继电保护越级跳闸事故的原因追溯及措施研究

肖洪光,郭永鑫,杨 璐

(国网吉林省电力有限公司培训中心,吉林 长春 130000)

0 引言

继电保护装置作为电力系统的重要组成部分,是保证电网运行、保护电气设备的主要装置[1]。继电保护装置由电流互感器、电压互感器、二次回路、继电保护本体、跳闸线圈和联动机构组成[2]。当运行设备故障短路时,若保护装置拒动或误动,将引起供电事故。供电事故轻则损坏供电设备,在极端情况下甚至会引起电力系统崩溃[3]。因此,电力系统要求继电保护装置能为其提供高灵敏度、可靠和精确的速动动作。

针对继电保护装置的技术应用,各方进行了相关研究。文献[4]提出基于电气闭锁原理的继电保护、通过专业的通信电缆和特殊机制,实现上下级供电联系开关的有效串联方法。该方法简单、易行,即便识别故障,电流也不会进入跳闸状态,但在长电缆传输条件下难以提供符合预期的可靠结果。文献[5]提出基于纵联差动保护的防越级跳闸技术,依靠光纤实现数据传递,并通过两侧数据对比实现故障区的识别和隔离。该技术保护精度高,能实现线路全长保护效果,但接线要求高,导致成本较高。文献[6]基于面向通用对象的变电站事件(generic object oriented substation event,GOOSE)通信机制的防越级跳闸技术,通过网络设计实现系统的迅速、稳定通信,满足实时跳闸、间隔逻辑闭锁操作。但该技术在干扰环境下存在规避丢失与故障干扰的问题。

变电站作为电气设备安全、可靠运行的重要环节,由于站内设备多样、自动化程度高、辐射区域广[7],一旦发生故障,将造成全站失电而引起大面积停电,严重影响电网的供电可靠性。因此,本文以某110 kV变电站发生的全场失电事故作为研究对象,研究变电站出现失电的相关原因和针对性的保护动作状况,并构建基于GOOSE通信的继电保护防越级跳闸系统。该系统通过协调保护动作和过流保护时间,可避免发生越级保护动作、信息丢失和故障干扰问题,从而保证系统灵敏度和实时性。

1 事故保护动作

1.1 事故概述

某110 kV变电站(A站)的2台110 kV/10 kV主变压器,带2条110 kV进线和内桥搭线、5条10 kV出线运行。系统主接线如图1所示。

图1 系统主接线图

事故发生前,220 kV 变电站B、变电站C、110 kV Ⅱ母线116开关和118开关处于正常运行状态。110 kV进线112开关通过110 kV母线桥100开关带2台主变运行。110 kV进线开关111实施热备用。10 kV分段开关18实施热备用。10 kV Ⅰ母线、Ⅱ母线分列运行。 变电站运行结构如图2所示。

图2 变电站运行结构示意图

2020年某时刻,变电站内发生火灾,一、二次设备严重损毁。事故后,运维人员进入现场检查,发现1#主变低压侧套管三相发生了渗油现象,遂对其进行了色谱分析。相关结果证实:总烃、氢、甲烷均发生了严重超标的现象;主变低压侧9开关柜及10 kV母线烧损严重;Ⅰ、Ⅱ母线部分出线柜及电容、电压互感柜内设备损害严重;2#主变各项数据均正常。

1.2 变电站保护动作

变压器保护动作报文及断路器动作情况如表1所示。

表1 变压器保护动作报文及断路器动作情况

1#主变低后备保护Ⅰ段限时速断电流保护动作,跳10 kV分段18开关;0.3 s后,Ⅱ段限时速断电流保护动作,跳1#主变9开关;0.6 s、0.9 s后,Ⅰ段、Ⅱ段出现复压闭锁过流保护动作,同时低后备保护再次动作。在此过程中,分段18开关处于热备用的状态,表明故障点出现在10 kV Ⅰ段母线。当9开关跳开后,低后备保护再次动作,由此可以判断9开关至电流互感器(current transformer,CT)间K2点出现故障。在这种情况下,后备保护不能切除故障点。

由1#主变低压侧CT变比4 000/5 A,计算故障时低压侧一次电流约13 650 A,结合现场9开关发生严重烧毁、故障类型为10 kV母线A/B/C三相短路故障,初步判定故障点位于9开关和10 kV Ⅰ 段母线间的K1点。

通过保护动作和现场检查发现:故障初期,故障电流过高,导致9开关起火,低后备保护跳9开关;大约35 s后,火势开始蔓延,故障点蔓延到了9开关静触头,导致三相弧光短路。因此,保护再次动作。

C站110 kV 118开关发生距离Ⅲ段保护动作,则118开关断开。由于111开关依旧处于热备用的状态,A站发生全站暂时性失电,低后备保护 Ⅰ 段、Ⅱ 段显示速断电流和复压闭锁过流保护动作。经过8.696 s后,110 kV备用自投装置保护动作,112开关跳开,111开关合闸,1#、2#主变被111开关带动运行。1#主变进行复式比率差动动作,111开关和桥100开关跳开动作。这是因为111开关带动1#主变,故障点已经存在于主变和CT间(即故障点K3),故障区域蔓延至主变差动保护范围,1#主变差流13.88 A,复式比率差动动作。1#主变动作后,变电站111开关和112进线处在分位,导致全站失电。

1#主变保护定值如表2所示。

表2 1#主变保护定值

2 事故原因分析

2.1 主变高后备保护动作分析

主变高后备保护采用复合电压闭锁过流保护。只有当复合闭锁满足条件时,才能触发规定电流值经延时后的保护动作。

复合电压闭锁逻辑如图3所示。

图3 复合电压闭锁逻辑图

以下两种条件下能够达到复压闭锁的要求:①本侧复压动作,即线电压或者负序电压满足整定值,且输出节点可以控制d277投入,复压闭锁动作处在闭合的状态;②邻侧复压闭锁控制d276投入、邻侧复压闭锁相关的接点动作。图3中,U276、U277分别表示邻侧和本侧复压闭锁投退,d048为复压闭锁电压低值,d067为复压闭锁负序电压值。

Ⅰ段、Ⅲ段复压闭锁采用相同的逻辑原理[8]。在复压元件d112和d167、复压过流、保护功能压板均投入时,当复压元件动作,任一相电流仅需超过整定值d114且方向元件动作。因此,经过整定动作时间d115后,复压闭锁电流保护动作,跳开开关。I段复压闭锁方向过流保护逻辑如图4所示。图4中:d114为复压过流定值;d115为复压过流时限。

图4 I段复压闭锁方向过流保护逻辑图

通过保护动作可知,作为1#主变低后备保护的1#主变高后备保护未动作。1#主变高后备保护投入Ⅰ段、Ⅲ段复压闭锁过流保护。Ⅲ段、Ⅰ段复压过流元件对字d140和字d112投入进行控制。复压元件可以对字d167和字d169投入进行控制、对邻侧复压闭锁字d276投入进行控制。

根据保护动作报文计算,1#主变低后备保护低压侧CT变比为4 000/5 A,低压侧一次电流约为13 288 A、二次动作故障电流为16.61 A。高压侧CT变比为800/5 A,由功率平衡[9]计算高压侧一次电流为1 328.8 A、二次故障电流达到了8.3 A,超过了Ⅰ段、Ⅲ段复压过流整定值(2.8 A)。这意味着电流达到了要求。根据复压闭锁条件,当电流满足条件,只要复压闭锁开放,则高后备Ⅰ段、Ⅲ段复压闭锁过流保护动作[10]。根据计算:故障期间正序电压有效值为55.5 V;复序电压为0 V;出线电压为96 V。因此,其大于复压闭锁电压低压值69 V,高压侧复压不满足条件。

由低后备保护定值可知,1#主变低后备复压闭锁输出接点可以控制字d277投入。低压侧三相发生短路时,故障电压达到了0,契合复压的相关条件,输出节点发生了动作。然而,在实际运行过程中,邻侧复压开放压板并没有动作,造成了邻侧复压闭锁接点无法接入高后备保护。低后备保护邻侧的相关复压动作同样没有投入高后备保护复压闭锁[11-12]。

2.2 距离Ⅲ段保护动作分析

根据分析可知,高后备Ⅰ段、Ⅲ段复压闭锁保护电流达到了相关条件,然而邻侧复压以及本侧复压均未开放复压闭锁。在这种情况下,高后备保护不动作,无法将故障切除,造成了C站118开关距离Ⅲ段动作。由C站118开关保护装置,可以获得距离Ⅲ段动作故障波形。

距离Ⅲ段动作故障波形如图5所示。

图5 距离Ⅲ段动作故障波形图

图5中:t0为正常时刻;t1为保护启动时刻;t2为保护未动作的故障态;t3为在三相跳闸的保护动作时刻;t4为118开关跳开。在t1～t3故障动作时,邻序电压3U以及零序电流3I一直为零,而相角、电压、故障电流都维持着对称不变的状态,表明1#主变低压侧故障点K2处发生了三相短路的情况。

本文通过计算t2时刻故障电流和电压值,得到故障点二次电压和电流参数如表3所示。

由表3可知,故障期间的故障电流IA、IB、IC三相电流约为9.6 A,电压约为55.6 V,保护电压波动较小而电流变化较大。以A相为例,对118开关保护定值进行核查,相间距离Ⅲ段整定值以及正定灵敏角分别为7.5 Ω和72°。由此可以求出故障阶段测量阻抗达到了5.83ej75.143°Ω,整定阻抗为7.5ej72°Ω,动作时间为2.5 s。这个计算结果满足118开关距离Ⅲ段动作条件,即距离 Ⅲ 段在t3时刻保护动作。其中,t1～t3时间差为2.51 s,与整定动作时间相近。由分析可知,1#主变高后备保护不动作,无法切除故障,距离 Ⅲ 段后备保护动作,118开关能够执行跳开动作,保护动作非常标准。

2.3 110 kV备用自投动作分析

故障前,桥100开关、进线112开关都处在合位态势,进线111开关跳开,Ⅰ、Ⅱ母线和进线Ⅲ开关线路电压处于备用自投停留充电状态。C站118开关跳开过程中,110 kV的Ⅰ、Ⅱ母线发生失压,进线Ⅲ开关线路显示电压,112开关无电流,满足备用自投。经8.643 s后,110 kV备用自投,112开关跳开。经确认后,进线111开关合位,整个110 kV备用自投动作无差错。

CT以及主变低压侧开关间发生三相短路后,1#主变高后备不满足闭锁条件,导致后备保护118开关出现距离Ⅲ动作,并在短时间内将故障切除。所以110 kV变电站出现全场失电。110 kV备用自投动作后,故障恢复。这导致1#主变差动保护过载被切除,110 kV变电站又一次出现全场失电。

3 保护逻辑优化

分析本次110 kV变电站全场失电可知:当1#主变高后备保护动作,只需要跳开100开关即可切除故障点;112开关仍继续带2#主变运行,故不会引起变电站全站失电。因此,需对保护动作进行改进,以保障故障排除过程中设备运行稳定。

①检查110 kV变电站主变保护邻侧复压开放硬压板投退情况,保证主变低压侧开关和CT间高后备保护动作准确,以消除保护死区。

②检查110 kV线路末端保护动作是否大于主变高后备复压过流保护动作,以确保线路末端不发生越级动作。

③检查110 kV主变保护定值单。当主变低后备保护动作时长小于Ⅰ段复压闭锁过流保护动作时,主变后备不发生越级动作。对110 kV备用自投情况进行检查,当110 kV主变差动、高后备保护动作时,备用自投放电,以免发生误动作。

4 基于GOOSE通信的继电保护

4.1 系统机构设计

GOOSE作为IEC 61850的服务模型之一,以高速P2P通信为基础,通过Ethernet的任意智能电子设备(intelligent electronic device,IED)建立通信连接,用于实时传送跳闸信号和间隔闭锁信号。本文采用基于GOOSE通信的继电保护越级系统。该系统采用了分布分层式环网光纤结构,包括管理层、网络层以及间隔层。防越级跳闸系统结构如图6所示。

图6 防越级跳闸系统结构图

各间隔的微机综合保护装置为间隔层。网络层由GOOSE交换机和光纤网组成。系统管理层由调度中心、电力监控分站和通信管理机组成。

①间隔层。间隔层的组成部分包括高开保护装置和微机综合保护装置,是防越级跳闸的基本单元。该单元通过具有通信功能的GOOSE实现系统控制和保护。其中,微机综合保护装置用于110 kV电压等级非直接接地系统线路和母线分段。其主要功能有接地保护、过负荷保护、充电保护重合闸、遥信、充电保护、录波、遥测等。

②网络层。GOOSE交换机和光纤网构成了网络层。变电站GOOSE交换机相互连接,组成了通信网。在各综合保护装置之间及地面保护装置、高开保护装置之间,防越级保护通过GOOSE交换机由下向上传至上级保护,而且借助通信网络向本地监控系统传输各遥测、遥控、遥感信号。

③管理层。管理层由电力监控分站、通信管理机组成,以实现系统的管理。

4.2 防越级跳闸功能

系统采用双处理器协同工作的模式。主处理器主要实现算法处理。协处理器完成通信、人机交互、对时以及时钟管理等任务。

4.2.1 主处理器软件架构

终端程序流程如图7所示。

图7 终端程序流程图

主处理器的组成部分有中断服务程序以及主程序。主程序能够落实系统的一系列辅助功能和监控功能。中断服务程序周期性地向主程序发出定时扫描数据请求,执行故障启动判别和保护功能。

4.2.2 启动元件判别

启动元件判别借助实时核算电气量,要求能达到很高的响应速度以及灵敏度。当继电设备故障时,能够瞬间判定故障元件。因此,由中断服务程序执行电流保护和接地选线的启动判据。

由于当前大量分布式电源接入电网,导致配电网负荷变化频繁,故采用电流正突变量作为保护元件启动条件,即电流增大时为正突变,执行启动元件。传统情况下,使用电流突变量时,不需要考虑电流突变的方向。一旦电流发生突变,启动元件也会实施动作。此启动元件能够预防启动越级跳闸闭锁的问题。负荷下降的问题易导致区域保护闭锁元件出现误动作。同时,为避免负荷频繁变化时区域保护闭锁元件误动作,需添加相应的采样峰值判据,从而在确保启动元件灵敏度的情况下增强监控的可靠性。

4.3 保护与防越级跳闸

防越级跳闸功能流程如图8所示。

图8 防越级跳闸功能流程图

鉴于防越级跳闸判别以及电流保护要求的实时性,由中断服务程序执行逻辑判定、信号发送、驱动跳闸出口功能,并通过主程序执行报文存储、事件顺序(sequence of event,SOE)记录发送、终端显示功能。

防越级跳闸系统借助逐级闭锁的相关运作机制,具体流程如下。①当线路发生短路故障时,启动闭锁元件,将故障闭锁信息发送至正向结点。②如果检测到相关故障,在规定期限内也能够接收到反向结点故障闭锁发送的针对性信息。在这种情况下,闭锁保护装置能够发生跳闸出口的现象,等待解锁定时器时间到或接收到下级保护装置解锁信号。若检测到故障,而规定时间内没有接收到相应的反向结点故障闭锁信息,就会立即出现闭锁保护装置跳闸的问题,故障也会被切除。③短路保护动作后,有关的保护装置会迅速判断断路器拒动操作的情况。若故障被切除,故障电流会消失,保护返回,并向正向节点发送故障解除闭锁的相关信息。若断路器始终存在拒动故障,则断路器失灵信息会被发送到上级保护装置。④在闭锁过程中,若切除故障,保护会返回。⑤为了使闭锁保护长时间保持闭锁,要给“区域保护解锁时限”安排定值。在故障始终无法消失的背景下,闭锁时间超过定值,闭锁会被强制解除,保护装置会发生跳闸问题,故障会被切除。

4.4 防越级跳闸测试

模拟检测系统如图9所示。

本文用图9所示线路模拟变电站越级跳闸故障。图9中,K1、K2、K3、K4、K5为高爆开关。本文在K3和K4设置两相短路问题进行试验,采用传统极继电保护模式和本文提出的基于GOOSE通信防越级跳闸系统进行比较试验。

图9 模拟检测系统示意图

D3短路故障继电保护检验结果对比如表4所示。

表4 D3短路故障继电保护检验结果对比

由测试结果可知,采用GOOSE通信的继电保护防越级跳闸系统并未出现越级跳闸现象,同时故障区外并未发生误动作操作。GOOSE通信继电保护系统采用电流正突变量作为启动调价,同时配合终端服务程序,利用相应的后备保护处理故障问题。供电系统继电保护动作区位置不变,无需进行极差配合,可避免越级跳闸出现,节约了大量处理时间。

5 结论

110 kV变电站主变低压侧和CT间存在保护死区,导致故障发生时,1#主变高后备无法满足闭锁条件,引起1#主变差动保护切除过载,出现全场失电。为消除故障点,可通过投复压闭锁开关硬压板保护低后备复压闭锁时高压侧复压闭锁开放。110 kV主变高低、后备保护动作和主变高后备Ⅰ段复压闭锁过流保护动作时间能够彼此协调,相互配合,以免发生越级保护动作。在此基础上,本文提出基于GOOSE通信的继电保护防越级跳闸系统,采用电流正突变量作为保护元件启动条件,由中断服务程序执行电流保护和防越级跳闸判别。这将有效规避信息丢失和故障干扰问题,保证系统的灵敏度和实时性。