2例110 kV线路故障掉闸分析

段巍钊

国网运城供电公司,山西 运城 044000

0 引言

继电保护装置用于切除电力系统中的各类故障,但由于电力系统的复杂性,各种类型故障所产生的现象及后果均有所不同,反映在继电保护装置上所产生的现象通常为不同类型的保护启动。110 kV及以上系统均为大电流接地系统,发生故障时应快速切除故障[1]。其中,110 kV线路的主保护为距离保护与零序电流保护[2-3]。本文分析了2起110 kV线路距离保护与零序电流保护均同时动作的情况,但线路的具体故障特性不同,导致调度员对2起事故处理采取了不同的处置措施。

1 110 kV系统的保护配置情况

某电网110 kV线路配置的接地保护有零序接地保护、接地距离保护,其接地距离Ⅰ段、零序Ⅰ段的保护范围均按照被保护线路全长的80%整定[2],动作时限为0 s或0.3 s。接地距离Ⅱ段、零序Ⅱ段按照保护线路的全长整定,动作时限为0.3 s(XZ线)或0.6 s(甲1线)。考虑经济性原因,通常情况下,末端变电站的进线开关如图1或图2中的201、202开关,均不配置保护。通过上级电源侧的101、102开关保护动作切除故障。当故障发生后,101、102开关分闸,201、202开关为合闸。

图1 110 kV XZ线运行方式图

图2 110 kV甲站运行方式图

110 kV主变的主保护为差动保护与瓦斯保护,为避免所接的110 kV线路发生单相接地时中性点电压升高击穿变压器绝缘,主变增设零序电压保护即间隙过压保护,动作时限为0.5 s,保护动作定值取110kV母线PT开口三角形电压,动作值150 V,动作逻辑切除主变各侧开关[4]。

2 事故前运行方式及过程

2.1 110 kV XZ线故障掉闸情况

2020年7月,某电网220 kV XXZ站110 k VXZ线101开关“零序Ⅱ段”“接地距离Ⅱ段”动作掉闸,重合成功。110 kV XZ线所接XZ站110 kV 1号、2号主变高后备间隙过压动作掉。掉闸后,XZ站110 kV母线电压为:A相66.7 kV、B相2.7 kV、C相66.6 kV,线电压为65.4 kV,XZ站110 kV主变以下设备失压。110 kV XZ线运行方式如图1所示。

当值调度员初步判定110 kV XZ线发生线路断线故障,导致XZ站110 kV B相母线电压快速降低。此时XZ站的备供线路110 kV WX线检修工作结束,可以将XZ站转移至WX线供电。当值调度员将110 kV XZ线线路两侧开关拉开后,通过110 kV WX线转运行的方式恢复了XZ站的供电。

故障发生后,经现场检查发现110 kV XZ站站内主变无故障,110 kV XZ线67号杆B相引流线线夹烧断,B相导线处于悬空位置(110 kV线路运行时间较长,且当时处于夏季高峰负荷时期,线路通过潮流较大,接近线路负载率的85%)。110 kV XZ线经过线路消缺、补强后,随即转入运行状态。

2.2 110 kV甲1线故障情况

2021年1月,某电网220 kV AA站110 kV甲1线101开关“接地距离Ⅱ段”“零序Ⅱ段”保护动作掉闸,重合成功,110 kV甲1线负荷由55 MW降至11 MW,检查甲站110 kV南母C相电压为7 kV,其余两相63 kV)3U0为116 V。甲1线两侧开关C相电流为20A(其余两相42A)。甲站所接110 kV用户反映供电质量下降、电压不平衡。110 kV甲站运行方式如图2所示。

因甲站110 kV转接110 kV用户属重要用户,须尽量减少停电,根据2020年7月110 kV XZ线故障情况综合分析,当值调度员试图用合上甲站110 kV母联200开关、拉开110 kV甲1线201开关的方式的方式恢复甲站正常供电。

当合上甲站110 kV母联200开关后,220 kV AA站110 kV甲1线101开关 “接地距离Ⅱ段”“零序Ⅱ段”保护动作掉闸,重合成功,110 kV甲2线102开关“接地距离Ⅱ段”“零序Ⅱ段”保护动作掉闸,重合复掉。当值调度员判断故障点位于甲站110 kV甲1线201开关侧,最终将110 kV甲1线退出运行后,通过110 kV甲2线恢复对甲站的供电。

经现场检查发现,110 kV甲1线线路无故障,110 kV甲站站内110 kV甲1线的201开关线路侧201隔离开关与线路龙门架构间C相引流线断,分别悬空或搭挂至隔离开关基座上。

3 事故分析

3.1 2例线路故障现象分析

2例线路事故保护动作情况一致,但由于线路所供馈线端变电站主变保护动作的不同,导致其不同的事故影响。2例事故的故障点如图3所示。

图3 110 kV XZ线、甲1线故障点示意图

可以看出2例故障的区别在于110 kV XZ线因67号杆B相引流线线夹烧断后导致B相导线断线且导线悬空,未与杆塔或地面接触。

而110 kV甲1线线路因甲站站内的201开关线路侧201隔离开关与线路龙门架构间C相引流线断,两侧引流线分别悬空或搭挂至隔离开关基座上。110 kV甲1线故障点情况如图4所示。

图4 110 kV甲1线故障点情况

对于110 kV甲1线故障情况,由引线断开点分裂为2个系统:断开点至甲1线线路为110 kV甲1线线路B相断线运行,断开点至甲站主变侧为站内B相高压侧接地。对于此时甲2线,当110 kV分段200开关合闸时,甲1线与甲2线合环运行,相当于甲2线直接送至故障接地点,保护装置显示甲2线102开关“接地距离Ⅱ段”“零序Ⅱ段”保护动作掉闸,重合复掉,与故障点情况相符。

某电网110 kV系统站的主变中性点不接地运行,当区外发生故障时,通过主变间隙过压保护动作,切除主变各侧开关,以达到保护主变的目的。主变间隙过压保护取的保护电压为各站内的110 kV母线PT的开口三角形电压。110 kV XZ站、甲站站内主变保护情况的不同在于线路故障后造成的站内接地情况不同。而计算出发生故障时站内的母线PT开口三角形电压会为主变间隙保护提供动作依据。

3.2 2例线路故障向量分析

图5 110 kV系统断线示意图

图6 PT开口三角形电压示意图

利用对称分量法[5-6],以A相断线为例。因低压侧为三角形接线,则低压侧三相绕组电压相量和为0。因此,由图6可得:

(1)

(2)

又因A相断线,所以可得:

(3)

又得出:

(4)

(5)

而XZ站110 kV主变的间隙过压定值为150 V,经现场保护装置检查故障发生时,保护动作值为158 V,达到保护启动条件,XZ站主变间隙过压保护动作切除主变。

对于110 kV甲1线单相断线且甲站接地示意图如图7所示。

图7 单相断线接地示意图

(6)

达不到XZ站110 kV主变的间隙过压定值150 V,甲站内主变间隙过压保护不动作。

由以上分析得出,110 kV线路发生故障掉闸伴随线路所接主变间隙保护动作同时动作的情况,调度员应初步判定为线路发生故障,且无论线路重合闸动作与否都应视为线路存在断线隐患,应立即将线路退出运行,并通过备供线路恢复变电站供电且不能通过合解环方式恢复,避免备供线路合环于故障线路处引起伴生故障。

根据上述事故复盘及分析,本文所述2次故障后发生的3起110 kV线路故障伴随变电站间隙保护动作的情况,调度员均通过上述方式恢复了变电站供电。后经现场检查发现通常为线路发生永久性故障,如线路断线或异物搭挂等,变电站站内并无故障存在。

4 结束语

对于110 kV电力线路经常发生的单相接地故障,在未能判断具体故障点的情况,如线路是否接地或者线路悬空,都可能对线路所带变电站产生不同的影响,这都会对调度员处理事故造成困扰。本文分析了某电网2例110 kV线路的类似故障,针对其所带变电站主变保护动作情况的不同,采取了不同的处置措施,为调度员处理相似事故提供了理论依据。