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110kV线路保护拒动原因分析

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2010/5/17 15:29:53   

[摘 要] 本文是从110kV线路发生接地故障,线路保护装置拒动,引起越级跳闸的事故入手,剖析保护装置拒动的原因。指出在电气设备安装工程中,注意电气一次设备极性的重要性,以提高保护动作的选择性、可靠性。

[关键词]110kV线路 保护拒动 问题分析 
 

1.概述
明星电力公司电力系统水力发电装机总容量70580kW,以自发电为主,不足部分从国家电网双堰220kV变电站引进解决。供电电网是以110kV和35kV线路为骨架的输送电网络,10kV线路为配电网络。主要电源及联络线构成的明星电网如图1所示。

图1明星电网主接线图
 
2.110kV线路故障现象
2007年7月某日,遂北变电站至双堰变电站的堰北Ⅰ线因雷击发生接地故障(如图1中d1所示)。后经巡线发现因雷击110kV堰北Ⅰ线从双堰站出线第8#铁塔A相有2片绝缘子被击穿,过桥损伤。故障前运行方式及故障后保护动作状况如下:
2.1 110kV系统:
①电源部分:三星水电厂2#机、3#机(2#主变中性点接地)。
②电网部分:三星水电厂110kV南星线→110kV遂南变电站110kV南北线;遂北变电站110kV堰北Ⅰ线、堰北Ⅱ线并联运行(110kV母联113#开关处于运行状态),遂北站Ⅱ#主变中性点接地。
2. 2 35kV系统:
①电源部分:三星水电站1#机、小白塔电站1~5#机、龙凤电站1~5#机。
②电网部分:小白塔电站、龙凤电站所有机组通过35kV龙金线→35kV金梅变电站35kV热金线→热电厂35kV变电站35kV热北线→110kV遂北变电站35kV母线。
三星水电站1#机通过35kV星小线→110kV遂南变电站35kV南金线→35kV金梅变电站母线。
2.3保护动作情况
双堰站→三星水电站方向:
①双堰站110kV堰北Ⅰ线163#开关接地距离Ⅰ段动作跳闸。故障录波装置显示0.3km,保护动作测距0.6km,A相接地故障;3473ms后检无压重合闸成功。
保护定值:接地距离Ⅰ段2.86Ω,0s
②遂北站Ⅱ#主变零序电压闭锁零序过流Ⅱ段一时限出口动作跳闸;
保护定值:84A,1.2s
三星水电站→双堰站方向:
①三星水电厂110kV星南线111#开关零序电流Ⅲ段动作跳闸,动作值:247A;
保护定值:零序电流Ⅲ段210A、2.2s。
②双堰站164#开关接地距离Ⅱ段、零序过流Ⅱ段动作跳闸;3474ms后检无压重合闸成功。
保护定值:接地距离Ⅱ段:6.1Ω,1.1s;零序电流Ⅱ段1200A、1.1s。
3.保护动作分析:
3.1应正确动作的保护:
①双堰站110kV堰北Ⅰ线163#开关接地距离Ⅰ段动作;
②遂北站110kV堰北Ⅰ线153#开关接地距离Ⅱ段、零序电流Ⅱ段。
因遂北站153#开关保护拒动,双堰站164#开关接地距离、零序电流Ⅱ段动作断开双堰站侧短路电流;遂北站Ⅱ#主变高压侧零序电压闭锁电流保护动作断开Ⅱ#主变35kV侧提供到遂北站110kV 3M的短路电流;金梅站35kV金热线515#开关过流Ⅲ段动作,断开35kV侧提供到遂北站110kV 1M、3M的短路电流;因遂南站南北线141#开关保护装置故障拒动,三星水电厂星南线111#开关零序电流Ⅲ段动作断开三星2#、3#发电机提供的短路电流,从而,断开了所有与短路点有关的电源。堰北Ⅰ线2007年6月投产,全线采用双串防污型绝缘子,在雷击线路接地短路电弧消失后,线路绝缘仍满足运行电压要求,双堰站堰北Ⅰ、Ⅱ检无压重合成功。
3.2110kV线路保护拒动的原因分析
遂南站110kV南北线141#开关保护装置在故障发生之前已检查到是保护模块问题,处理尚未完成。遂北站153#开关保护零序电流、接地距离均未动作。遂北站110kV堰北Ⅰ线153#开关采用北京四方利水的HSL-164保护装置。该保护装置的零序方向电流保护由零序电流元件与零序方向元件组成;接地距离保护由三部分组成即:偏移特性阻抗元件、零序电抗元件、方向元件。无论是零序电流保护,还是接地距离保护均在保护装置起动元件起动后达到定值时动作。
HSL-164的起动元件由两部分构成:第一部分是带有浮动门槛的相电流突变量起动;第二部分是零序辅助电流起动,该零序辅助电流由保护装置内部接在N411线上的零序电流互感器产生的外接零序电流,其原理如图2所示。

图2HSL-164保护装置交流电流回路
当线路发生接地故障时,相电流突变量、零序辅助电流起动元件同时起动。保护起动后,由零序电压与外接零序电流判别零序功率方向及零序电流是否达到定值。在中性点直接接地的网络中,零序电压与零序电流的关系是:保护安装处的零序电流由母线流向被保护线路(保护取用的电流方向),同时零序分量电流、电压仅存在零序网络中。零序网络是无源网络,因此保护方向上接地故障时的零序网络如图3所示。
Z0是保护安装处保护反方向的等值零序阻抗,由图3可得
式中:φ0为Z0的阻抗角,一般φ0=70°~85°。
在保护方向上发生接地故障时,3U0滞后3I0的相角是110°~95°,且滞后的相角不受过渡电阻Rg影响,仅取决于反方向上的零序阻抗角。用微机继电保护测试仪在HSL-164保护装置上加一相(A相)电流,从保护装置本体上显示Ia:5A,0°;3I0:5A ,-180°。由保护装置交流电流回路可知,在这种试验条件下Ia、3I0应该一致。而实际数据表明3I0方向接反,由上图可知在3I0反向时保护装置不会判别为故障方向,保护不动作。
接地距离保护是受系统运行方式影响最小,反映接地故障较零序方向电流更灵敏的保护装置,为什么在这种接地故障时它也不动作呢?是不是也是方向不正确呢?带着疑问阅读了接地距离保护的资料。
当阻抗元件用于反映接地故障时,采用相电压和带有零序电流补偿的相电流接线方式,其测量阻抗Zm可表示为
 
由方向判据的公式可知,故障相电流与3倍零序电流同时由母线流向故障点,因零序电流极性接反与相电流方向相抵,使阻抗继电器的方向元件无法正确判别,保护装置拒动。
由上面的分析,可以确定因为零序电流回路的极性接反造成线路保护装置拒动。经检查发现在堰北Ⅰ线投运时,因为一次回路电流互感器极性接反,做带负荷试验时保护装置检测的功率方向与实际的功率方向相反。于是将二次回路中A、B、C相电流极性交换。即将HSL-164交流电流回路中端子接线9、10、11与13、14、15互换,而忽视了交换12、16。因为线路在正常运行情况下是没有零序电流产生的,保护装置也未告警,从而造成本次接地故障保护拒动。
4.结论
根据《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》(GBJ148-90)第3.3.2条条文说明:“对同一型式、同一种电压等级的互感器,当并列安装时,要求在同一水平面上,极性方向一致”。
对于变电站改造工程,在原有电气设备已经运行的情况下,应正确区分电气设备的极性,并正确安装,避免在电气二次回路上带电进行的调线工作。因一次设备极性安装不正确需在二次回路上改变极性时应在CT、PT出口端子箱处更改,避免在保护装置上更改而造成失误。为了防止保护误动,根据国家电网公司《防止继电保护和直流系统事故》制度的要求,将电压互感器二次线圈中性点接地引至主控室一点接地。
 
参考书目:
1、许正亚《变压器及中低压网络数字式保护》中国水利水电出版社
2、《电力工程电气设计手册(电气二次部分)》
3、《电气装置安装工程施工及验收规范(合编)》
4、国家电网公司《防止继电保护和直流系统事故》

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