王云拴，樊鵬華

(西藏電力有限公司，西藏 拉薩 850000)

1 引言

2011年5月17 日14時27分，110kV乙丙線發(fā)生B相故障，110kV乙變電站110kV乙丙線041開關(guān)距離Ⅰ段保護(hù)動作，同時，110kV甲變電站110kV甲乙線041開關(guān)零序過流I段保護(hù)動作，導(dǎo)致110kV乙、丙變電站失壓。

2 故障前運行方式

110kV甲變電站為110kV單母接線方式，單臺主變運行，主變中性點接地;110kV乙變電站為單母分段接線方式，110kVⅠ母、Ⅱ母通過0121刀閘硬連接，#1、#2主變并列運行，#1主變中性點接地;110kV丙變電站為終端變電站，為110kV單母接線方式，單臺主變運行，主變中性點不接地。110kV甲乙線為110kV甲、乙變電站的聯(lián)絡(luò)線。電氣一次設(shè)備聯(lián)絡(luò)圖如圖1所示。

圖1 110kV電氣一次設(shè)備聯(lián)絡(luò)圖

3 事故經(jīng)過及動作情況

2011年5月17 日14時27分，110kV乙丙線發(fā)生B相故障，110kV乙變電站110kV乙丙線041開關(guān)距離Ⅰ段保護(hù)動作，同時，110kV甲變電站110kV甲乙線041開關(guān)零序過流I段保護(hù)動作，導(dǎo)致110kV乙、丙變電站失壓。

3.1 110kV乙丙線保護(hù)動作情況

110kV乙丙線發(fā)生B相瞬時接地故障，110kV乙站乙丙線041開關(guān)距離Ⅰ段保護(hù)動作跳閘，故障測距為40.3km(線路總長度110.46km)。經(jīng)工作人員巡線發(fā)現(xiàn)線路的#102-#103桿塔之間發(fā)現(xiàn)因樹木安全距離不夠放電造成線路跳閘，樹木上有電弧灼燒痕跡，B相導(dǎo)線上有放電痕跡。保護(hù)動作具體情況見表1。

表1 110kV乙變110kV乙丙線041開關(guān)保護(hù)動作報文(保護(hù)裝置為RCS-941A)

3.2 110kV甲乙線保護(hù)動作情況

110kV乙丙線跳閘的同時，110kV甲變電站110kV甲乙線041開關(guān)零序過流Ⅰ段保護(hù)動作，開關(guān)跳閘，故障測距187.2km(線路長度為168.52km)。保護(hù)動作具體情況見表2。

表2 110kV甲變110kV甲乙線041開關(guān)保護(hù)動作報文(保護(hù)裝置為RCS-941B)

4 繼電保護(hù)保護(hù)分析

在本次事故中，110kV乙丙線發(fā)生B相接地故障，110kV乙變電站乙丙線041開關(guān)距離Ⅰ段保護(hù)快速正確動作，切除故障點。

110kV乙丙線故障、乙變110kV乙丙線041開關(guān)保護(hù)動作的同時，110kV甲變電站110kV甲乙線041開關(guān)零序過流Ⅰ段保護(hù)動作，甲乙線041開關(guān)跳閘。對此，結(jié)合當(dāng)時的電網(wǎng)運行方式，及時進(jìn)行了相關(guān)核查及故障模擬計算工作:

(1)經(jīng)核查，110kV甲變電站110kV甲乙線現(xiàn)場定值及CT變比與下發(fā)的定值一致(041開關(guān)，CT變比300/5，零序過流Ⅰ段3.82A、0s)。

(2)根據(jù)整定計算程序上所布的全網(wǎng)110kV及以上主變中性點接地方式，對電網(wǎng)實際運行中主變中性點接地方式進(jìn)行了核查，核查情況與調(diào)度文件要求一致。

(3)及時與運維單位聯(lián)系，收集了相關(guān)故障信息。從保護(hù)報文及故錄上顯示，在110kV乙丙線40.3km處(距離乙站36.46%處)發(fā)生B相接地故障時，故障零序電流(3)的分布情況為:

表3 故障零序電流(3I0)的分布情況

(4)與運維單位多次核實事故當(dāng)時110kV乙變主變運行方式及主變接地方式，核實情況為:#1、#2兩臺主變并列運行，且#1主變中性點接地運行。

(5)結(jié)合當(dāng)時的電網(wǎng)運行方式，在整定計算軟件上進(jìn)行了相關(guān)模擬故障計算，計算情況:①校驗定值情況:在電網(wǎng)最大方式下，110kV甲乙線末端發(fā)生單相及兩相接地故障時，110kV甲變電站側(cè)041開關(guān)流過的3為176A，即零序過流Ⅰ段保護(hù)定值為228.8A(二次值為3.81A)，基本與目前運行定值一致。②在110kV乙變電站#1主變中性點接地方式下，模擬當(dāng)時的故障，故障零序電流(3I0)的分布情況為。

表4 故障零序電流(3I0)的分布情況

③在乙變電站兩臺主變中性點均未接地方式下，模擬當(dāng)時的故障，故障零序電流(3I0)的分布情況。

表5

④對電網(wǎng)其它線路故障進(jìn)行模擬計算，并進(jìn)行比對故障零序電流大小情況。

表6

(6)了解110kV乙丙線故障情況。

表7

2011年，110kV乙丙線故障僅此一次。

5 計算結(jié)果分析及結(jié)論

結(jié)合以上的事故核查情況及故障模擬計算，不難分析到:

(1)通過對電網(wǎng)其它線路故障時，故障零序電流的校核顯示，目前應(yīng)用的整定計算軟件無相應(yīng)問題，計算結(jié)果基本符合電網(wǎng)實際運行。

(2)就運維單位核實的110kV乙變電站運行方式:#1、#2兩臺主變并列運行，且#1主變中性點接地運行情況，結(jié)合其保護(hù)報文及故錄顯示故障當(dāng)時110kV乙變電站#1主變高壓側(cè)基本無3故障零序電流流過，乙丙線上流過的故障零序電流基本與甲乙線上流過的故障零序電流持平。同時結(jié)合110kV乙變電站#1主變中性點接地方式下模擬當(dāng)時的故障時，從故障零序電流分布情況看，110kV乙丙線上的故障零序電流，大都流入110kV乙變電站#1主變，僅有110A(二次1.83A)流入甲乙線甲變電站041開關(guān)，根本無法達(dá)到該開關(guān)的零序過流Ⅰ段定值(二次3.82A)。

另外，經(jīng)對110kV乙變電站兩臺主變中性點均未接地方式下，模擬當(dāng)時的故障，故障零序電流的分布情況分析，110kV乙丙線上的故障零序電流，全部流入甲乙線上，其故障模擬結(jié)算結(jié)果基本與現(xiàn)場保護(hù)報文及波紋顯示的情況基本吻合，甲乙線甲變電站041開關(guān)二次故障零序電流達(dá)到5.50A，才足以使該開關(guān)的零序過流Ⅰ段達(dá)到定值跳閘。

綜合以上計算結(jié)果，同時結(jié)合以往110kV乙丙線的故障情況，就2010年發(fā)生的兩次故障，基本都比此次故障更靠近110kV乙站，而從未引起上一級的甲乙線甲站側(cè)保護(hù)越級出口，進(jìn)一步說明目前的甲乙線甲站041開關(guān)的零序定值滿足要求，不存在越級出口的情況。而此次事故中110kV乙丙線的故障，引起甲乙線甲站041開關(guān)的零序過流Ⅰ段保護(hù)越級出口，應(yīng)是由于現(xiàn)場110kV乙變電站主變實際中性點接地方式與調(diào)度要求不一致所致，從動作原理分析應(yīng)屬于正確。故障分析如圖2所示。

圖2 故障分析示意圖

根據(jù)上述計算分析結(jié)果，調(diào)度機(jī)構(gòu)通知運維單位對110kV乙變電站#1主變接地回路進(jìn)行仔細(xì)檢查，2011年5月17日20時30分，檢修人員發(fā)現(xiàn)其#1主變中性點刀閘引流銅絲帶銹蝕松動出現(xiàn)虛接，導(dǎo)致#1主變失去中性點接地，使110kV乙變電站主變實際中性點接地方式與調(diào)度要求不一致，失去其原有的作用，致使甲乙線保護(hù)超范圍動作，證實上述計算結(jié)果和動作原理分析完全正確，隨即將110kV乙變電站#1主變由運行轉(zhuǎn)冷備進(jìn)行處理，22時23分處理完畢，#1主變恢復(fù)原運行方式，#1主變中性點接地正常。

6 總結(jié)

防止電力系統(tǒng)發(fā)生越級跳閘事故涵蓋了電力系統(tǒng)一次、二次設(shè)備運行維護(hù)的全過程。為防止電力系統(tǒng)發(fā)生越級動作跳閘事故，我們必須要加強(qiáng)一次、二次設(shè)備的巡視和運行管理，加強(qiáng)對一次、二次設(shè)備的定期檢驗工作，同時加強(qiáng)檢修專業(yè)人員的培訓(xùn)工作，提高檢修工作的質(zhì)量，對發(fā)現(xiàn)的問題，必須及時進(jìn)行消缺處理，防止因設(shè)備故障使電網(wǎng)事故擴(kuò)大，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。