龐霞，胡春花，施偉成，許杏桃，歐陽菲菲，李然

(1.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司技能培訓(xùn)中心，江蘇南京210042; 2.鎮(zhèn)江市高等?？茖W(xué)校，江蘇鎮(zhèn)江212028;3.國網(wǎng)鎮(zhèn)江供電公司，江蘇鎮(zhèn)江212050; 4.江蘇安方電力科技有限公司，江蘇泰州225300)

0 引言

某電網(wǎng)110 kV變電站發(fā)生一起兩條10 kV線路相繼短路的故障。這引發(fā)110 kV變壓器#1低后備保護(hù)動作，切除故障。由于10 kV的I段母線有分布式發(fā)電并網(wǎng)，變壓器后備保護(hù)動作后，分布式發(fā)電系統(tǒng)帶10 kV的I段母線形成孤島運(yùn)行系統(tǒng)。由于分布式發(fā)電系統(tǒng)容量小，孤島運(yùn)行系統(tǒng)不能保持穩(wěn)定，頻率、電壓迅速下降。該變電站的低頻低壓減載裝置第一輪動作后，才使孤島運(yùn)行系統(tǒng)穩(wěn)定。在電網(wǎng)中，10 kV線路故障比較常見[1—4]，如瞬時性短路故障、永久性短路故障和小電流接地系統(tǒng)故障都較為普遍，一般引起故障線路的斷路器重合閘動作。然而，某一變電站兩條線路相繼發(fā)生故障，造成主變低后備保護(hù)動作的情況并不常見，這是一類較為復(fù)雜的故障類型。

1 故障過程

該110 kV變電站C為內(nèi)橋結(jié)線方式，如圖1所示，715線路供#1主變，716線路供#2主變，700開關(guān)熱備用，10 kV母線分列運(yùn)行，101開關(guān)供10 kV的I段母線，102開關(guān)供10 kV的II段母線，分段100開關(guān)熱備用。2臺主變?nèi)萘烤鶠?1.5 MV·A，911線路有10 kV分布式發(fā)電并網(wǎng)，裝機(jī)容量為10 MW。事故發(fā)生前，該地區(qū)為多云天氣，風(fēng)力達(dá)5～6級。

圖1 系統(tǒng)接線圖

1.1 系統(tǒng)繼電保護(hù)整定設(shè)置

1)10 kV出線開關(guān)安裝配電自動化系統(tǒng)，電流I段整定值為1 200 A、0.200 s，過電流保護(hù)整定值為400 A、1.000 s，重合閘時間整定為2.500 s。

2)#1主變低壓側(cè)101開關(guān)采用兩段式低后備保護(hù)整定，I段為瞬時電流速斷保護(hù)，Ⅱ段為限時電流速斷保護(hù)。其中，I段定值為5 400 A，II段定值為0.500 s。

3)發(fā)電機(jī)低頻解列裝置整定值為49.0 Hz、0.600 s。

4)該變電站的低頻減載裝置整定值：第一輪49.0 Hz、0.300 s；第二輪48.5 Hz、0.600 s；第三輪48 Hz、0.900 s。

1.2 線路故障錄波信息

1)111線路故障錄波信息

111線路的故障波形見圖2，當(dāng)日時間12:51:26.435，111線路發(fā)生一次瞬時三相短路故障，保護(hù)啟動，由于故障持續(xù)90 ms，未達(dá)到復(fù)壓過流I段時間定值(0.200 s)，保護(hù)裝置并未動作。12:51:26.715，線路發(fā)生永久性故障，保護(hù)裝置于12:51:27.870啟動跳閘，12:51:27.917切除故障，12:51:30.407重合閘啟動，重合后，后加速保護(hù)動作，于12:51:30.750跳開開關(guān)。

2)112線路故障錄波信息

112線路故障波形見圖3。12:51:27.860，線路發(fā)生單相故障。12:51:27.883，112線路發(fā)生永久性故障，保護(hù)裝置于12:51:28.075啟動跳閘，12:51:28.128故障切除，12:51:30.627重合閘動作，于12:51:30.665合上開關(guān)，后加速保護(hù)動作。

111線路故障電流存在時間為12:51:26.715至12:51:27.917，112線路故障電流持續(xù)時間為12:51:27.860至12:51:28.128，故線路故障電流持續(xù)時間共1 413 ms。

1.3 線路保護(hù)動作時序

111線路故障二次電流幅值為155 A，折算到一次電流為(155/1.414)(400/5) A=8 769 A，超過#1主變復(fù)壓過流I段定值(5 400 A)。主變低后備保護(hù)動作，程序開始計(jì)時(12:51:30.445)；重合后0.200 s(定值)，后加速保護(hù)動作(12:51:30.699)，跳開111線路開關(guān)。但在111線路開關(guān)跳開之前，112線路開關(guān)已經(jīng)重合(12:51:30.665)，故障二次電流為99.67 A，折算到一次電流為5 639 A，也超過#2主變低后備I段定值。故雖然111線路后加速保護(hù)跳開開關(guān)(12:51:30.750)，但由于112線路故障電流存在，主變低后備保護(hù)動作程序一直計(jì)時(12:51:30.445至12:51:30.974)，共持續(xù)了529 ms，已達(dá)到了0.500 s的時間整定值，最終跳開主變101開關(guān)。線路保護(hù)動作時序圖見圖4。

圖2 111線路錄波圖

圖3 112線路錄波圖

圖4 線路保護(hù)動作時序圖

101開關(guān)后備保護(hù)動作后，由于I段母線帶分布式發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行，形成孤島系統(tǒng)運(yùn)行。在該孤島系統(tǒng)中，分布式發(fā)電系統(tǒng)發(fā)出功率較小，孤島系統(tǒng)出現(xiàn)嚴(yán)重功率缺額，系統(tǒng)頻率快速下降。C站低頻低壓減載裝置第一輪動作，切除10 kV的I段母線L3、L4線，以及II段母線的K2、K4線，孤島系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定運(yùn)行。

2 故障分析

1)10 kV系統(tǒng)為中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)，10 kV線路一般配置三段式電流保護(hù)。一般來講，對于單相接地故障，由于接地電流較小，一般不跳閘，只發(fā)接地告警信號。對于相間短路故障，由電流速斷保護(hù)動作，0 s跳開線路開關(guān)，切除故障[5—6]。

近年來，由于10 kV線路均改造為配電自動化(饋線自動化)，為縮小停電范圍，保證供電可靠性，在開環(huán)運(yùn)行的城市配電網(wǎng)，采用時間級差整定實(shí)現(xiàn)保護(hù)配合。文獻(xiàn)[7—8]提出了兩級級差保護(hù)和三級級差保護(hù)的配合策略。時間級差配合，即在線路故障情況下先判別故障區(qū)域，由線路的環(huán)網(wǎng)柜先動作，再由變電站出線開關(guān)延時動作，目前普遍采用0.200 s的延時，這一延時考慮了故障情況下分布式光伏自動解列的時間。因此，本線路發(fā)生永久性故障后I段動作時間整定值為0.200 s，理論上故障切除時間為0.200 s，但由于跳閘脈沖發(fā)出至開關(guān)斷開切除故障約有60～80 ms的時間，故實(shí)際故障電流持續(xù)時間約為260～280 ms，動作正確。

2)112線在12:51:27.860發(fā)生單相故障，在12：51：27.883發(fā)生永久性故障，在12:51:28.128故障被切除。12:51:26.715至12:51:28.128，主變低壓側(cè)始終有故障電流的存在(主變低壓側(cè)后備保護(hù)整定值為5 400 A、0.500 s)，主變低后備保護(hù)動作，跳開101開關(guān)。

對于這樣一個兩條線路相繼出現(xiàn)故障的變電站，可經(jīng)過計(jì)算，在電網(wǎng)安全穩(wěn)定性允許的情況下，考慮增加主變低后備保護(hù)動作延時，或適當(dāng)提高低后備保護(hù)動作整定電流值，避開兩條出線相繼出現(xiàn)故障的情況，以免主變低后備保護(hù)誤動作，擴(kuò)大停電范圍。

這兩次線路故障主要由同桿塔架設(shè)的線路相繼發(fā)生永久性故障引起的。同桿塔架設(shè)的低壓線路，由于線路間距較近，在同一外力影響下，同桿塔上的各個線路更容易同時發(fā)生故障，擴(kuò)大停電范圍。應(yīng)該優(yōu)化配網(wǎng)線路架設(shè)結(jié)構(gòu)，擴(kuò)大不同回線的間距，減少同一外力造成不同線路同時出現(xiàn)故障的風(fēng)險(xiǎn)。此外，加快老舊配電線路改造。由于線路運(yùn)行時間長，絕緣老化，對于同桿塔架設(shè)的雙回線，一條回線發(fā)生故障，引起另一回線故障的風(fēng)險(xiǎn)較高。

3)當(dāng)孤島系統(tǒng)頻率下降至49.0 Hz時，C站低頻低壓減載裝置第一輪動作，切除I段母線L3、L4線以及II段母線K2、K4線。這時孤島運(yùn)行系統(tǒng)頻率逐漸上升，事故結(jié)束。此處，低頻低壓減載裝置動作正確。低壓低頻減載是解決電力系統(tǒng)電壓與頻率問題的常用手段，并且這兩個問題往往是相互耦合同時存在的[9]。但實(shí)際上10 kV的II段母線頻率正常，此種情況下，低頻低壓減載裝置切除II段母線的負(fù)荷是不必要的。

4)由于近年來在配電網(wǎng)經(jīng)10 kV或35 kV線路并網(wǎng)的小電源越來越多，文獻(xiàn)[10—12]研究了分布式電源接入對配電網(wǎng)的規(guī)劃、運(yùn)行和繼電保護(hù)整定帶來的影響。如本案例，在并網(wǎng)變電站主變開關(guān)跳閘的情況下，就可能形成孤網(wǎng)運(yùn)行。孤島系統(tǒng)由于調(diào)頻調(diào)壓能力非常有限，通常分布式發(fā)電不足以支撐孤島系統(tǒng)的正常穩(wěn)定運(yùn)行，孤島系統(tǒng)電壓、頻率均不滿足要求，給用戶設(shè)備和電網(wǎng)設(shè)備均造成危害。

3 解決方案

本案例故障的解決方案之一是調(diào)整主變低后備保護(hù)整定值。當(dāng)線路未配置配電自動化裝置時，主變低后備保護(hù)整定值為5 400 A、0.500 s，兩條線路相繼發(fā)生永久性故障，不會引起主變低后備保護(hù)動作。目前該站線路均配置配電自動化，線路繼電保護(hù)啟動時間延長，建議適當(dāng)提高主變低后備保護(hù)整定電流值或者延長整定時間，從保護(hù)動作延時上避開兩條線相繼發(fā)生故障帶來的影響，保證主變低后備保護(hù)不應(yīng)動作時不動作，減少孤島系統(tǒng)的形成。

解決方案之二是將繼電保護(hù)與安全自動裝置動作相配合，有如下3點(diǎn)建議：

1)檢測分段開關(guān)遙信位置

在低頻低壓減載動作之前可考慮檢測10 kV分段100開關(guān)遙信位置。若100開關(guān)在合位，此時經(jīng)計(jì)算切除I段母線L3、L4線以及II段母線K2、K4線，若能保證兩條母線都恢復(fù)正常，此種動作邏輯正確。若100開關(guān)在分位，在保證II段母線頻率、電壓正常的情況下，可考慮低頻低壓減載第一輪暫不切除II段母線K2、K4線，以免造成不必要的失電。

2)低壓低頻減載裝置分級切除I、II段母線

本案例中，低頻低壓減載裝置切除了正常運(yùn)行的K2、K4線，擴(kuò)大了停電范圍。在事故過程中，II段母線始終未受影響，此時不應(yīng)切除II段母線負(fù)荷。由于C站的低頻低壓減載是從整個電網(wǎng)角度考慮整定的，10 kV分段開關(guān)斷開，考慮C站I段母線形成孤島運(yùn)行系統(tǒng)的概率較高，C站低頻低壓減載第一輪動作時，檢測即將切除線路所在母線的頻率和電壓，對于母線上頻率和電壓在正常范圍內(nèi)的線路可不切除。那么，第一輪切除負(fù)荷可只切除I段母線，將II段母線的負(fù)荷放至第二輪切除，以此避免不必要的停電，提高供電的可靠性。

3)主變低后備保護(hù)動作后聯(lián)切分布式發(fā)電

主變低后備保護(hù)動作后，C站10 kV的I段母線形成孤島運(yùn)行系統(tǒng)，并出現(xiàn)嚴(yán)重的功率缺額情況。此時可考慮由主變低后備保護(hù)聯(lián)切分布式發(fā)電，避免孤島運(yùn)行系統(tǒng)形成。這樣，從主變低壓側(cè)恢復(fù)送電，最后完成分布式發(fā)電的并列運(yùn)行，可避免非同期給分布式發(fā)電和電網(wǎng)帶來的危害。此種方案雖會擴(kuò)大停電范圍，但能避免用戶設(shè)備與電網(wǎng)設(shè)備遭受低頻低壓的威脅，并且一定程度上能縮短停電時間。

4 結(jié)語

本文詳細(xì)分析了配電自動化與分布電源并網(wǎng)背景下10 kV線路相繼發(fā)生永久性短路的故障。該故障引起主變低后備保護(hù)動作，形成孤島系統(tǒng)運(yùn)行。本文解決了電網(wǎng)運(yùn)行中繼電保護(hù)與安全自動裝置整定的一些問題，從主變低后備保護(hù)與線路保護(hù)時間配合以及低頻低壓減載動作檢測條件等方面提出建議，為電網(wǎng)運(yùn)行人員與繼電保護(hù)人員提供參考。