0 引言

随着电网规模的扩大和自动化技术水平的提升，远方集中监控技术和调控一体化技术在电网中得到广泛应用，变电站运行值班工作模式逐步向少人、无人值守发展。特别是220 kV及以下电压等级无人值守的远方调控变电站数量越来越多^[1]。“无人值守变电运行+运维操作队+集中监控（调控一体化）”模式具有运行值班强度低、事故处置快捷高效、经济效益好等优点。但是，当远方调控变电站发生站内直流系统全停事故时，站内测控装置、继电保护、开关远方操作机构等装置将失去正常功能，布置于集控中心或调度机构的远方监视和控制系统也将失效，若在此期间一次设备（如线路、母线、变压器等）发生故障，由于继电保护装置无法正确动作切除故障^[2-3]，将会发生继电保护拒动的情况，只能由下一级继电保护切除故障，导致故障越级和事故扩大。若故障切除较慢，长时间过电流和低电压，可能导致严重的设备损坏、失稳、电压崩溃和大面积停电事故。

本文对国内发生的2起典型的直流系统全停导致变电站设备损坏事故进行分析，并提出应对策略，可为类似事故处置和安全措施制定提供依据。

1 区外某变电站变压器烧损事故 1.1 事故概况

某日00：25，区外距某330 kV变电站700 m处电缆沟道井口发生爆炸；27 s后，故障发展至110 kV系统，变电站多台主变压器相继起火；132 s后，故障扩大至330 kV系统，故障变电站多条出线相继跳闸，持续时间共计2 min15 s。事故造成1座330 kV变电站及8座110 kV变电站全停，3台变压器烧损严重，主变压器烧损现场见图 1。

1.2 事故原因分析

该事故起因是1根35 kV线路发生故障，中间电缆头爆炸，继电保护装置在故障发生时失去了提供装置正常工作的直流电源，因此继电保护装置没有快速切除故障，造成故障越级。

正常情况下，变电站直流系统是由交流系统和蓄电池同时供电的。在35 kV线路发生故障时，事故变电站母线电压降低，导致站内的站用变压器低压侧脱扣跳闸，直流系统失去交流电源。事故发生时直流系统正在改造，由于人员失误，更换后的2组新蓄电池未与直流母线接通，导致充电屏交流电源失去后，直流母线失压，全站直流系统全停。

2 区内某变电站变压器烧损事故 2.1 事故概况

区内某变电站与主网连接情况如图 2所示，某日10：00，B、C变电站汇报当值调度，110 kV母线电压低（B、C变电站无故障）；D厂由于110 kV母线电压低造成辅机无法正常工作，发电机组锅炉灭火，汽轮机打闸，A变电站（110 kV无人值守变电站）远方信号全停。10：10，调度远方控制断开B变电站151断路器、C变电站151断路器、D厂与A变电站联络线断路器后，系统电压恢复正常。事故造成2座110 kV变电站全停，1台变压器烧损严重。

2.2 事故原因分析

该事故起因为1条10 kV出线的电流互感器运行中遭受电压绝缘击穿，引起弧光短路，导致爆炸起火，弧光短路产生的电弧和高温在极短时间内使开关柜内空气膨胀、母排气化起火，造成二次电缆、绝缘材料燃烧，交直流二次线缆短路，导致主变压器保护装置、出线保护测控装置直流电源消失，无法切除短路故障，造成事故扩大。

事故变电站直流系统采取小母线供电方式，多路保护、测控装置电源使用同1个直流空气开关控制。10 kV开关柜爆炸起火造成全站保护直流电源消失，所有继电保护拒动。图 3为该变电站10 kV母线烧损现场。

3 变电站直流系统全停故障判别方法

虽然变电站直流系统全停事故出现概率较低，但一旦发生就可能影响远方监控和继电保护正确动作，导致事故扩大，对电网安全稳定运行造成重大影响。若发生在电网重要区域，则可能导致严重的设备损坏、电压崩溃以及大面积停电事故，破坏电网安全稳定。

为杜绝此类事故的发生，除加强设备质量管理^[4-5]、对变电站直流系统定期排查等管理手段外，还可以充分利用电力系统SCADA（数据采集与监视控制系统）和PMU（向量测量单元）等设备，对变电站直流电源全停故障进行判别和提示^[6]。

3.1 主变压器低压侧出线故障判断方法

如图 4所示，以110 kV变电站双母线（母联接线形式）为例，在变电站直流系统全停事故情况下，不考虑负荷电流影响，则当主变压器低压侧发生故障时，由于继电保护失去直流电源无法快速切除故障，导致连接于故障点运行的变压器严重过载，而一般情况下变电站高压侧联络线对端的继电保护又延伸不到低压侧的故障点，因此，只有在该站事故扩大到高压侧后，联络线对端的保护才会动作跳闸。该类事故处置难度很大，可能造成较大损失，系统恢复较为困难。但如果分析变压器高压侧实时电流，也可帮助运行人员判断变压器低压侧故障。

假设该变电站为故障变电站，开关标号为奇数的出线接于110 kVⅠ段母线，开关标号为偶数的出线接于110 kVⅡ段母线，设电流流入母线为正，流出母线为负。

按照基尔霍夫电流定律，1号主变压器的高压侧电流可由式（1）表示：

(1)

2号主变压器的高压侧电流可由式（2）表示：

(2)

2台主变压器的高压侧电流和可记为：

(3)

不考虑线路阻抗的影响，利用对侧电流数据替代本侧线路电流数据，则2台主变压器的高压侧电流和可记为：

(4)

如变电站低压侧发生故障，则主变压器将提供故障电流，通常该故障电流折算至高压侧应大于主变压器的额定电流，利用外围场站出线电流采集量，通过计算可得2台主变压器的电流和，如计算电流大于主变压器额定电流之和，满足式（5），则可以初步判定主变压器低压侧发生故障。

(5)

3.2 利用广义节点法进行故障判断

对于接带重要负荷的变电站，如果中、低压侧配线对侧也配备了电流采集装置，则在变电站直流系统全停故障情况下，可通过广义节点法进行故障判断。如对于图 5中的变电站，将变电站看作1个广义节点，按照基尔霍夫电流定律，考虑高中低压侧变比折算，则全站在正常运行时满足式（6）：

(6)

如发生事故，则：

(7)

通过外围采集的电流数据进行计算，可以对变电站直流系统全停情况下是否发生故障进行判断。

4 结语

变电站直流系统全停时，继电保护将拒动，不能快速切除故障，这种情况有可能会导致设备严重损坏和大面积停电事故。因此，在强化设备运行管理的同时，可以利用自动化系统采集的电流数据，根据本文提出的2种方法，分析相互联络的变电站、电厂之间不同电压等级的电流实时数据，指导调度值班人员快速发现、判断系统故障点，以便迅速采取措施隔离事故，保证电网安全。未来可与自动化系统遥控操作相互配合，实现系统化、网络化的电网保护。