孫道軍,王 舒,劉 君,齊志銘,孫雨晴
(1.國網(wǎng)鞍山供電公司,遼寧 鞍山 114001;2.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司檢修分公司,遼寧 沈陽 110006)
2017年4月4日,感王地區(qū)晴,南風3~6級,氣溫零下-3~-15℃。15:45,感王變電站10 kV I段母系統(tǒng)接地發(fā)生故障時,系統(tǒng)SOE信息報警,如圖1所示。從圖1可知,10 kV I段母線B相電壓幅值越限10.53 kV,調控員當即對系統(tǒng)運行情況進行核查,SCADA監(jiān)視畫面發(fā)現(xiàn)10 kV I段母線系統(tǒng)電壓指示為Ua=5.52 kV、Ub=10.59 kV、Uc=5.50 kV、Ucb=10.34 kV。15:55,Ua=5.30 kV、Ub=10.92 kV、Uc=5.93 kV、Ucb=10.34 kV。調控人員懷疑系統(tǒng)存在基波諧振[1-2](一相或兩相電壓升高超過線電壓,其它相不為零),立即進行系統(tǒng)遙控操作,通過改變10 kV I段母線系統(tǒng)運行參數(shù)消除此現(xiàn)象,結果遙控操作失敗。
圖1 感王變電站SOE告警信息
17:00,運維人員到達現(xiàn)場,核查I段母線系統(tǒng)電壓:Ua=5.33 kV、Ub=10.96 kV、Uc=5.97 kV、Ucb=10.32 kV,與OPEN-3000自動化系統(tǒng)遙測數(shù)據(jù)一致,II段母線系統(tǒng)電壓:Ua=6.02 kV、Ub=6.01 kV、Uc=6.00 kV、Ucb=10.28 kV。17:02,地調試合10 kV分段開關(地調轄區(qū)范圍),改變系統(tǒng)參數(shù),地調因故障不清晰,擔心故障點轉移,擴大事故范圍,未同意。
17:12,調控員令運維人員拉開10 kV西河線開關,此時I段母線系統(tǒng)電壓指示正常,Ua=5.84 kV、Ub=6.045 kV、Uc=6.17 kV、Ucb=10.36 kV,系統(tǒng)SOE相關告警終止。立即通知相關人員現(xiàn)場巡視、檢查。17:20,配電運維人員拉開西河線27右1分歧(輕載長線路)后,請示調控員試送10 kV西河線,調控員當即令運維人員試送10 kV西河線開關,I段母線系統(tǒng)B相電壓指示繼續(xù)異常,幅值越限10.87 kV,Ua=5.87 kV、Ub=10.87 kV、Uc=6.19 kV、Ucb=10.36 kV,系統(tǒng)SOE相關信息告警,如圖1所示。17:21,調控員令運維人員拉開10 kV西河線開關,I段母線系統(tǒng)電壓指示正常。繼續(xù)令配電運維人員巡線檢查。17:49,配電運維人員巡視發(fā)現(xiàn)10 kV西河線095號桿喜鵲窩中細金屬線搭落B相導線上,現(xiàn)已清除,請求試送10 kV西河線開關。17:50,調控員令運維人員合上10 kV西河線開關后,10 kV系統(tǒng)運行正常。
由于此次接地故障的電壓異常征象與系統(tǒng)諧振相似,導致調控人員將故障誤判為諧振事故,使10 kV西河線停電巡檢38 min,嚴重影響了用戶供電的可靠性。
10 kV I段母線系統(tǒng):1號變壓器低壓側、紡織一線、紡織二線、西河線。10 kV II段母線系統(tǒng):2號變壓器低壓側、樓峪線、企業(yè)線、朱家線。10 kV分段開關在分位,10 kV I、II母線分列運行。10 kV I段母線系統(tǒng)瞬時運行最大負荷12 MW;10 kV II段母線系統(tǒng)瞬時運行最大負荷10 MW。正常系統(tǒng)運行如圖2所示。
圖2 66 kV感王變電站10 kV系統(tǒng)單線圖
4月4日,感王變電站10 kV I段母線系統(tǒng)電壓運行曲線如圖3所示。
圖3 感王變電站I段母線電壓運行曲線
4月4日17:30,運維人員在現(xiàn)場對感王變電站I段母線電壓互感器二次電壓進行測量,實測數(shù)據(jù)見表1。
表1 感王變電站I段母線電壓互感器二次電壓實測數(shù)據(jù)
4月4日17:45,配電運維人員巡視發(fā)現(xiàn)10 kV西河線095號桿B相喜鵲窩毛刺搭掛B相導線上,如圖4所示。運維人員當即進行清除,并發(fā)現(xiàn)喜鵲窩毛刺中含有細鐵線,疑是細鐵線短路接地點,匯報調度試送10 kV西河線后,系統(tǒng)恢復正常運行。
4月4日系統(tǒng)故障時,感王變電站10 kV I段母線電壓互感器一次運行情況,如圖5所示。
圖4 短路接地故障點
圖5 感王變電站10 kV I段母線電壓互感器一次接線圖
從上述故障時系統(tǒng)信息可知,10 kV西河線B相接地短路時,系統(tǒng)SOE信息報警電壓越限信號,故障相的電壓為2倍相電壓,其他兩相電壓仍為相電壓[3],且現(xiàn)場二次電壓實測與遙測指示值基本一致。隨后,現(xiàn)場運維人員查閱66 kV感王變電站10 kV I段母線電壓互感器一次運行情況及接線圖時,發(fā)現(xiàn)零序電壓互感器一次接線與二次不一致,斷定故障為零序電壓互感器一次極性接反所致,原因為在現(xiàn)場安裝施工時,作業(yè)人員人為接反造成。
感王變電站10 kV I段母線電壓互感器正確接線如圖6所示,圖中一次側4臺電壓互感器中3個一次主線圈接成星形,中性點經(jīng)零序電壓互感器的一次線圈接地,二次主線圈的接線和一次側相對應,零序電壓互感器的二次主線圈正端也接地。
圖6 感王變電站10 kV I段母線電壓互感器接線圖
為方便分析,設主電壓互感器一次線圈三相對地電壓分別為
(1)
系統(tǒng)正常運行時,電壓互感器二次線圈三相電壓為
(2)
當系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時,以B相接地為例,二次相量如圖8所示。
圖7 三相四電壓互感器B相接地時二次接線
圖8 三相四電壓互感器B相接地時二次相量圖
各主電壓互感器非故障相(A、C相)電壓仍是原電壓,電壓值無變化,只是零序電壓互感器上產(chǎn)生與接地相電壓大小相等、方向相反的電壓,相互抵消后接地相電壓為零。
(3)
當零序電壓互感器NL端接反,且系統(tǒng)發(fā)生B相接地故障時,各主電壓互感器非故障相(A、C相)電壓仍是原電壓,電壓值沒有發(fā)生變化,只是零序電壓互感器上產(chǎn)生與接地相電壓大小相等、方向相同的電壓,B相電壓相量雙倍疊加。三相四電壓互感器接線如圖9所示,相量如圖10所示。
圖9 NL接反且B相接地時二次接線
圖10 NL接反且B相接地時二次相量圖
當零序電壓互感器NL端接反,且系統(tǒng)發(fā)生B相接地故障時,電壓互感器二次線圈三相電壓為
(4)
(5)
對式(5)進行計算得出,電壓互感器二次線圈接地相B相電壓有效值為100 V,A、C相電壓有效值約為52 V,即接地相為2倍相電壓。
4月4日,運維人員在現(xiàn)場對感王變電站I段母線電壓互感器二次電壓進行測量,接地相Ub實測109 V,折算后與自動化系統(tǒng)遙測值UB=11.05 kV基本一致;非故障相UaN實測54 V,UcN實測59 V,折算后與自動化系統(tǒng)遙測值UA=5.39 kV,UC=6.02 kV基本一致,線電壓Uab、Ubc、Uca折算后均為10.3 kV。同時兩卷零序電壓互感器的實測電壓分別為95 V(理論值100 V)、55 V(理論值57.7 V),與理論值也基本吻合,由于實測時中存在中性點位移與測量時間差,所以可以得出結論實測值與理論分析基本一致。
綜上所述,根據(jù)對4月4日感王變電站接地故障的跟蹤,以及對現(xiàn)場I段母線系統(tǒng)電壓互感器接線、故障實測信息與理論分析,得出I段母線系統(tǒng)零序開口三角N與L接反是接地相遙測值升高2倍相電壓的主要原因。當中性點零序電壓互感器頭端和尾端接反時,導致在B相發(fā)生接地故障時相電壓不是零,而是接近2倍的相電壓。
小電流接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時,如果是三相四電壓互感器接線方式,零序電壓互感器一次極性接反,會造成三相電壓指示錯誤,故障相電壓升高為2倍的相電壓,非故障相為相電壓。由于受系統(tǒng)三相電源電壓不平衡和所接負載阻抗不同影響,造成此類事件接地故障時,運行的三相電壓非理論分析值,與系統(tǒng)諧振故障特征難區(qū)分,極易按系統(tǒng)諧振故障處理原則,停電巡查。同時,若電壓互感器二次極性接反,反映到一次側,當發(fā)生單相接地故障時,同樣會出現(xiàn)類似故障特征。因此,現(xiàn)場人員施工時,一定要認真校核圖紙,避免再次出現(xiàn)類似故障,如果發(fā)現(xiàn)一次電壓互感器接線接反,可采用將二次電壓互感器反接方法避免此類故障的出現(xiàn)。
通過4月4日感王變電站事件的分析,驗證了現(xiàn)場人員處理故障時對感王變電站10 kV I段母線系統(tǒng)電壓互感器接線分析的正確性,證實了電氣二次回路接線在電氣安裝、調試和運行中的重要地位,為今后類似故障的處理提供一定參考,確保10 kV系統(tǒng)單相接地故障處理期間的供電可靠性。