段巍釗
國網(wǎng)運城供電公司,山西 運城 044000
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。
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]。
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)。
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。
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)。
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。
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)。