繼電保護越級跳閘事故的原因追溯及措施研究

肖洪光,郭永鑫,楊 璐

(國網吉林省電力有限公司培訓中心,吉林 長春 130000)

0 引言

繼電保護裝置作為電力系統的重要組成部分,是保證電網運行、保護電氣設備的主要裝置[1]。繼電保護裝置由電流互感器、電壓互感器、二次回路、繼電保護本體、跳閘線圈和聯動機構組成[2]。當運行設備故障短路時,若保護裝置拒動或誤動,將引起供電事故。供電事故輕則損壞供電設備,在極端情況下甚至會引起電力系統崩潰[3]。因此,電力系統要求繼電保護裝置能為其提供高靈敏度、可靠和精確的速動動作。

針對繼電保護裝置的技術應用,各方進行了相關研究。文獻[4]提出基于電氣閉鎖原理的繼電保護、通過專業的通信電纜和特殊機制,實現上下級供電聯系開關的有效串聯方法。該方法簡單、易行,即便識別故障,電流也不會進入跳閘狀態,但在長電纜傳輸條件下難以提供符合預期的可靠結果。文獻[5]提出基于縱聯差動保護的防越級跳閘技術,依靠光纖實現數據傳遞,并通過兩側數據對比實現故障區的識別和隔離。該技術保護精度高,能實現線路全長保護效果,但接線要求高,導致成本較高。文獻[6]基于面向通用對象的變電站事件(generic object oriented substation event,GOOSE)通信機制的防越級跳閘技術,通過網絡設計實現系統的迅速、穩定通信,滿足實時跳閘、間隔邏輯閉鎖操作。但該技術在干擾環境下存在規避丟失與故障干擾的問題。

變電站作為電氣設備安全、可靠運行的重要環節,由于站內設備多樣、自動化程度高、輻射區域廣[7],一旦發生故障,將造成全站失電而引起大面積停電,嚴重影響電網的供電可靠性。因此,本文以某110 kV變電站發生的全場失電事故作為研究對象,研究變電站出現失電的相關原因和針對性的保護動作狀況,并構建基于GOOSE通信的繼電保護防越級跳閘系統。該系統通過協調保護動作和過流保護時間,可避免發生越級保護動作、信息丟失和故障干擾問題,從而保證系統靈敏度和實時性。

1 事故保護動作

1.1 事故概述

某110 kV變電站(A站)的2臺110 kV/10 kV主變壓器,帶2條110 kV進線和內橋搭線、5條10 kV出線運行。系統主接線如圖1所示。

圖1 系統主接線圖

事故發生前,220 kV 變電站B、變電站C、110 kV Ⅱ母線116開關和118開關處于正常運行狀態。110 kV進線112開關通過110 kV母線橋100開關帶2臺主變運行。110 kV進線開關111實施熱備用。10 kV分段開關18實施熱備用。10 kV Ⅰ母線、Ⅱ母線分列運行。 變電站運行結構如圖2所示。

圖2 變電站運行結構示意圖

2020年某時刻,變電站內發生火災,一、二次設備嚴重損毀。事故后,運維人員進入現場檢查,發現1#主變低壓側套管三相發生了滲油現象,遂對其進行了色譜分析。相關結果證實:總烴、氫、甲烷均發生了嚴重超標的現象;主變低壓側9開關柜及10 kV母線燒損嚴重;Ⅰ、Ⅱ母線部分出線柜及電容、電壓互感柜內設備損害嚴重;2#主變各項數據均正常。

1.2 變電站保護動作

變壓器保護動作報文及斷路器動作情況如表1所示。

表1 變壓器保護動作報文及斷路器動作情況

1#主變低后備保護Ⅰ段限時速斷電流保護動作,跳10 kV分段18開關;0.3 s后,Ⅱ段限時速斷電流保護動作,跳1#主變9開關;0.6 s、0.9 s后,Ⅰ段、Ⅱ段出現復壓閉鎖過流保護動作,同時低后備保護再次動作。在此過程中,分段18開關處于熱備用的狀態,表明故障點出現在10 kV Ⅰ段母線。當9開關跳開后,低后備保護再次動作,由此可以判斷9開關至電流互感器(current transformer,CT)間K2點出現故障。在這種情況下,后備保護不能切除故障點。

由1#主變低壓側CT變比4 000/5 A,計算故障時低壓側一次電流約13 650 A,結合現場9開關發生嚴重燒毀、故障類型為10 kV母線A/B/C三相短路故障,初步判定故障點位于9開關和10 kV Ⅰ 段母線間的K1點。

通過保護動作和現場檢查發現:故障初期,故障電流過高,導致9開關起火,低后備保護跳9開關;大約35 s后,火勢開始蔓延,故障點蔓延到了9開關靜觸頭,導致三相弧光短路。因此,保護再次動作。

C站110 kV 118開關發生距離Ⅲ段保護動作,則118開關斷開。由于111開關依舊處于熱備用的狀態,A站發生全站暫時性失電,低后備保護 Ⅰ 段、Ⅱ 段顯示速斷電流和復壓閉鎖過流保護動作。經過8.696 s后,110 kV備用自投裝置保護動作,112開關跳開,111開關合閘,1#、2#主變被111開關帶動運行。1#主變進行復式比率差動動作,111開關和橋100開關跳開動作。這是因為111開關帶動1#主變,故障點已經存在于主變和CT間(即故障點K3),故障區域蔓延至主變差動保護范圍,1#主變差流13.88 A,復式比率差動動作。1#主變動作后,變電站111開關和112進線處在分位,導致全站失電。

1#主變保護定值如表2所示。

表2 1#主變保護定值

2 事故原因分析

2.1 主變高后備保護動作分析

主變高后備保護采用復合電壓閉鎖過流保護。只有當復合閉鎖滿足條件時,才能觸發規定電流值經延時后的保護動作。

復合電壓閉鎖邏輯如圖3所示。

圖3 復合電壓閉鎖邏輯圖

以下兩種條件下能夠達到復壓閉鎖的要求:①本側復壓動作,即線電壓或者負序電壓滿足整定值,且輸出節點可以控制d277投入,復壓閉鎖動作處在閉合的狀態;②鄰側復壓閉鎖控制d276投入、鄰側復壓閉鎖相關的接點動作。圖3中,U276、U277分別表示鄰側和本側復壓閉鎖投退,d048為復壓閉鎖電壓低值,d067為復壓閉鎖負序電壓值。

Ⅰ段、Ⅲ段復壓閉鎖采用相同的邏輯原理[8]。在復壓元件d112和d167、復壓過流、保護功能壓板均投入時,當復壓元件動作,任一相電流僅需超過整定值d114且方向元件動作。因此,經過整定動作時間d115后,復壓閉鎖電流保護動作,跳開開關。I段復壓閉鎖方向過流保護邏輯如圖4所示。圖4中:d114為復壓過流定值;d115為復壓過流時限。

圖4 I段復壓閉鎖方向過流保護邏輯圖

通過保護動作可知,作為1#主變低后備保護的1#主變高后備保護未動作。1#主變高后備保護投入Ⅰ段、Ⅲ段復壓閉鎖過流保護。Ⅲ段、Ⅰ段復壓過流元件對字d140和字d112投入進行控制。復壓元件可以對字d167和字d169投入進行控制、對鄰側復壓閉鎖字d276投入進行控制。

根據保護動作報文計算,1#主變低后備保護低壓側CT變比為4 000/5 A,低壓側一次電流約為13 288 A、二次動作故障電流為16.61 A。高壓側CT變比為800/5 A,由功率平衡[9]計算高壓側一次電流為1 328.8 A、二次故障電流達到了8.3 A,超過了Ⅰ段、Ⅲ段復壓過流整定值(2.8 A)。這意味著電流達到了要求。根據復壓閉鎖條件,當電流滿足條件,只要復壓閉鎖開放,則高后備Ⅰ段、Ⅲ段復壓閉鎖過流保護動作[10]。根據計算:故障期間正序電壓有效值為55.5 V;復序電壓為0 V;出線電壓為96 V。因此,其大于復壓閉鎖電壓低壓值69 V,高壓側復壓不滿足條件。

由低后備保護定值可知,1#主變低后備復壓閉鎖輸出接點可以控制字d277投入。低壓側三相發生短路時,故障電壓達到了0,契合復壓的相關條件,輸出節點發生了動作。然而,在實際運行過程中,鄰側復壓開放壓板并沒有動作,造成了鄰側復壓閉鎖接點無法接入高后備保護。低后備保護鄰側的相關復壓動作同樣沒有投入高后備保護復壓閉鎖[11-12]。

2.2 距離Ⅲ段保護動作分析

根據分析可知,高后備Ⅰ段、Ⅲ段復壓閉鎖保護電流達到了相關條件,然而鄰側復壓以及本側復壓均未開放復壓閉鎖。在這種情況下,高后備保護不動作,無法將故障切除,造成了C站118開關距離Ⅲ段動作。由C站118開關保護裝置,可以獲得距離Ⅲ段動作故障波形。

距離Ⅲ段動作故障波形如圖5所示。

圖5 距離Ⅲ段動作故障波形圖

圖5中:t0為正常時刻;t1為保護啟動時刻;t2為保護未動作的故障態;t3為在三相跳閘的保護動作時刻;t4為118開關跳開。在t1～t3故障動作時,鄰序電壓3U以及零序電流3I一直為零,而相角、電壓、故障電流都維持著對稱不變的狀態,表明1#主變低壓側故障點K2處發生了三相短路的情況。

本文通過計算t2時刻故障電流和電壓值,得到故障點二次電壓和電流參數如表3所示。

由表3可知,故障期間的故障電流IA、IB、IC三相電流約為9.6 A,電壓約為55.6 V,保護電壓波動較小而電流變化較大。以A相為例,對118開關保護定值進行核查,相間距離Ⅲ段整定值以及正定靈敏角分別為7.5 Ω和72°。由此可以求出故障階段測量阻抗達到了5.83ej75.143°Ω,整定阻抗為7.5ej72°Ω,動作時間為2.5 s。這個計算結果滿足118開關距離Ⅲ段動作條件,即距離 Ⅲ 段在t3時刻保護動作。其中,t1～t3時間差為2.51 s,與整定動作時間相近。由分析可知,1#主變高后備保護不動作,無法切除故障,距離 Ⅲ 段后備保護動作,118開關能夠執行跳開動作,保護動作非常標準。

2.3 110 kV備用自投動作分析

故障前,橋100開關、進線112開關都處在合位態勢,進線111開關跳開,Ⅰ、Ⅱ母線和進線Ⅲ開關線路電壓處于備用自投停留充電狀態。C站118開關跳開過程中,110 kV的Ⅰ、Ⅱ母線發生失壓,進線Ⅲ開關線路顯示電壓,112開關無電流,滿足備用自投。經8.643 s后,110 kV備用自投,112開關跳開。經確認后,進線111開關合位,整個110 kV備用自投動作無差錯。

CT以及主變低壓側開關間發生三相短路后,1#主變高后備不滿足閉鎖條件,導致后備保護118開關出現距離Ⅲ動作,并在短時間內將故障切除。所以110 kV變電站出現全場失電。110 kV備用自投動作后,故障恢復。這導致1#主變差動保護過載被切除,110 kV變電站又一次出現全場失電。

3 保護邏輯優化

分析本次110 kV變電站全場失電可知:當1#主變高后備保護動作,只需要跳開100開關即可切除故障點;112開關仍繼續帶2#主變運行,故不會引起變電站全站失電。因此,需對保護動作進行改進,以保障故障排除過程中設備運行穩定。

①檢查110 kV變電站主變保護鄰側復壓開放硬壓板投退情況,保證主變低壓側開關和CT間高后備保護動作準確,以消除保護死區。

②檢查110 kV線路末端保護動作是否大于主變高后備復壓過流保護動作,以確保線路末端不發生越級動作。

③檢查110 kV主變保護定值單。當主變低后備保護動作時長小于Ⅰ段復壓閉鎖過流保護動作時,主變后備不發生越級動作。對110 kV備用自投情況進行檢查,當110 kV主變差動、高后備保護動作時,備用自投放電,以免發生誤動作。

4 基于GOOSE通信的繼電保護

4.1 系統機構設計

GOOSE作為IEC 61850的服務模型之一,以高速P2P通信為基礎,通過Ethernet的任意智能電子設備(intelligent electronic device,IED)建立通信連接,用于實時傳送跳閘信號和間隔閉鎖信號。本文采用基于GOOSE通信的繼電保護越級系統。該系統采用了分布分層式環網光纖結構,包括管理層、網絡層以及間隔層。防越級跳閘系統結構如圖6所示。

圖6 防越級跳閘系統結構圖

各間隔的微機綜合保護裝置為間隔層。網絡層由GOOSE交換機和光纖網組成。系統管理層由調度中心、電力監控分站和通信管理機組成。

①間隔層。間隔層的組成部分包括高開保護裝置和微機綜合保護裝置,是防越級跳閘的基本單元。該單元通過具有通信功能的GOOSE實現系統控制和保護。其中,微機綜合保護裝置用于110 kV電壓等級非直接接地系統線路和母線分段。其主要功能有接地保護、過負荷保護、充電保護重合閘、遙信、充電保護、錄波、遙測等。

②網絡層。GOOSE交換機和光纖網構成了網絡層。變電站GOOSE交換機相互連接,組成了通信網。在各綜合保護裝置之間及地面保護裝置、高開保護裝置之間,防越級保護通過GOOSE交換機由下向上傳至上級保護,而且借助通信網絡向本地監控系統傳輸各遙測、遙控、遙感信號。

③管理層。管理層由電力監控分站、通信管理機組成,以實現系統的管理。

4.2 防越級跳閘功能

系統采用雙處理器協同工作的模式。主處理器主要實現算法處理。協處理器完成通信、人機交互、對時以及時鐘管理等任務。

4.2.1 主處理器軟件架構

終端程序流程如圖7所示。

圖7 終端程序流程圖

主處理器的組成部分有中斷服務程序以及主程序。主程序能夠落實系統的一系列輔助功能和監控功能。中斷服務程序周期性地向主程序發出定時掃描數據請求,執行故障啟動判別和保護功能。

4.2.2 啟動元件判別

啟動元件判別借助實時核算電氣量,要求能達到很高的響應速度以及靈敏度。當繼電設備故障時,能夠瞬間判定故障元件。因此,由中斷服務程序執行電流保護和接地選線的啟動判據。

由于當前大量分布式電源接入電網,導致配電網負荷變化頻繁,故采用電流正突變量作為保護元件啟動條件,即電流增大時為正突變,執行啟動元件。傳統情況下,使用電流突變量時,不需要考慮電流突變的方向。一旦電流發生突變,啟動元件也會實施動作。此啟動元件能夠預防啟動越級跳閘閉鎖的問題。負荷下降的問題易導致區域保護閉鎖元件出現誤動作。同時,為避免負荷頻繁變化時區域保護閉鎖元件誤動作,需添加相應的采樣峰值判據,從而在確保啟動元件靈敏度的情況下增強監控的可靠性。

4.3 保護與防越級跳閘

防越級跳閘功能流程如圖8所示。

圖8 防越級跳閘功能流程圖

鑒于防越級跳閘判別以及電流保護要求的實時性,由中斷服務程序執行邏輯判定、信號發送、驅動跳閘出口功能,并通過主程序執行報文存儲、事件順序(sequence of event,SOE)記錄發送、終端顯示功能。

防越級跳閘系統借助逐級閉鎖的相關運作機制,具體流程如下。①當線路發生短路故障時,啟動閉鎖元件,將故障閉鎖信息發送至正向結點。②如果檢測到相關故障,在規定期限內也能夠接收到反向結點故障閉鎖發送的針對性信息。在這種情況下,閉鎖保護裝置能夠發生跳閘出口的現象,等待解鎖定時器時間到或接收到下級保護裝置解鎖信號。若檢測到故障,而規定時間內沒有接收到相應的反向結點故障閉鎖信息,就會立即出現閉鎖保護裝置跳閘的問題,故障也會被切除。③短路保護動作后,有關的保護裝置會迅速判斷斷路器拒動操作的情況。若故障被切除,故障電流會消失,保護返回,并向正向節點發送故障解除閉鎖的相關信息。若斷路器始終存在拒動故障,則斷路器失靈信息會被發送到上級保護裝置。④在閉鎖過程中,若切除故障,保護會返回。⑤為了使閉鎖保護長時間保持閉鎖,要給“區域保護解鎖時限”安排定值。在故障始終無法消失的背景下,閉鎖時間超過定值,閉鎖會被強制解除,保護裝置會發生跳閘問題,故障會被切除。

4.4 防越級跳閘測試

模擬檢測系統如圖9所示。

本文用圖9所示線路模擬變電站越級跳閘故障。圖9中,K1、K2、K3、K4、K5為高爆開關。本文在K3和K4設置兩相短路問題進行試驗,采用傳統極繼電保護模式和本文提出的基于GOOSE通信防越級跳閘系統進行比較試驗。

圖9 模擬檢測系統示意圖

D3短路故障繼電保護檢驗結果對比如表4所示。

表4 D3短路故障繼電保護檢驗結果對比

由測試結果可知,采用GOOSE通信的繼電保護防越級跳閘系統并未出現越級跳閘現象,同時故障區外并未發生誤動作操作。GOOSE通信繼電保護系統采用電流正突變量作為啟動調價,同時配合終端服務程序,利用相應的后備保護處理故障問題。供電系統繼電保護動作區位置不變,無需進行極差配合,可避免越級跳閘出現,節約了大量處理時間。

5 結論

110 kV變電站主變低壓側和CT間存在保護死區,導致故障發生時,1#主變高后備無法滿足閉鎖條件,引起1#主變差動保護切除過載,出現全場失電。為消除故障點,可通過投復壓閉鎖開關硬壓板保護低后備復壓閉鎖時高壓側復壓閉鎖開放。110 kV主變高低、后備保護動作和主變高后備Ⅰ段復壓閉鎖過流保護動作時間能夠彼此協調,相互配合,以免發生越級保護動作。在此基礎上,本文提出基于GOOSE通信的繼電保護防越級跳閘系統,采用電流正突變量作為保護元件啟動條件,由中斷服務程序執行電流保護和防越級跳閘判別。這將有效規避信息丟失和故障干擾問題,保證系統的靈敏度和實時性。