張 俊，郭登科，董 龍，劉 博，馬美婷

(國網(wǎng)新疆電力有限公司昌吉供電公司，新疆 昌吉 831100)

0 引言

電力系統(tǒng)縱向不對稱故障一般指的是一相斷開或兩相斷開的非全相運(yùn)行狀態(tài)，在電力系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行中斷線故障發(fā)生的概率較小。

正因如此，在線路保護(hù)整定計(jì)算時(shí)往往較少考慮斷線故障的影響，導(dǎo)致斷線故障發(fā)生時(shí)，電力系統(tǒng)繼電保護(hù)及自動裝置的動作情況難以預(yù)料。因此，有必要總結(jié)斷線故障規(guī)律，以便快速判斷和定位電力系統(tǒng)故障。

以某水電廠一起110 kV并網(wǎng)線路縱向不對稱故障為例，對縱向不對稱故障中發(fā)生最多的單相斷線故障繼電保護(hù)動作行為進(jìn)行研究。

1 故障概況

故障發(fā)生前，110 kV甲變電站以110 kV I，Ⅱ母并列運(yùn)行；110 kV乙水電廠以110 kV單母線運(yùn)行，1號主變110 kV側(cè)、2號主變110 kV側(cè)及110 kV線路一運(yùn)行于I母。線路全長16.1 km。

甲變電站側(cè)110 kV線路一縱聯(lián)差動保護(hù)動作、接地距離I段動作、零序II段保護(hù)動作、重合閘動作、重合后加速動作，重合不成功。乙水電廠側(cè)110 kV線路一縱差保護(hù)動作、保護(hù)永跳出口動作。故障發(fā)生前，該電力系統(tǒng)運(yùn)行方式如圖1所示。

圖1 故障前系統(tǒng)運(yùn)行方式

2 故障典型特征

本次故障的特殊性在于故障線路的一側(cè)為水電廠，且斷線故障演變?yōu)閿嗑€接地故障，故障時(shí)序如圖2所示。

圖2 故障時(shí)序

(1) 區(qū)內(nèi)A相導(dǎo)線斷線導(dǎo)致甲變電站側(cè)110 kV線路一斷路器跳閘階段。期間110 kV乙水電廠側(cè)保護(hù)未動作，斷路器未跳開。

(2) 線路重合階段。期間110 kV乙水電廠側(cè)高周保護(hù)動作跳開站內(nèi)1，2號主變高壓側(cè)斷路器。

(3) 線路重合于故障階段。

2.1 斷線故障

2.1.1 110 kV甲變電站側(cè)

110 kV線路一A相電流由負(fù)荷電流逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)?，B，C相電流增大，零序電流增大(小于正常負(fù)荷電流)，A相電壓降低至55 V，并在A相電流消失后恢復(fù)正常，C相電壓在此過程中也稍有降低，并在跳閘后恢復(fù)正常，符合該線路A相斷線的故障特征。

B，C相負(fù)荷電流增大是由于A相突然斷線導(dǎo)致水輪發(fā)電機(jī)的輸出功率減少，因機(jī)組原動機(jī)出力不變，使得發(fā)電機(jī)加速，機(jī)組功角變化增大所致。

單相斷線后在斷線處出現(xiàn)負(fù)序電流和零序電流(在斷線處兩側(cè)均有接地中性點(diǎn))。零序II段保護(hù)動作前零序電流流向如圖3所示。因斷線故障為縱向故障，等效于在斷點(diǎn)兩側(cè)有個(gè)零序電壓源，而A相電流由負(fù)荷電流降至0時(shí)持續(xù)時(shí)間為700 ms左右，判斷該相斷線過程中出現(xiàn)短時(shí)拉弧，由于線路上的電流為穿越性電流，有別于接地故障，故差動保護(hù)不動作。

圖3 零序電流流向

通過零序II段保護(hù)動作相量分析可知，零序電流超前零序電壓101°，為線路正方向，電流為0.591 A，大于定值0.42 A，時(shí)間持續(xù)超過0.4 s，零序II段保護(hù)正確動作。

2.1.2 110 kV乙水電廠側(cè)

110 kV線路一A相電流由負(fù)荷電流轉(zhuǎn)變?yōu)?，B，C相電流增大，零序電流增大(小于正常負(fù)荷電流)，波形特征與甲變電站側(cè)一致，兩側(cè)電流大小相等，方向相反，同理為穿越性電流，故差動保護(hù)不動作。

分析可知，零序電流超前零序電壓100°，為線路正方向，符合區(qū)內(nèi)斷線故障特征。零序電流大小為0.477 A，大于零序II段定值0.47 A，時(shí)間持續(xù)不超過1.6 s，故零序保護(hù)不動作，因斷線故障的零序電流是由兩側(cè)電源電勢差所致(兩側(cè)主變中性點(diǎn)有接地點(diǎn)時(shí))，在甲變電站側(cè)零序II段動作跳開三相斷路器后，系統(tǒng)對稱，不會產(chǎn)生零序電勢差，故不會繼續(xù)產(chǎn)生零序電流。此階段110 kV線路一A相發(fā)生斷線故障，在斷點(diǎn)處發(fā)生拉弧放電現(xiàn)象，斷線導(dǎo)線向地面掉落，但此時(shí)未接地。

2.2 線路重合

(1) 110 kV甲變電站變側(cè)2.5 s后重合閘動作，合上110 kV線路一斷路器，符合重合閘整定要求。

(2) 在甲變電站變側(cè)零序II段保護(hù)跳開110 kV線路一斷路器后，乙水電廠解網(wǎng)運(yùn)行，線路傳輸?shù)挠泄β屎蜔o功功率突然下降為0，乙水電廠內(nèi)發(fā)變組高周保護(hù)動作，跳開1，2號主變高壓側(cè)斷路器，110 kV乙水電廠110 kV母線失壓，此時(shí)110 kV乙變電站110 kV線路一側(cè)由電源側(cè)變成弱饋側(cè)。

通過分析可知，此階段110 kV線路一A相斷線接地，乙水電廠內(nèi)1，2號主變高壓側(cè)斷路器跳閘，發(fā)電機(jī)組解網(wǎng)運(yùn)行。

2.3 重合于故障

(1) 110 kV甲變電站側(cè)110 kV線路一斷路器重合后，在線路一A相產(chǎn)生故障電流，110 kV線路一保護(hù)裝置差流2.408 A，達(dá)到縱差保護(hù)定值(分相差動電流定值0.5 A/0 s)，差動保護(hù)正確動作。

通過阻抗分析可知，此時(shí)A相接地阻抗達(dá)到2.11 Ω，滿足接地距離I段定值(2.25 Ω/0 s)及距離重合后加速動作定值(20.85 Ω/0 s)，接地距離I段保護(hù)動作，同時(shí)距離重合后加速動作。

(2) 110 kV乙變電站側(cè)110 kV線路一為弱饋側(cè)，110 kV線路一A相接地后兩側(cè)差動保護(hù)動作，110 kV乙變電站側(cè)110 kV線路一斷路器跳閘。因110 kV線路一甲變電站側(cè)保護(hù)為重合后加速動作，保護(hù)永跳出口，本側(cè)保護(hù)裝置同時(shí)收到永跳命令，故本側(cè)斷路器不會重合。

通過分析可知，此階段110 kV線路一A相斷線接地，110 kV甲變電站側(cè)110 kV線路一斷路器重合于故障線路，110 kV線路一兩側(cè)斷路器跳閘。

3 故障線路測距分析

故障110 kV線路一兩側(cè)保護(hù)測距均為16.551 km，而線路全長為16.1 km，實(shí)際斷線故障點(diǎn)距甲變電站側(cè)約3 km處，兩側(cè)保護(hù)測距不正確。

PSL621UD型光纖保護(hù)為了消除經(jīng)過渡電阻故障時(shí)產(chǎn)生的測距誤差而采用雙端電氣量的測距方法，測距公式為：

其中：Dmf為測距結(jié)果，為本側(cè)正序電壓，為對側(cè)正序電壓，為本側(cè)正序電流，為對側(cè)正序電流，Z為本路線路全長正序阻抗，Dl為本路線路全長。

雙端測距使用的是兩端的電氣量進(jìn)行測算，因乙水電廠側(cè)在接地故障前由電源側(cè)轉(zhuǎn)為弱饋側(cè)，在斷線接地故障時(shí)，正序電流均為0，使得雙端測距結(jié)果不準(zhǔn)確，無法消除過渡電阻帶來的影響，而該線路接地時(shí)故障電壓超前故障電流20°左右(線路阻抗角為71°)，可看出是經(jīng)過過渡電阻接地，故兩側(cè)保護(hù)測距不正確，此時(shí)的測距結(jié)果已無參考意義。線路一正序電抗為j3.47 Ω，現(xiàn)場根據(jù)保護(hù)裝置接地時(shí)計(jì)算出的電抗值為j0.786 Ω，基于單端測距理論計(jì)算的測距為：

該數(shù)據(jù)與故障點(diǎn)實(shí)際位置基本吻合。

4 結(jié)論

(1) 該水電廠并網(wǎng)線路單相斷線故障過程中產(chǎn)生的零序電流為穿越性電流，而不產(chǎn)生差流；線路零序II段保護(hù)先動作而零序差動保護(hù)不動作。

(2) 甲變電站側(cè)線路一的跳閘造成水電廠側(cè)發(fā)電機(jī)組突然甩負(fù)荷，高周保護(hù)動作切除2臺主變的110 kV側(cè)斷路器，使得水電廠側(cè)110 kV母線由電源側(cè)變成了弱饋側(cè)。

(3) 單相斷線后，水電廠側(cè)為弱饋側(cè)，導(dǎo)致雙端測距方法在水電廠110 kV并網(wǎng)線路單相斷線故障時(shí)測距不準(zhǔn)，單端測距法相對較準(zhǔn)確。

(4) 該水電廠110 kV并網(wǎng)線路單相斷線特征及過程的分析，對此類型故障的快速判斷與定位提供了依據(jù)。