某石化厂110 kV变电站两起晃电临时停车事故分析

周正阳(中海油气(泰州)石化有限公司，江苏 泰州 225300)

0 引言

石化行业对连续性生产要求极高，生产装置对电压的深幅波动和瞬间失电的承受能力很差，电网稍有扰动即可导致停车[1]，某炼化公司近期东区110 kV I段进线线路两次故障跳闸，晃电造成装置临时停车事故，一次晃电对装置生产产生较大影响，21.5 h恢复正常运行，另一次晃电对装置影响轻微，2 h恢复正常运行。

1 东区电力系统正常运行情况

东区110 kV总变电所一次系统图如图1所示，110 kV两路进线由上级两个220 kV变电所分别架设同塔双回-滨江化工园区架空电缆混合线路至公司附近终端铁塔，然后由电缆接入总变电所GIS，正常运行时110 kV总变电站110 kV I、II段母线正常分列运行，110 kV 1#、2#主变分别带10 kV I、III段母线和II、IV段母线，通过总变10 kV出线带全厂负荷运行，东区所有下级变电所10 kV、400 V母线正常分列运行。

图1 东区一次系统图

2 第一起晃电事故

2.1 事故经过及影响

2019年12月16日21点28分55秒总变发生晃电现象，东区总变电气班长立即查看总变后台监控系统，发现总变110 kV快切保护动作，已断开110 kV东界935进线开关，合上110 kV母联710开关。全厂由双回路供电方式切换为东观线830单回路供电。经初步检查总变电所110 kV GIS 935间隔无任何保护跳闸信号指示，各气室压力正常，东界935线路带电指示装置显示935线路有电。21:30电气班长与供电公司调度取得联系，经调度初步确认935线路失电为935线路故障，上级220 kV变电所935柜开关保护跳闸(其后1 h供电公司人员对935线路试送电4次，每次都保护跳闸)。此时由于线路故障未确认消除，总变人员未对当前110kV运行方式进行操作，保持快切动作后的单回路运行。935进线对应我公司110 kV I段进线，全厂I段所带10kV高压电机和400 V低压电机全部停机，对装置生产影响较大的重要设备催化主风机、增压机和空压站的空压机C机组(电源由I段供电)全部停机。由于高压电机设置了低电压保护并且动作后需要人工在电机综保手动复位，当班值班人员分为3路分别奔赴脱硫联合、加制氢、公用工程变电所查看失电情况并恢复送电，低压电机失电后由装置操作工现场重启。在迅速对所有失电设备进行恢复供电后，与各装置取得联系对其他未能正常启动设备进行了处理，恢复供电后安排人员对全厂变电所的UPS、EPS等重要设备进行了再次巡查，确保全厂供电正常运转。

界东线线路故障失电后，立即通知我公司110kV线路维保单位负责人，当晚21:45立即组织相关人员于22:15左右赶到界东线线路现场，自220 kV界牌变起，沿线进行夜间巡视检查，未发现断线、外破等情况。12月17日早7:30，杭州交联安排2组共8人，由220 kV界牌变、界东935线末端两头分别进行排查，未发现明显异样情况。早8:00左右与泰州调度联系，确认故障点在界东935线3.8 km左右处；针对该情况进行重点排查；早10:00杭州交联又组织登高人员2组共4人，以及无人机进行逐杆排查。10:50左右无人机针对界东935线15#杆至21#杆进行重点巡视，发现17#杆上导线绝缘子存在放电痕迹，绝缘子型号为FXBW-110/120合成绝缘子。11:15组织登高人员登杆确认935线路上导线B相确实存在放电痕迹，确认故障点。

确认故障点后立即根据相关的应急抢修方案，提交停电需求，同时进行材料、人员、机械设备的准备工作。下午14:40界东935线停电工作已完成，许可进行抢修作业。15:07抢修工作结束，故障排除。16:40界东935线恢复送电，110kV总变恢复双回路运行。20:00催化车间完成主风机并网切换，东区彻底消除此次失电对装置造成的影响。

2.2 事故原因分析

此次晃电事故的主要原因是：界东线935线路距界牌变3.8 kM 17号铁塔处，B相绝缘瓷瓶绝缘击穿，界东线935线路B相单相接地短路，界牌变935开关检测到线路故障，启动保护，跳开了935开关，我公司东区110 kV界东线失电。并且此次供电公司在第一次跳闸后又对界牌变935试送电4次，每次都被保护跳开，由于本公司西区界海938线与界东935线为上级220 kV变电所同一段母线出现，西厂区总变也受此次影响发生了4次轻微晃电，并未对西区生产装置造成较大影响。

由于东区总变建设时并没有上故障录波装置，所以此次分析主要是对110 kV母联快切和10 kV设备综保上录取的故障录波文件进行分析。从快切此次故障记录看当界牌变935开关分闸进线线路失电时，本公司东区110 kV总变710快切瞬间完成母联快切动作，断开935进线开关，合上710母联开关，从判断故障到完成母联合闸，110 kVⅠ段母线得电，整个动作过程共耗时171 ms。这次快切启动方式是无流启动(无流启动的条件是确认无流和失频)，动作的切换方式是串联。在快切成功后，东区I段母线上的10 kV电机都在断电又得电后重新启动，如此多的大机组(其中包含10 000 KW的主风机和1 850 kW的空压机)一起启动，产生了很大的启动电流，把刚得电的10 kV I段电网的母线电压给拉下去了，直到累计超过500 ms，综保判定失压保护，切除正在重启的中压电机，电网电压才恢复正常。

10 kV电机在低电压保护跳闸停机后，必须人工手动复位才能再次开机，这也是本次对生产装置造成重大影响的主要原因之一，奔赴5个10 kV子站手动复位的过程必然耗时良久，恢复供电时间越久，对装置生产造成影响越大。

3 第二起雷击晃电

3.1 事故经过及影响

2020年6月13日19时08分前，发生响雷，变压器突然异响，听到GIS开关设备动作的声响，110 kV东区总变运行班长立即查看总变后台监控系统，发现总变110 kV快切保护动作，已断开935东界线进线开关，合上710母联开关。全厂由双回路供电方式切换为东观线830单回路供电(此次动作情况基本和第一次晃停电事故一样)。经运行班长初步检查东区总变110 kV GIS 935间隔无任何保护跳闸信号指示，各气室压力正常，935线路带电指示装置显示935线路有电。随后运行班长与供电公司调度取得联系，调度让运行班长立即检查变电所设备情况。由于供电公司地调专线电话故障，供电公司地调19时11分联系紧急联系人，确认本所设备动作情况。然后我公司联系巡线单位做好准备，40 min后经调度确认界牌变935柜开关保护跳闸，距离保护II段动作，参考相B相，故障地点为线路离界牌变7.5 kM。联系线路维保单位紧急赶到故障地点处检查。在联系供电公司地调时，运行班长同时安排班员立即通知我公司调度，询问各装置设备跳停情况尤其是主风机等大型设备运行情况(此次10 kV电机等重要设备并未跳闸停机)，并立刻去现场恢复送电，先到预处理变电所，再到重油变电所及其他变电所恢复送电，21时左右全部恢复。恢复供电后安排人员对全厂变电所的UPS、EPS等重要设备进行了再次巡查，确保全厂供电正常运转。期间由于夜间并且大雨巡线单位无法确认线路遭受雷击还是线路故障跳停，东区总变值班人员未改变当前110 kV运行方式，保持快切动作后的单回路运行。线路维保单位于6月14日上午7时28分开始检查整条线路，10时27分检查完成，确认线路本身未存在问题，初步判定为雷击造成的线路失电，联系供电公司10时58分恢复双回路供电。

2020年6月13日19时08分48秒，界东线935线路距界牌变7.5 kM处，遭受雷击，界牌变935开关启动距离保护，迅速跳开了935开关，935开关自行启动重合闸动作成功。由于界牌变935柜出线开关重合闸时间是1秒，所以造成我公司东区110 kV I段进线失电，110 kV快切启动，跳开935东界线进线开关，合上710母联开关，东区处于单回路运行状态。快切动作时间为295 ms，在切换过程中造成公司I段母线失电。由于此次失压时间未超过高压电动机的低电压保护设定时间，故此次失电未造成高压电动机停机，但低压电动机的接触器不能保持(残压为80%额定电压时20 ms及以上接触器就会释放)，I段上的部分低压电动机受影响停机，但由于现场操作工迅速去现场重启停机设备，并且重要设备为停机，故对东区装置生产造成影响很轻微。

3.2 事故原因分析

此次晃电事故的主要原因是：当天天气为极端雷雨天气，界东线935线路距界牌变7.5 kM处，B相线路遭受雷击，界牌变935开关启动距离保护，跳开了935开关，我公司东区110 kV界东线失电。由于东区总变建设时并没有上故障录波装置，所以此次分析仍主要是对110 kV母联快切和10 kV设备综保上录取的故障录波文件进行分析。从快切此次失电时间为快切动作的295 ms，修复线路故障，恢复双回路供电，生产装置恢复失电前生产状态共用时约2 h。

4 两次事故对比分析

这两次110 kV进线线路故障跳闸造成晃电临时停车事故非常类似，两次都是110 kV I段进线线路故障，并且都由110kV母线分列运行转为110 kV II段母线带一段运行，但是造成的影响相差很大，第一次晃电对装置生产产生较大影响,I段上10kV设备(包括重要设备催化主风机、增压机和空压站的空压机C机组)和400V设备全部停机；第二次晃电恢复时间比第一次还长100 ms，对装置影响轻微，I段上10 kV设备没有停机发生，400 V设备少部分停机，很快恢复正常运行。

根据两次10 kV主风机施耐德SEPAM M41中压综保的低电压保护的故障录波文件进行分析，现将图2和图3进行对比，第一次晃电(图2)中720 ms电压波动，晃电开始；在920 ms左右(失电171 ms后快切动作成功)电流从衰减状态陡然增大，主风机得电重启，瞬间产生很大的启动电流，但此时电压仍然没有恢复，被迅速拉低，此时电压明显低于低电压保护设定值0.6 U，500 ms后保护启动，此时电压恢复正常。

第二次晃电(图3)中720 ms电压波动，晃电开始；在1 400 ms左右电流从衰减状态陡然增大，主风机得电重启，瞬间产生很大的启动电流，但此时电压已基本恢复，并没有触发低电压保护，主风机正常重启。对比可以发现，第一次晃电快切启动时间动作快，恢复供电迅速，在电压波动的一开始快切就开始启动并在171 ms内完成；但是第二次晃电快切启动并不是在电压波动一开始就启动，由于电压波形衰减很平滑，快切应该是在图3 1 100 ms左右判定条件达到才开始启动。很明显第二次恢复供电时间要长于第一次，但是第二次电压没有急剧衰减，残压比较大，所以并没有很多设备因此停机。

图2 第一次晃停电(2019.12.16)主风机综保故障录波

图3 第二次晃停电(2020.6.13)主风机综保故障录波

由于110 kV总变没有故障录波装置，所以对第二次电压未急剧衰减的原因只能做出相关推测：主要由于两次110 kV失电故障不同导致，第一次线路接地故障，将1#主变压器线圈存储电能迅速在接地点处放光，在110 kV I段母线通过母联710开关恢复供电时，存在一个对变压器充电的过程，此时变压器低压侧(10 kV侧)又有负荷非常大的机组启动，这两个过程影响相互叠加，迅速拉低了10 kV的电压。第二次为雷击冲击，并没有接地，1#主变压器线圈存储电能缓慢衰减，故在110 kV得电后上述过程时间都可以缩短，故电压恢复极快，对装置影响也降到最低。

5 处理及建议

从这两次晃电事故看，一次是设备老化质量问题，一次是极端天气雷击造成，一条线路失电，晃电不可避免，但是两次的影响差别很大，在使用快切的情况下，调整相应的保护定值，以求将对装置影响降到最低。建议如下：

(1)建议将低电压保护设置为故障自复位，即使在高压电机晃电停机，现场操作人员也可以迅速手动启动。(在第一晃电事故后已全部更改)

(2)雷雨等极端天气，雷击造成的线路跳闸停电，在上级变电所重合闸成功，确认并无线路故障后，不必等到第二天再确认现场情况，应迅速恢复双回路供电。雷击可能会造成另一条线路跳闸停电，此时可能连安全停车用电都无法保证。

(3)加装抗晃电模块，低压接触器在电压下降20%时20 ms就会释放，虽然运行经验证明，当电网残压不低于85%时，200 ms内多数设备不会停机[1]，但仍建议给重要低压设备加装抗晃电模块，在电压恢复后不会停机。

(4)对于特大型用电机组，在晃电发生时，考虑优先切除，大型用电机组启动瞬间电流非常大，拉低电压容易造成大面积停电，保证大部分装置用电。

(5)对公司四条进线加强巡检，特别是极端天气情况，避免再发生类似线路故障。

(6)应加强班组人员与维保运行人员之间的应急演练，模拟各种故障，提高人员的应急处置能力与响应速度。

(7)对于空压机等重要设备，需制定专业方案，使其尽量不失电，或将东西区空压站联通，保证装置仪表风的供应。

(8)对于有两台互为备用的重要机组设备，应分开接在I、II段母线，当一台设备的线路失电时，可以迅速开启另一台设备。

(9)建议110 kV线路保护改为光纤纵差保护[2]，并且使保护和快切联动，使快切保护起动，可以比现在更快的合上母联恢复供电。

6 结语

石化行业对供电要求极为苛刻，如本文叙述的这样的晃停电有时也不可避免，但我们需要吸取教训，从技术和管理的角度思考改进。技术上完善相应保护定值，110 kV线路保护改为更加先进的光纤纵差保护；管理上加强电气和工艺班组的应急演练，将晃电对装置的影响降到最低。