段巍釗

國網(wǎng)運城供電公司,山西 運城 044000

0 引言

繼電保護裝置用于切除電力系統(tǒng)中的各類故障,但由于電力系統(tǒng)的復(fù)雜性,各種類型故障所產(chǎn)生的現(xiàn)象及后果均有所不同,反映在繼電保護裝置上所產(chǎn)生的現(xiàn)象通常為不同類型的保護啟動。110 kV及以上系統(tǒng)均為大電流接地系統(tǒng),發(fā)生故障時應(yīng)快速切除故障[1]。其中,110 kV線路的主保護為距離保護與零序電流保護[2-3]。本文分析了2起110 kV線路距離保護與零序電流保護均同時動作的情況,但線路的具體故障特性不同,導(dǎo)致調(diào)度員對2起事故處理采取了不同的處置措施。

1 110 kV系統(tǒng)的保護配置情況

某電網(wǎng)110 kV線路配置的接地保護有零序接地保護、接地距離保護,其接地距離Ⅰ段、零序Ⅰ段的保護范圍均按照被保護線路全長的80%整定[2],動作時限為0 s或0.3 s。接地距離Ⅱ段、零序Ⅱ段按照保護線路的全長整定,動作時限為0.3 s(XZ線)或0.6 s(甲1線)?？紤]經(jīng)濟性原因,通常情況下,末端變電站的進線開關(guān)如圖1或圖2中的201、202開關(guān),均不配置保護。通過上級電源側(cè)的101、102開關(guān)保護動作切除故障。當故障發(fā)生后,101、102開關(guān)分閘,201、202開關(guān)為合閘。

圖1 110 kV XZ線運行方式圖

圖2 110 kV甲站運行方式圖

110 kV主變的主保護為差動保護與瓦斯保護,為避免所接的110 kV線路發(fā)生單相接地時中性點電壓升高擊穿變壓器絕緣,主變增設(shè)零序電壓保護即間隙過壓保護,動作時限為0.5 s,保護動作定值取110kV母線PT開口三角形電壓,動作值150 V,動作邏輯切除主變各側(cè)開關(guān)[4]。

2 事故前運行方式及過程

2.1 110 kV XZ線故障掉閘情況

2020年7月,某電網(wǎng)220 kV XXZ站110 k VXZ線101開關(guān)“零序Ⅱ段”“接地距離Ⅱ段”動作掉閘,重合成功。110 kV XZ線所接XZ站110 kV 1號、2號主變高后備間隙過壓動作掉。掉閘后,XZ站110 kV母線電壓為:A相66.7 kV、B相2.7 kV、C相66.6 kV,線電壓為65.4 kV,XZ站110 kV主變以下設(shè)備失壓。110 kV XZ線運行方式如圖1所示。

當值調(diào)度員初步判定110 kV XZ線發(fā)生線路斷線故障,導(dǎo)致XZ站110 kV B相母線電壓快速降低。此時XZ站的備供線路110 kV WX線檢修工作結(jié)束,可以將XZ站轉(zhuǎn)移至WX線供電。當值調(diào)度員將110 kV XZ線線路兩側(cè)開關(guān)拉開后,通過110 kV WX線轉(zhuǎn)運行的方式恢復(fù)了XZ站的供電。

故障發(fā)生后,經(jīng)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)110 kV XZ站站內(nèi)主變無故障,110 kV XZ線67號桿B相引流線線夾燒斷,B相導(dǎo)線處于懸空位置(110 kV線路運行時間較長,且當時處于夏季高峰負荷時期,線路通過潮流較大,接近線路負載率的85%)。110 kV XZ線經(jīng)過線路消缺、補強后,隨即轉(zhuǎn)入運行狀態(tài)。

2.2 110 kV甲1線故障情況

2021年1月,某電網(wǎng)220 kV AA站110 kV甲1線101開關(guān)“接地距離Ⅱ段”“零序Ⅱ段”保護動作掉閘,重合成功,110 kV甲1線負荷由55 MW降至11 MW,檢查甲站110 kV南母C相電壓為7 kV,其余兩相63 kV)3U0為116 V。甲1線兩側(cè)開關(guān)C相電流為20A(其余兩相42A)。甲站所接110 kV用戶反映供電質(zhì)量下降、電壓不平衡。110 kV甲站運行方式如圖2所示。

因甲站110 kV轉(zhuǎn)接110 kV用戶屬重要用戶,須盡量減少停電,根據(jù)2020年7月110 kV XZ線故障情況綜合分析,當值調(diào)度員試圖用合上甲站110 kV母聯(lián)200開關(guān)、拉開110 kV甲1線201開關(guān)的方式的方式恢復(fù)甲站正常供電。

當合上甲站110 kV母聯(lián)200開關(guān)后,220 kV AA站110 kV甲1線101開關(guān) “接地距離Ⅱ段”“零序Ⅱ段”保護動作掉閘,重合成功,110 kV甲2線102開關(guān)“接地距離Ⅱ段”“零序Ⅱ段”保護動作掉閘,重合復(fù)掉。當值調(diào)度員判斷故障點位于甲站110 kV甲1線201開關(guān)側(cè),最終將110 kV甲1線退出運行后,通過110 kV甲2線恢復(fù)對甲站的供電。

經(jīng)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn),110 kV甲1線線路無故障,110 kV甲站站內(nèi)110 kV甲1線的201開關(guān)線路側(cè)201隔離開關(guān)與線路龍門架構(gòu)間C相引流線斷,分別懸空或搭掛至隔離開關(guān)基座上。

3 事故分析

3.1 2例線路故障現(xiàn)象分析

2例線路事故保護動作情況一致,但由于線路所供饋線端變電站主變保護動作的不同,導(dǎo)致其不同的事故影響。2例事故的故障點如圖3所示。

圖3 110 kV XZ線、甲1線故障點示意圖

可以看出2例故障的區(qū)別在于110 kV XZ線因67號桿B相引流線線夾燒斷后導(dǎo)致B相導(dǎo)線斷線且導(dǎo)線懸空,未與桿塔或地面接觸。

而110 kV甲1線線路因甲站站內(nèi)的201開關(guān)線路側(cè)201隔離開關(guān)與線路龍門架構(gòu)間C相引流線斷,兩側(cè)引流線分別懸空或搭掛至隔離開關(guān)基座上。110 kV甲1線故障點情況如圖4所示。

圖4 110 kV甲1線故障點情況

對于110 kV甲1線故障情況,由引線斷開點分裂為2個系統(tǒng):斷開點至甲1線線路為110 kV甲1線線路B相斷線運行,斷開點至甲站主變側(cè)為站內(nèi)B相高壓側(cè)接地。對于此時甲2線,當110 kV分段200開關(guān)合閘時,甲1線與甲2線合環(huán)運行,相當于甲2線直接送至故障接地點,保護裝置顯示甲2線102開關(guān)“接地距離Ⅱ段”“零序Ⅱ段”保護動作掉閘,重合復(fù)掉,與故障點情況相符。

某電網(wǎng)110 kV系統(tǒng)站的主變中性點不接地運行,當區(qū)外發(fā)生故障時,通過主變間隙過壓保護動作,切除主變各側(cè)開關(guān),以達到保護主變的目的。主變間隙過壓保護取的保護電壓為各站內(nèi)的110 kV母線PT的開口三角形電壓。110 kV XZ站、甲站站內(nèi)主變保護情況的不同在于線路故障后造成的站內(nèi)接地情況不同。而計算出發(fā)生故障時站內(nèi)的母線PT開口三角形電壓會為主變間隙保護提供動作依據(jù)。

3.2 2例線路故障向量分析

圖5 110 kV系統(tǒng)斷線示意圖

圖6 PT開口三角形電壓示意圖

利用對稱分量法[5-6],以A相斷線為例。因低壓側(cè)為三角形接線,則低壓側(cè)三相繞組電壓相量和為0。因此,由圖6可得:

(1)

(2)

又因A相斷線,所以可得:

(3)

又得出:

(4)

(5)

而XZ站110 kV主變的間隙過壓定值為150 V,經(jīng)現(xiàn)場保護裝置檢查故障發(fā)生時,保護動作值為158 V,達到保護啟動條件,XZ站主變間隙過壓保護動作切除主變。

對于110 kV甲1線單相斷線且甲站接地示意圖如圖7所示。

圖7 單相斷線接地示意圖

(6)

達不到XZ站110 kV主變的間隙過壓定值150 V,甲站內(nèi)主變間隙過壓保護不動作。

由以上分析得出,110 kV線路發(fā)生故障掉閘伴隨線路所接主變間隙保護動作同時動作的情況,調(diào)度員應(yīng)初步判定為線路發(fā)生故障,且無論線路重合閘動作與否都應(yīng)視為線路存在斷線隱患,應(yīng)立即將線路退出運行,并通過備供線路恢復(fù)變電站供電且不能通過合解環(huán)方式恢復(fù),避免備供線路合環(huán)于故障線路處引起伴生故障。

根據(jù)上述事故復(fù)盤及分析,本文所述2次故障后發(fā)生的3起110 kV線路故障伴隨變電站間隙保護動作的情況,調(diào)度員均通過上述方式恢復(fù)了變電站供電。后經(jīng)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)通常為線路發(fā)生永久性故障,如線路斷線或異物搭掛等,變電站站內(nèi)并無故障存在。

4 結(jié)束語

對于110 kV電力線路經(jīng)常發(fā)生的單相接地故障,在未能判斷具體故障點的情況,如線路是否接地或者線路懸空,都可能對線路所帶變電站產(chǎn)生不同的影響,這都會對調(diào)度員處理事故造成困擾。本文分析了某電網(wǎng)2例110 kV線路的類似故障,針對其所帶變電站主變保護動作情況的不同,采取了不同的處置措施,為調(diào)度員處理相似事故提供了理論依據(jù)。