110kV線路保護(hù)拒動原因分析

上海滬怡電氣科技有限公司

110kV線路保護(hù)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(hù)裝置拒動，引起越級跳閘的事故入手，剖析保護(hù)裝置拒動的原因。指出在電氣設(shè)備安裝工程中，注意電氣一次設(shè)備極性的重要性，以提高保護(hù)動作的選擇性、可靠性。[關(guān)鍵詞]110kV線路 保護(hù)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(jī)總?cè)萘?0580kW，以自發(fā)電為主，不足部分從國家電網(wǎng)雙堰220kV變電站引進(jìn)解決。供電電網(wǎng)是以110kV和35kV線路為骨架的輸送電網(wǎng)絡(luò)，10kV線路為配電網(wǎng)絡(luò)。主要電源及聯(lián)絡(luò)線構(gòu)成的明星電網(wǎng)如圖1所示。
圖1明星電網(wǎng)主接線圖

2.110kV線路故障現(xiàn)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(jīng)巡線發(fā)現(xiàn)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(yùn)行方式及故障后保護(hù)動作狀況如下：
2.1 110kV系統(tǒng)：
①電源部分：三星水電廠2#機(jī)、3#機(jī)（2#主變中性點接地）。
②電網(wǎng)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(yùn)行（110kV母聯(lián)113#開關(guān)處于運(yùn)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(jī)、小白塔電站1～5#機(jī)、龍鳳電站1～5#機(jī)。
②電網(wǎng)部分：小白塔電站、龍鳳電站所有機(jī)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(jī)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(hù)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(guān)接地距離Ⅰ段動作跳閘。故障錄波裝置顯示0.3km，保護(hù)動作測距0.6km，A相接地故障；3473ms后檢無壓重合閘成功。
保護(hù)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(hù)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(guān)零序電流Ⅲ段動作跳閘，動作值：247A；
保護(hù)定值：零序電流Ⅲ段210A、2.2s。
②雙堰站164#開關(guān)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(hù)定值：接地距離Ⅱ段：6.1Ω，1.1s；零序電流Ⅱ段1200A、1.1s。
3.保護(hù)動作分析：
3.1應(yīng)正確動作的保護(hù)：
①雙堰站110kV堰北Ⅰ線163#開關(guān)接地距離Ⅰ段動作；
②遂北站110kV堰北Ⅰ線153#開關(guān)接地距離Ⅱ段、零序電流Ⅱ段。
因遂北站153#開關(guān)保護(hù)拒動，雙堰站164#開關(guān)接地距離、零序電流Ⅱ段動作斷開雙堰站側(cè)短路電流；遂北站Ⅱ#主變高壓側(cè)零序電壓閉鎖電流保 護(hù)動作斷開Ⅱ#主變35kV側(cè)提供到遂北站110kV 3M的短路電流；金梅站35kV金515#開關(guān)過流Ⅲ段動作，斷開35kV側(cè)提供到遂北站110kV 1M、3M的短路電流；因遂南站南北線141#開關(guān)保護(hù)裝置故障拒動，三星水電廠星南線111#開關(guān)零序電流Ⅲ段動作斷開三星2#、3#發(fā)電機(jī)提供的短路 電流，從而，斷開了所有與短路點有關(guān)的電源。堰北Ⅰ線2007年6月投產(chǎn)，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(yùn)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(hù)拒動的原因分析
遂南站110kV南北線141#開關(guān)保護(hù)裝置在故障發(fā)生之前已檢查到是保護(hù)模塊問題，處理尚未完成。遂北站153#開關(guān)保護(hù)零序電流、接地距離 均未動作。遂北站110kV堰北Ⅰ線153#開關(guān)采用北京四方利水的HSL-164保護(hù)裝置。該保護(hù)裝置的零序方向電流保護(hù)由零序電流元件與零序方向元件 組成；接地距離保護(hù)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(hù)，還是接地距離保護(hù)均在保護(hù)裝置起動元件起動后達(dá)到定 值時動作。
HSL-164的起動元件由兩部分構(gòu)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(hù)裝置內(nèi)部接在N411線上的零序電流互感器產(chǎn)生的外接零序電流，其原理如圖2所示。
圖２HSL-164保護(hù)裝置交流電流回路
當(dāng)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(hù)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(dá) 到定值。在中性點直接接地的網(wǎng)絡(luò)中，零序電壓與零序電流的關(guān)系是：保護(hù)安裝處的零序電流由母線流向被保護(hù)線路（保護(hù)取用的電流方向），同時零序分量電流、 電壓僅存在零序網(wǎng)絡(luò)中。零序網(wǎng)絡(luò)是無源網(wǎng)絡(luò)，因此保護(hù)方向上接地故障時的零序網(wǎng)絡(luò)如圖3所示。

Z0是保護(hù)安裝處保護(hù)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(hù)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(jī)繼電保護(hù)測試儀在HSL-164保護(hù)裝置上加一相（A相）電流，從保護(hù)裝置本體上顯示Ia：，0°；3I0： ，-180°。由保護(hù)裝置交流電流回路可知，在這種試驗條件下Ia、3I0應(yīng)該一致。而實際數(shù)據(jù)表明3I0方向接反，由上圖可知在3I0反向時保護(hù)裝置不會判別為故障方向，保護(hù)不動作。
接地距離保護(hù)是受系統(tǒng)運(yùn)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(hù)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(hù)的資料。
當(dāng)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(bǔ)償?shù)南嚯娏鹘泳€方式，其測量阻抗Zm可表示為

由方向判據(jù)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(hù)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(hù)裝置拒動。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)在堰北Ⅰ線投運(yùn)時，因為一次回路電流互感器極性接反，做帶 負(fù)荷試驗時保護(hù)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(yùn)行情況下是沒有零序電流產(chǎn)生的，保護(hù)裝置也未告警，從而造成本次接地故障保 護(hù)拒動。
4.結(jié)論
根據(jù)《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(dāng)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(shè)備已經(jīng)運(yùn)行的情況下，應(yīng)正確區(qū)分電氣設(shè)備的極性，并正確安裝，避免在電氣二次回路上帶電進(jìn)行的調(diào)線工作。因一 次設(shè)備極性安裝不正確需在二次回路上改變極性時應(yīng)在CT、PT出口端子箱處更改，避免在保護(hù)裝置上更改而造成失誤。為了防止保護(hù)誤動，根據(jù)國家電網(wǎng)公司 《防止繼電保護(hù)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。