水電廠110 kV并網線路縱向不對稱故障分析

張 俊，郭登科，董 龍，劉 博，馬美婷

(國網新疆電力有限公司昌吉供電公司，新疆 昌吉 831100)

0 引言

電力系統縱向不對稱故障一般指的是一相斷開或兩相斷開的非全相運行狀態，在電力系統實際運行中斷線故障發生的概率較小。

正因如此，在線路保護整定計算時往往較少考慮斷線故障的影響，導致斷線故障發生時，電力系統繼電保護及自動裝置的動作情況難以預料。因此，有必要總結斷線故障規律，以便快速判斷和定位電力系統故障。

以某水電廠一起110 kV并網線路縱向不對稱故障為例，對縱向不對稱故障中發生最多的單相斷線故障繼電保護動作行為進行研究。

1 故障概況

故障發生前，110 kV甲變電站以110 kV I，Ⅱ母并列運行；110 kV乙水電廠以110 kV單母線運行，1號主變110 kV側、2號主變110 kV側及110 kV線路一運行于I母。線路全長16.1 km。

甲變電站側110 kV線路一縱聯差動保護動作、接地距離I段動作、零序II段保護動作、重合閘動作、重合后加速動作，重合不成功。乙水電廠側110 kV線路一縱差保護動作、保護永跳出口動作。故障發生前，該電力系統運行方式如圖1所示。

圖1 故障前系統運行方式

2 故障典型特征

本次故障的特殊性在于故障線路的一側為水電廠，且斷線故障演變為斷線接地故障，故障時序如圖2所示。

圖2 故障時序

(1) 區內A相導線斷線導致甲變電站側110 kV線路一斷路器跳閘階段。期間110 kV乙水電廠側保護未動作，斷路器未跳開。

(2) 線路重合階段。期間110 kV乙水電廠側高周保護動作跳開站內1，2號主變高壓側斷路器。

(3) 線路重合于故障階段。

2.1 斷線故障

2.1.1 110 kV甲變電站側

110 kV線路一A相電流由負荷電流逐漸轉變為0，B，C相電流增大，零序電流增大(小于正常負荷電流)，A相電壓降低至55 V，并在A相電流消失后恢復正常，C相電壓在此過程中也稍有降低，并在跳閘后恢復正常，符合該線路A相斷線的故障特征。

B，C相負荷電流增大是由于A相突然斷線導致水輪發電機的輸出功率減少，因機組原動機出力不變，使得發電機加速，機組功角變化增大所致。

單相斷線后在斷線處出現負序電流和零序電流(在斷線處兩側均有接地中性點)。零序II段保護動作前零序電流流向如圖3所示。因斷線故障為縱向故障，等效于在斷點兩側有個零序電壓源，而A相電流由負荷電流降至0時持續時間為700 ms左右，判斷該相斷線過程中出現短時拉弧，由于線路上的電流為穿越性電流，有別于接地故障，故差動保護不動作。

圖3 零序電流流向

通過零序II段保護動作相量分析可知，零序電流超前零序電壓101°，為線路正方向，電流為0.591 A，大于定值0.42 A，時間持續超過0.4 s，零序II段保護正確動作。

2.1.2 110 kV乙水電廠側

110 kV線路一A相電流由負荷電流轉變為0，B，C相電流增大，零序電流增大(小于正常負荷電流)，波形特征與甲變電站側一致，兩側電流大小相等，方向相反，同理為穿越性電流，故差動保護不動作。

分析可知，零序電流超前零序電壓100°，為線路正方向，符合區內斷線故障特征。零序電流大小為0.477 A，大于零序II段定值0.47 A，時間持續不超過1.6 s，故零序保護不動作，因斷線故障的零序電流是由兩側電源電勢差所致(兩側主變中性點有接地點時)，在甲變電站側零序II段動作跳開三相斷路器后，系統對稱，不會產生零序電勢差，故不會繼續產生零序電流。此階段110 kV線路一A相發生斷線故障，在斷點處發生拉弧放電現象，斷線導線向地面掉落，但此時未接地。

2.2 線路重合

(1) 110 kV甲變電站變側2.5 s后重合閘動作，合上110 kV線路一斷路器，符合重合閘整定要求。

(2) 在甲變電站變側零序II段保護跳開110 kV線路一斷路器后，乙水電廠解網運行，線路傳輸的有功功率和無功功率突然下降為0，乙水電廠內發變組高周保護動作，跳開1，2號主變高壓側斷路器，110 kV乙水電廠110 kV母線失壓，此時110 kV乙變電站110 kV線路一側由電源側變成弱饋側。

通過分析可知，此階段110 kV線路一A相斷線接地，乙水電廠內1，2號主變高壓側斷路器跳閘，發電機組解網運行。

2.3 重合于故障

(1) 110 kV甲變電站側110 kV線路一斷路器重合后，在線路一A相產生故障電流，110 kV線路一保護裝置差流2.408 A，達到縱差保護定值(分相差動電流定值0.5 A/0 s)，差動保護正確動作。

通過阻抗分析可知，此時A相接地阻抗達到2.11 Ω，滿足接地距離I段定值(2.25 Ω/0 s)及距離重合后加速動作定值(20.85 Ω/0 s)，接地距離I段保護動作，同時距離重合后加速動作。

(2) 110 kV乙變電站側110 kV線路一為弱饋側，110 kV線路一A相接地后兩側差動保護動作，110 kV乙變電站側110 kV線路一斷路器跳閘。因110 kV線路一甲變電站側保護為重合后加速動作，保護永跳出口，本側保護裝置同時收到永跳命令，故本側斷路器不會重合。

通過分析可知，此階段110 kV線路一A相斷線接地，110 kV甲變電站側110 kV線路一斷路器重合于故障線路，110 kV線路一兩側斷路器跳閘。

3 故障線路測距分析

故障110 kV線路一兩側保護測距均為16.551 km，而線路全長為16.1 km，實際斷線故障點距甲變電站側約3 km處，兩側保護測距不正確。

PSL621UD型光纖保護為了消除經過渡電阻故障時產生的測距誤差而采用雙端電氣量的測距方法，測距公式為：

其中：Dmf為測距結果，為本側正序電壓，為對側正序電壓，為本側正序電流，為對側正序電流，Z為本路線路全長正序阻抗，Dl為本路線路全長。

雙端測距使用的是兩端的電氣量進行測算，因乙水電廠側在接地故障前由電源側轉為弱饋側，在斷線接地故障時，正序電流均為0，使得雙端測距結果不準確，無法消除過渡電阻帶來的影響，而該線路接地時故障電壓超前故障電流20°左右(線路阻抗角為71°)，可看出是經過過渡電阻接地，故兩側保護測距不正確，此時的測距結果已無參考意義。線路一正序電抗為j3.47 Ω，現場根據保護裝置接地時計算出的電抗值為j0.786 Ω，基于單端測距理論計算的測距為：

該數據與故障點實際位置基本吻合。

4 結論

(1) 該水電廠并網線路單相斷線故障過程中產生的零序電流為穿越性電流，而不產生差流；線路零序II段保護先動作而零序差動保護不動作。

(2) 甲變電站側線路一的跳閘造成水電廠側發電機組突然甩負荷，高周保護動作切除2臺主變的110 kV側斷路器，使得水電廠側110 kV母線由電源側變成了弱饋側。

(3) 單相斷線后，水電廠側為弱饋側，導致雙端測距方法在水電廠110 kV并網線路單相斷線故障時測距不準，單端測距法相對較準確。

(4) 該水電廠110 kV并網線路單相斷線特征及過程的分析，對此類型故障的快速判斷與定位提供了依據。