母线故障，可将确认无故障设备冷倒至另一条运行母线，对联络线要防止非同期合闸。
2．5 变电所、发电厂发生的全停事故
造成的原因：单母差保护方式下，母差保护动作；变压器、线路故障，保护动作，开关拒动引起失灵保护动作（单母线运行方式）；系统故障所引起（发生概率较大的是终端变）。主要现象有母线的电压表指示消失；母线的各出线及变压器负荷消失（电流表指示为零）。该母线所供厂用电或所用电失去。处理对策：
（1）令其检查一次设备情况，二次保护动作情况，通知区调送厂、所用电。如系母线故障引起的全停事故处理如2．4所述。
（2）如系变压器、线路故障、保护、开关拒动引起的，应找到拒动的设备、保护，设法隔离故障设备，或停用误动保护，然后逐级恢复送电。
（3）如系系统故障，变电所、厂（站）应与省调调度员汇报后对单电源变电所，可不做任何操作等待来电；对多电源变电所，为迅速恢复送电并防止非同期合闸，应拉开母联开关或母分开关，并在每一组母线上保留一个电源开关（变压器的中、低压侧应解列），等待来电；馈线开关一般不拉开。
2．6 小系统故障
指由于线路跳闸、母差保护动作或越级跳等因素引起的部分系统和大系统解列。处理对策：
（1）如解列两侧均有电压，并具备同期并列条件时，应立刻恢复同期并列；
（2）如无上述条件，首先令小系统的电厂负责调频、调压；
（3）调整两系统的电压、频率，范围控制在频率相差小于0．5 Hz，电压差小于20％；
（4）达到上述条件后，尽量选择电厂等经常操作并列的地方，进行同期并列。
2．7系统振荡
这时，发电机、变压器及联络线的电流、电压表周期性的剧烈摆动，发电机、变压器随表计的摆动发出有节奏的轰鸣声；电灯忽明忽暗。产生的原因主要有：
（1）系统发生严重故障，切除时间过长，造成系统稳定破坏：
（2）大机组失磁，再同步失效，引起电压下降，导致邻近系统失去稳定；
（3）系统受端失去大电源或送端甩去大量负荷，引起联络线输送功率超过静稳定极限，造成的系统稳定破坏；
（4）环状网络或多回路线路中，一回线路故障跳闸后系统等值阻抗增大且其他线路输送功率大量增加，电流超过静稳定极限，造成的系统事故后稳定破坏；
（5）大容量机组跳闸，使系统等值阻抗增加，并使系统电压严重下降，造成联络线稳定限额极限下降，引起系统稳定破坏；等。
处理对策：
（1）令各发电厂和有调相机的变电所尽量提高无功出力，尽可能使电压提高到允许最大值；
（2）令频率升高的发电厂应自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降到49．8 Hz；令频率降低的发电厂应采取果断的措施（事故限电），使频率升高，直至振荡消失或频率上升49．8 Hz。
（3）若由于发电机失磁而引起的系统振荡，应立即将失磁机组解列。
3 浙江电网典型事故预想及处理的对策
根据浙江电网目前的实际运行情况和网架结构的现状，从调度的角度对电网几个比较薄弱的环节做事故预想及处理的对策。
3．1长兴电厂的小系统
长兴电厂目前为两台125 MW机组，在宜长2246／2247线省际联络线开断后，电厂与系统的联系只有兴湖2279／2280线与湖州变联系，湖州变与主网的联系也只有湖莫2441和湖梁2234线与主网联系。其220 kV接线示意图见图2示。当兴湖2280、长湖2279或湖梁2234、湖莫2441线中任一回线路检修，发生另一回路跳闸；湖州变，莫梁变任一站单母或停母差时发生母线故障，均有可能发生小系统事故。当系统发生事故，引起长兴小系统，长兴电厂两台机发电，及长广电厂的100 MW机组可能引起小系统的高周波，应考虑长兴电厂、长广电厂各停1台机，利用长兴电厂另一台机负责小系统的调频、调压，带小系统的负荷，由于小系统的负荷偏小，系统较难稳定，故应尽快找到故障点，使小系统与大系统并列。并列时应注意调整两系统的电压、频率，范围控制在频率相差小于0．5 Hz，电压差小于20％；达到上述条件后，尽量选择长兴电厂进行同期并列。若故障发生在湖梁2234、湖莫2441线上，应由莫梁变侧充电，湖州变侧并列。待长兴电厂至长超变的220 kV新线路启动、正式运行后，这一问题将得到解决。
3．2台、温州地区的事故预想
温州地区电网与主网连接比较薄弱，虽然台蒲2367线和龙湾电厂1、2号机投产后，温州电网加强了与主网的联系，对主网的依赖性也有所减弱。接线示意图见图3。温州地区与浙江主网的联系主要有临温2356线、温丽2363线、泽温2365线、台蒲2367线，除台蒲2367线外，其余三回线均通过温州电厂与大系统连接，当台蒲2367线线路停役时，应尽量保持温州电厂的全接线、全保护方式，龙湾电厂尽量保持两台机运行，低电压切负荷装置全投，以保证N－1方式下的系统安全运行。另一种情况是温州电厂母差停用或单母差方式，如母线故障，温州电厂220 kV线路全部跳闸，此时温州地区失去两台125 MW和三回220 kV对外联络线，将出现严重低电压，低电压切负荷装置动作，全部负荷转移到台蒲2367线及龙湾燃机上，考虑到温州地区高峰时段总负荷在600 MW万左右，低电压切负荷装置第一轮210 MW＋第二轮150 MW＝360 MW，台蒲2367线稳定限额为660 A，即有功功率在220 kW左右，故线路会轻微过载，此时立刻让龙湾燃机出力加足，温州地区小水电开出，适量限电，根据实际情况，及时找到故障点，恢复送电。
由于台门2348线、台国2350线、台桔2355线、台蒲2367线都接于台州电厂Ⅱ段母线，如台州电厂Ⅱ段母线投单母差方式或母差停用时，一旦发生母线故障，上述四回线都跳光，这将造成温州地区严重低电压，通知温州区调控制慈湖变220 kV母线电压《192 kV，此时温州系统与主网的联系仅有临温2356线和温丽2363线，考虑到低电压切负荷装置360 MW和龙湾燃机的存在，立即通知龙湾燃机出力加足，并控制临温2356线和温丽2363线不过载，尽快找到故障点并隔离恢复台州电厂Ⅱ段母线的送电，优先考虑对台蒲2367线和台国2350线的送电。
3．3瓶窑变的母线事故预想、处理对策
目前瓶窑变220 kV母线采用双母双分段接线，在220 kV省际联络线开断后，瓶窑变已成为浙江电网与华东主网联系的唯一节点和连接南北电网的唯一枢纽（见图4）。由于至湖荨⒓涡撕秃贾荻康厍谋毕蛳呗芳杏谄恳け洧蚨文赶咴诵校坏┯龅狡恳け?20 kV副母线或正母Ⅱ段正常检修，北送线路只能接于正母Ⅱ段或副母
线运行，一旦正母Ⅱ段或副母线发生故障或其他原因引起的正母Ⅱ段或副母线失电，则湖州、嘉兴和杭州东部地区、半山电厂、崇贤变、钱塘变，嘉兴电压或低周波。考虑到低周减载装置的投运，湖州地区281 MW，杭东地区（钱塘＋崇贤＋半山＋霞湾＋）452 MW，嘉兴地区364 MW，适量限电，以稳住小系统。处理对策（1）让半山电厂、嘉兴电厂或长兴电厂负责小系统的调频、调压，根据系统运行实际情况适量限电以稳住小系统；（2）尽快找到故障点并隔离，要求总调对瓶窑变失电母线恢复送电；（3）选择正确的并列点，恢复小系统与大系统的并列。
3．4兰亭变停母差
由于兰亭变亦是浙江电网的枢纽变，其连接的220 kV的线路有13条（见图5）。在220 kV母差停用或正母Ⅱ段、副母线停役时，根据稳定要求兰九2451＋兰里2452＋兰屯2454＋宁奉2307的有功《300 MW；镇海电厂七线《930 MW。根据浙江电网1999年夏季高峰潮流兰九2451＋兰里2452＋兰屯2454＋宁奉2307的有功之和为165 MW；镇海电厂出力1080 MW，宁奉2307线输送电流稳定限额为726 A，正常情况约可输送250MW用功功率。当高峰时段发生故障使兰亭变220kV母线全停，将使中纺变、瓜沥变、渡东变、绍钢变失电，同时有可能导致宁奉2307线过载。处理对策：
（1）及时将浙南电网的备用出力（台州电厂、龙湾燃机、温州电厂、紧水滩电厂的备用）加出，同时适当调整镇海电厂的出力，以减轻宁奉2307线的压力；
（2）如发生最恶劣的情况，即宁奉2307线失电，此时镇海电厂将带五个变电所与主网非正常解列，成为小系统，按小系统故障处理；
（3）通知杭调、绍调送中纺变、瓜沥变、渡东变、绍钢变所用电；
（4）找到故障电并隔离要求总调对兰亭变失电母线送电，然后逐级恢复送电。
3．5双龙变500 kV主变跳闸
由于500 kV二线一变运行，会发生弱电磁环网的问题。如发生双龙变500 kV主变故障跳闸，将有可能导致浙江电网南北线路的通道过载。考虑到双龙变和紧水滩装设了远方开机装置，对提高系统的稳定性有较大的帮助。处理对策：监视兰牌2313线、宁奉2307线、萧牌2310线、富金2358线、萧中2315线等线路线路潮流，有选择的加浙南的备用出力（台州电厂、温州电厂、龙湾燃机、乌溪江电厂、紧水滩电厂的备用），联系总调加新、富两厂的备用出力。其电网结构见图6。
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