水电厂110 kV并网线路纵向不对称故障分析

张 俊，郭登科，董 龙，刘 博，马美婷

(国网新疆电力有限公司昌吉供电公司，新疆 昌吉 831100)

0 引言

电力系统纵向不对称故障一般指的是一相断开或两相断开的非全相运行状态，在电力系统实际运行中断线故障发生的概率较小。

正因如此，在线路保护整定计算时往往较少考虑断线故障的影响，导致断线故障发生时，电力系统继电保护及自动装置的动作情况难以预料。因此，有必要总结断线故障规律，以便快速判断和定位电力系统故障。

以某水电厂一起110 kV并网线路纵向不对称故障为例，对纵向不对称故障中发生最多的单相断线故障继电保护动作行为进行研究。

1 故障概况

故障发生前，110 kV甲变电站以110 kV I，Ⅱ母并列运行；110 kV乙水电厂以110 kV单母线运行，1号主变110 kV侧、2号主变110 kV侧及110 kV线路一运行于I母。线路全长16.1 km。

甲变电站侧110 kV线路一纵联差动保护动作、接地距离I段动作、零序II段保护动作、重合闸动作、重合后加速动作，重合不成功。乙水电厂侧110 kV线路一纵差保护动作、保护永跳出口动作。故障发生前，该电力系统运行方式如图1所示。

图1 故障前系统运行方式

2 故障典型特征

本次故障的特殊性在于故障线路的一侧为水电厂，且断线故障演变为断线接地故障，故障时序如图2所示。

图2 故障时序

(1) 区内A相导线断线导致甲变电站侧110 kV线路一断路器跳闸阶段。期间110 kV乙水电厂侧保护未动作，断路器未跳开。

(2) 线路重合阶段。期间110 kV乙水电厂侧高周保护动作跳开站内1，2号主变高压侧断路器。

(3) 线路重合于故障阶段。

2.1 断线故障

2.1.1 110 kV甲变电站侧

110 kV线路一A相电流由负荷电流逐渐转变为0，B，C相电流增大，零序电流增大(小于正常负荷电流)，A相电压降低至55 V，并在A相电流消失后恢复正常，C相电压在此过程中也稍有降低，并在跳闸后恢复正常，符合该线路A相断线的故障特征。

B，C相负荷电流增大是由于A相突然断线导致水轮发电机的输出功率减少，因机组原动机出力不变，使得发电机加速，机组功角变化增大所致。

单相断线后在断线处出现负序电流和零序电流(在断线处两侧均有接地中性点)。零序II段保护动作前零序电流流向如图3所示。因断线故障为纵向故障，等效于在断点两侧有个零序电压源，而A相电流由负荷电流降至0时持续时间为700 ms左右，判断该相断线过程中出现短时拉弧，由于线路上的电流为穿越性电流，有别于接地故障，故差动保护不动作。

图3 零序电流流向

通过零序II段保护动作相量分析可知，零序电流超前零序电压101°，为线路正方向，电流为0.591 A，大于定值0.42 A，时间持续超过0.4 s，零序II段保护正确动作。

2.1.2 110 kV乙水电厂侧

110 kV线路一A相电流由负荷电流转变为0，B，C相电流增大，零序电流增大(小于正常负荷电流)，波形特征与甲变电站侧一致，两侧电流大小相等，方向相反，同理为穿越性电流，故差动保护不动作。

分析可知，零序电流超前零序电压100°，为线路正方向，符合区内断线故障特征。零序电流大小为0.477 A，大于零序II段定值0.47 A，时间持续不超过1.6 s，故零序保护不动作，因断线故障的零序电流是由两侧电源电势差所致(两侧主变中性点有接地点时)，在甲变电站侧零序II段动作跳开三相断路器后，系统对称，不会产生零序电势差，故不会继续产生零序电流。此阶段110 kV线路一A相发生断线故障，在断点处发生拉弧放电现象，断线导线向地面掉落，但此时未接地。

2.2 线路重合

(1) 110 kV甲变电站变侧2.5 s后重合闸动作，合上110 kV线路一断路器，符合重合闸整定要求。

(2) 在甲变电站变侧零序II段保护跳开110 kV线路一断路器后，乙水电厂解网运行，线路传输的有功功率和无功功率突然下降为0，乙水电厂内发变组高周保护动作，跳开1，2号主变高压侧断路器，110 kV乙水电厂110 kV母线失压，此时110 kV乙变电站110 kV线路一侧由电源侧变成弱馈侧。

通过分析可知，此阶段110 kV线路一A相断线接地，乙水电厂内1，2号主变高压侧断路器跳闸，发电机组解网运行。

2.3 重合于故障

(1) 110 kV甲变电站侧110 kV线路一断路器重合后，在线路一A相产生故障电流，110 kV线路一保护装置差流2.408 A，达到纵差保护定值(分相差动电流定值0.5 A/0 s)，差动保护正确动作。

通过阻抗分析可知，此时A相接地阻抗达到2.11 Ω，满足接地距离I段定值(2.25 Ω/0 s)及距离重合后加速动作定值(20.85 Ω/0 s)，接地距离I段保护动作，同时距离重合后加速动作。

(2) 110 kV乙变电站侧110 kV线路一为弱馈侧，110 kV线路一A相接地后两侧差动保护动作，110 kV乙变电站侧110 kV线路一断路器跳闸。因110 kV线路一甲变电站侧保护为重合后加速动作，保护永跳出口，本侧保护装置同时收到永跳命令，故本侧断路器不会重合。

通过分析可知，此阶段110 kV线路一A相断线接地，110 kV甲变电站侧110 kV线路一断路器重合于故障线路，110 kV线路一两侧断路器跳闸。

3 故障线路测距分析

故障110 kV线路一两侧保护测距均为16.551 km，而线路全长为16.1 km，实际断线故障点距甲变电站侧约3 km处，两侧保护测距不正确。

PSL621UD型光纤保护为了消除经过渡电阻故障时产生的测距误差而采用双端电气量的测距方法，测距公式为：

其中：Dmf为测距结果，为本侧正序电压，为对侧正序电压，为本侧正序电流，为对侧正序电流，Z为本路线路全长正序阻抗，Dl为本路线路全长。

双端测距使用的是两端的电气量进行测算，因乙水电厂侧在接地故障前由电源侧转为弱馈侧，在断线接地故障时，正序电流均为0，使得双端测距结果不准确，无法消除过渡电阻带来的影响，而该线路接地时故障电压超前故障电流20°左右(线路阻抗角为71°)，可看出是经过过渡电阻接地，故两侧保护测距不正确，此时的测距结果已无参考意义。线路一正序电抗为j3.47 Ω，现场根据保护装置接地时计算出的电抗值为j0.786 Ω，基于单端测距理论计算的测距为：

该数据与故障点实际位置基本吻合。

4 结论

(1) 该水电厂并网线路单相断线故障过程中产生的零序电流为穿越性电流，而不产生差流；线路零序II段保护先动作而零序差动保护不动作。

(2) 甲变电站侧线路一的跳闸造成水电厂侧发电机组突然甩负荷，高周保护动作切除2台主变的110 kV侧断路器，使得水电厂侧110 kV母线由电源侧变成了弱馈侧。

(3) 单相断线后，水电厂侧为弱馈侧，导致双端测距方法在水电厂110 kV并网线路单相断线故障时测距不准，单端测距法相对较准确。

(4) 该水电厂110 kV并网线路单相断线特征及过程的分析，对此类型故障的快速判断与定位提供了依据。