110kV線路保護拒動原因分析
[摘 要] 本文是從110kV線路發(fā)生接地故障,線路保護裝置拒動,引起越級跳閘的事故入手,剖析保護裝置拒動的原因。指出在電氣設備安裝工程中,注意電氣一次設備極性的重要性,以提高保護動作的選擇性、可靠性。[關鍵詞]110kV線路 保護拒動 問題分析
1.概述
明星電力公司電力系統(tǒng)水力發(fā)電裝機總容量70580kW,以自發(fā)電為主,不足部分從國家電網雙堰220kV變電站引進解決。供電電網是以110kV和35kV線路為骨架的輸送電網絡,10kV線路為配電網絡。主要電源及聯(lián)絡線構成的明星電網如圖1所示。
圖1明星電網主接線圖
2.110kV線路故障現象
2007年7月某日,遂北變電站至雙堰變電站的堰北Ⅰ線因雷擊發(fā)生接地故障(如圖1中d1所示)。后經巡線發(fā)現因雷擊110kV堰北Ⅰ線從雙堰站出線第8#鐵塔A相有2片絕緣子被擊穿,過橋損傷。故障前運行方式及故障后保護動作狀況如下:
2.1 110kV系統(tǒng):
①電源部分:三星水電廠2#機、3#機(2#主變中性點接地)。
②電網部分:三星水電廠110kV南星線→110kV遂南變電站110kV南北線;遂北變電站110kV堰北Ⅰ線、堰北Ⅱ線并聯(lián)運行(110kV母聯(lián)113#開關處于運行狀態(tài)),遂北站Ⅱ#主變中性點接地。
2. 2 35kV系統(tǒng):
①電源部分:三星水電站1#機、小白塔電站1~5#機、龍鳳電站1~5#機。
②電網部分:小白塔電站、龍鳳電站所有機組通過35kV龍金線→35kV金梅變電站35kV熱金線→熱電廠35kV變電站35kV熱北線→110kV遂北變電站35kV母線。
三星水電站1#機通過35kV星小線→110kV遂南變電站35kV南金線→35kV金梅變電站母線。
2.3保護動作情況
雙堰站→三星水電站方向:
①雙堰站110kV堰北Ⅰ線163#開關接地距離Ⅰ段動作跳閘。故障錄波裝置顯示0.3km,保護動作測距0.6km,A相接地故障;3473ms后檢無壓重合閘成功。
保護定值:接地距離Ⅰ段2.86Ω,0s
②遂北站Ⅱ#主變零序電壓閉鎖零序過流Ⅱ段一時限出口動作跳閘;
保護定值:84A,1.2s
三星水電站→雙堰站方向:
①三星水電廠110kV星南線111#開關零序電流Ⅲ段動作跳閘,動作值:247A;
保護定值:零序電流Ⅲ段210A、2.2s。
②雙堰站164#開關接地距離Ⅱ段、零序過流Ⅱ段動作跳閘;3474ms后檢無壓重合閘成功。
保護定值:接地距離Ⅱ段:6.1Ω,1.1s;零序電流Ⅱ段1200A、1.1s。
3.保護動作分析:
3.1應正確動作的保護:
①雙堰站110kV堰北Ⅰ線163#開關接地距離Ⅰ段動作;
②遂北站110kV堰北Ⅰ線153#開關接地距離Ⅱ段、零序電流Ⅱ段。
因遂北站153#開關保護拒動,雙堰站164#開關接地距離、零序電流Ⅱ段動作斷開雙堰站側短路電流;遂北站Ⅱ#主變高壓側零序電壓閉鎖電流保 護動作斷開Ⅱ#主變35kV側提供到遂北站110kV 3M的短路電流;金梅站35kV金515#開關過流Ⅲ段動作,斷開35kV側提供到遂北站110kV 1M、3M的短路電流;因遂南站南北線141#開關保護裝置故障拒動,三星水電廠星南線111#開關零序電流Ⅲ段動作斷開三星2#、3#發(fā)電機提供的短路 電流,從而,斷開了所有與短路點有關的電源。堰北Ⅰ線2007年6月投產,全線采用雙串防污型絕緣子,在雷擊線路接地短路電弧消失后,線路絕緣仍滿足運行 電壓要求,雙堰站堰北Ⅰ、Ⅱ檢無壓重合成功。
3.2110kV線路保護拒動的原因分析
遂南站110kV南北線141#開關保護裝置在故障發(fā)生之前已檢查到是保護模塊問題,處理尚未完成。遂北站153#開關保護零序電流、接地距離 均未動作。遂北站110kV堰北Ⅰ線153#開關采用北京四方利水的HSL-164保護裝置。該保護裝置的零序方向電流保護由零序電流元件與零序方向元件 組成;接地距離保護由三部分組成即:偏移特性阻抗元件、零序電抗元件、方向元件。無論是零序電流保護,還是接地距離保護均在保護裝置起動元件起動后達到定 值時動作。
HSL-164的起動元件由兩部分構成:*部分是帶有浮動門檻的相電流突變量起動;第二部分是零序輔助電流起動,該零序輔助電流由保護裝置內部接在N411線上的零序電流互感器產生的外接零序電流,其原理如圖2所示。
圖2HSL-164保護裝置交流電流回路
當線路發(fā)生接地故障時,相電流突變量、零序輔助電流起動元件同時起動。保護起動后,由零序電壓與外接零序電流判別零序功率方向及零序電流是否達 到定值。在中性點直接接地的網絡中,零序電壓與零序電流的關系是:保護安裝處的零序電流由母線流向被保護線路(保護取用的電流方向),同時零序分量電流、 電壓僅存在零序網絡中。零序網絡是無源網絡,因此保護方向上接地故障時的零序網絡如圖3所示。
Z0是保護安裝處保護反方向的等值零序阻抗,由圖3可得
式中:φ0為Z0的阻抗角,一般φ0=70°~85°。
在保護方向上發(fā)生接地故障時,3U0滯后3I0的相角是110°~95°,且滯后的相角不受過渡電阻Rg影響,僅取決于反方向上的零序阻抗角。用微機繼電保護測試儀在HSL-164保護裝置上加一相(A相)電流,從保護裝置本體上顯示Ia:,0°;3I0: ,-180°。由保護裝置交流電流回路可知,在這種試驗條件下Ia、3I0應該一致。而實際數據表明3I0方向接反,由上圖可知在3I0反向時保護裝置不會判別為故障方向,保護不動作。
接地距離保護是受系統(tǒng)運行方式影響zui小,反映接地故障較零序方向電流更靈敏的保護裝置,為什么在這種接地故障時它也不動作呢?是不是也是方向不正確呢?帶著疑問閱讀了接地距離保護的資料。
當阻抗元件用于反映接地故障時,采用相電壓和帶有零序電流補償的相電流接線方式,其測量阻抗Zm可表示為
由方向判據的公式可知,故障相電流與3倍零序電流同時由母線流向故障點,因零序電流極性接反與相電流方向相抵,使阻抗繼電器的方向元件無法正確判別,保護裝置拒動。
由上面的分析,可以確定因為零序電流回路的極性接反造成線路保護裝置拒動。經檢查發(fā)現在堰北Ⅰ線投運時,因為一次回路電流互感器極性接反,做帶 負荷試驗時保護裝置檢測的功率方向與實際的功率方向相反。于是將二次回路中A、B、C相電流極性交換。即將HSL-164交流電流回路中端子接線9、 10、11與13、14、15互換,而忽視了交換12、16。因為線路在正常運行情況下是沒有零序電流產生的,保護裝置也未告警,從而造成本次接地故障保 護拒動。
4.結論
根據《電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規(guī)范》(GBJ148-90)第3.3.2條條文說明:“對同一型式、同一種電壓等級的互感器,當并列安裝時,要求在同一水平面上,極性方向一致”。
對于變電站改造工程,在原有電氣設備已經運行的情況下,應正確區(qū)分電氣設備的極性,并正確安裝,避免在電氣二次回路上帶電進行的調線工作。因一 次設備極性安裝不正確需在二次回路上改變極性時應在CT、PT出口端子箱處更改,避免在保護裝置上更改而造成失誤。為了防止保護誤動,根據國家電網公司 《防止繼電保護和直流系統(tǒng)事故》制度的要求,將電壓互感器二次線圈中性點接地引至主控室一點接地。