110kV并列运行双回线其中一回线单相断线案例分析_刘匀

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事故前运行方式
如图 1 所示。
110 kV 格安 Ⅰ 回线、 点不接地运行， 格安 Ⅱ 回线挂 110 kVⅠ母且双回线并列运行。 2 ） 110 kV 格里桥水电站： 110 kV 格安 Ⅰ 回线、 110 kV 格安Ⅱ回线双回线并列运行， 110 kV 1 号主 110 kV 2 号主变中性点不接地 变中性点接地运行， 运行， 机组装机容量： Байду номын сангаас × 75 MW。 3 ） 跳闸时刻 110 kV 格里桥电站双机出力： 150 MW（ 双机满发） 。 4 ） 跳 闸 时 刻 110 kV 格 安 Ⅰ 回 线 负 荷 电 流 为 370 A。 5 ） 跳 闸 时 刻 110 kV 格 安 Ⅱ 回 线 负 荷 电 流 为 365 A。
Case Analysis of 110 kV Paratactic Double Circuit Line with a Dreakdown of a Singlephase Break Line
LIU Yun Abstract： This paper introduces a case of double circuit line trip at the same time， 110 kV column hydropower station and a main column event caused by a typical 110 kV paratactic double circuit line with a breakdown of a singlephase break line and put forwards to prevent recurrence of similar incidents counter measures of protection setting after the thorough analysis of the relaying protection setting and situation of the accident ，to guarantee the safety and stability of power grid． Key words： paratactic double circuit line； singlephase break line； protective relaying； counter measures
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事故经过
2013 年 1 月 4 日 16∶ 49 220 kV 瓮安变 110 kV
格安 Ⅰ、 Ⅱ 回线零序 Ⅳ 段保护出口跳闸， 造成 110 kV 格里桥水电站与主网解列， 具体动作行为如下： 1 ） 220 kV 瓮安变： 220 kV 1 号主变高、 中压侧 220 kV 2 号主变高、 中压侧中性 中性点均接地运行， 从故障零时刻起： 经 3 164 ms， 瓮安变 110 kV 格安Ⅰ回线零序 Ⅳ 段保护动作。
现代机械 2013 年第 4 期 3. 2 保护动作情况分析 经 5 245 ms， 瓮安变 110 kV 格安Ⅰ回线重合闸
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动作。 经 8 332 ms， 瓮安变 110 kV 格安Ⅰ回线零序 Ⅳ 段保护动作。 经 8 053 ms， 瓮安变 110 kV 格安Ⅱ回线零序 Ⅳ 段保护动作。 瓮安变 110 kV 格安 Ⅰ、 Ⅱ 回线跳闸后， 调度员 Ⅱ 回线线路强送均成功， 经 110 对 110 kV 格安 Ⅰ、 kV 格里桥电站值班人员检查 110 kV 格安 Ⅰ 回线 C 相电压为 0 V， 调度员下令将 110 kV 格安 Ⅰ 回线线
格安Ⅰ 回线
格安Ⅱ 回线
a） 格里桥电站侧格安 I 回线、 格安 Ⅱ 回线零序 2 号主变 Ⅱ段（ 灵敏度段 ） 定值躲不过瓮安变 1 号、 220 kV 侧故障最大零序电流， 《 3 ～ 110 kV 电网 根据 4． 3． 3 条规定， 继电保护装置运行整定规程》 按优先 原则以第 a 点整定原则整定： 与变压器同电压侧的 2号 后备保护的动作时间配合。 由于瓮安变 1 号、 主变中压侧零序过流时间定值为 3． 3 s （ 跳 110 ） 、 3. 6 s （ 跳各侧 ） ， 因此格里桥电站侧格安 I 回线、 格 安Ⅱ回线零序Ⅱ段时限按与 3． 6 s （ 跳各侧 ） 配合取 3. 9 s。 b） 格安 I 回线、 格安 Ⅱ 回线正常方式为双回线 并列运行， 后备保护延时段配合困难， 后备保护延时 段失配（ 规程允许） 。
现场·经验 ·73· I 回线、 时间仅为 2 931 ms（ 小于 3 s） ， 因此瓮安变侧格安Ⅱ 格安Ⅱ回线零序Ⅳ段时限调整为 2． 7 s， 当格 回线保护返回未动作， 同理格里桥电站侧格安 Ⅰ 回 线保护因零序电流未持续到达零序 Ⅳ 段定值时间 4． 5 s 返回未动作， 而格里桥电站侧格安Ⅱ回线保护 是反方向不会动作。 瓮安变侧格安Ⅰ回线保护装置投入的是检线路 在瓮安变侧格安Ⅰ回保护跳闸后， 无压重合闸方式， 格里桥侧格安Ⅰ回线保护未动作开关未跳闸， 格安 Ⅰ回线线路上由并列运行的格安Ⅱ回线提供线路电 压， 故此时 110 kV 格安Ⅰ回线路上电压为正常电压 （ 保护装置的重合闸方式在线路电压大于线路电压 额定值 70% 的 时 候 会 自 动 转 为 检 同 期 方 式 重 合 闸） ， 所以瓮安变侧格安 Ⅰ 回线重合闸检同期条件 满足后动作。经过 2 100 ms 后， 瓮安变侧格安 Ⅰ 回 线重合闸检同期重合合于断线故障， 瓮安变格安 Ⅰ 回线零序 Ⅳ 段出口跳闸 （ 零序动作电流： 1． 695 A， 由于未达到零序加速段电流定值零序加速段未出 口） ， 此时瓮安变侧格安 Ⅱ 回线零序 Ⅳ 段也达到动 作定值出口跳闸（ 零序动作电流： 0． 886 7 A ） ， 瓮安 变侧格安Ⅰ回、 格安 Ⅱ 回线跳闸后， 零序电流消失， 格里桥电站侧格安 Ⅰ 回线因零序电流未持续到达 4． 5 s 返回未出口， 格里桥电站侧格安Ⅱ回线保护是 反方向不会动作。 瓮安变侧 110 kV 格安 Ⅰ、 Ⅱ 回保护动作后， 格 里桥电站侧保护动作行为： 格里桥电站安稳装置高 1 s 后切除 1 号机， 周保护动作， 约 1 min 后机械过 速切除 2 号机。 在瓮安变格安Ⅰ、 Ⅱ回线零序Ⅳ段保护动作后， 瓮安变侧格安双回线均被切除， 此时格里桥水电站 为孤立电源点 （ 此时格里桥侧格安 Ⅰ、 Ⅱ 回线保护 未动作开 关 未 跳 闸， 格 安 Ⅰ、 Ⅱ回线路上仍有电 压） ， 只有一台发电机组运行， 且处于失稳状态， 不 满足检同期重合闸条件 （ 线路电压大于线路电压额 定值 70% 的时候会自动转为检同期方式重合闸 ） ， 因此瓮安变侧格安Ⅰ、 Ⅱ回线保护重合闸未动。 综上所述， 此次单相断线故障事件中所有保护 动作行为均正确， 但因为一回线单相断线故障造成 110 kV 格里桥电站与系统解列。 双回线均跳闸、 格里桥电站侧格安 I 安 I 回（ 或 Ⅱ 回 ） 线单相断线， 回（ 或Ⅱ回） 线零序Ⅳ段先跳闸， 此时瓮安变侧格安 I 回（ 或Ⅱ回） 线零序 Ⅳ 段由于零序电流消失、 零序 而 电流持续时间未达到 3． 0 s 保护返回不能出口， 格里桥电站侧格安Ⅱ回（ 或 I 回） 线由于为保护反方 格里桥电站侧格安 I 回 （ 或 Ⅱ 回 ） 线以 向不会动作， 检同期重合闸方式重合， 由于断线故障仍然存在， 格 里桥电站侧格安 Ⅰ 回 （ 或 Ⅱ 回 ） 线合于故障将再次 瓮安变侧格安 I 回（ 或Ⅱ回） 线仍不能出口， 格 跳闸， 里桥电站侧格安Ⅱ回（ 或 I 回） 线由于为保护反方向 仍不会动作， 格安 I 回 （ 或 Ⅱ 回 ） 线变为由瓮安变侧 空充线路， 零序电流消失， 此时可以通过格里桥电站 现场值班员检测格安 I 回（ 或Ⅱ回） 线线路各相电压 是否正常来判断线路是否断线。这样可保证格安双 回线其中一回线发生单相断线时另一回线保护不动 可确保格里桥电站不会与系统解列 。 作， 2 ） 根据以上反措思路， 将格里桥电站侧格安 I 回线、 格安Ⅱ回线零序 Ⅳ 段时限调整为 2． 7 s， 此时 格安 Ⅱ 回线零序灵敏度 格里桥电站侧格安 I 回线、 段整定不能满足《3 ～ 110 kV 电网继电保护装置运 4． 3． 3 条第一优先原则中的 a 点， 行整定规程》 但符 线 合 e 点整定原则： 如其他侧的母线装有母线保护、 路装有纵联保护， 需要时， 也可以与其他侧的速动保 护配合。 3 ） 执行以上反措即《3 ～ 110 kV 电网继电保护 4． 3． 3 条规定， 装置运行整定规程》 应优先按 a 点整 现改为按 e 点整定带来的风险： 定， 瓮安变 220 kV 侧保护均为双重化配置， 仅在特 殊情况下单套保护运行， 只有当单套保护运行同时 发生故障且运行保护主保护拒动 ， 由 220 kV 设备后 备保护切除故障时格里桥电站侧格安 Ⅰ 回线、 格安 Ⅱ回线零序Ⅳ段将误动（ 因 220 kV 线路及主变后备 保护动作时限均大于 2． 7 s ） ， 此时将造成格里桥电 站与系统解列。 4 ） 对以上风险的控制措施： a） 遇瓮安变 220 kV 继电保护双套保护其中一 套停运时， 应尽量缩短瓮安变 220 kV 设备单套保护 220 kV 单套保护运行期间应确保该套保 运行时间， 护正确投入且无缺陷运行。 b） 相应调度机构及格里桥电站应做好相应事 故预案。
杆（ 距格里桥电站 10． 527 km ） C 相发展性断线 （ 未 接地） 。
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保护动作行为分析
110 kV 格安 I 回线、 格安 Ⅱ 回线两侧零序方向
3. 1 整定情况 过流保护定值（ 两侧零序 I 段保护均停用） 如表 1 。 表1
变电站名称 线路名称 瓮安变 格里桥电站 瓮安变 格里桥电站 CT 变比 800 /5 1000 /1 800 /5 1000 /1 零序Ⅱ段定值 零序Ⅲ段定值 零序Ⅳ段定值 （ 二次值） 0． 3s 3． 3A， （ 带方向） 0． 19A， 3． 9s （ 带方向） 0． 3s 3． 3A， （ 带方向） 0． 19A， 3． 9s （ 带方向） （ 二次值） 1． 9A， 0． 6s （ 带方向） 0． 15A， 4． 2s （ 带方向） 1． 9A， 0． 6s （ 带方向） 0． 15A， 4． 2s （ 带方向） （ 二次值） 0． 58A， 3． 0s （ 不带方向） 0． 1A， 4． 5s （ 带方向） 0． 58A， 3． 0s （ 不带方向） 0． 1A， 4． 5s （ 带方向）
现场·经验 ·71·
110 kV 并列运行双回线其中一回线单相断线案例分析
刘匀
( 贵州省都匀供电局， 贵 州 都匀 558000 ) 摘要： 本文 介绍了一起典 型的 110 kV 并列 运行双 回 线 路 其 中 一 回 线 路 单 相 断 线 故障 造 成 双 回 线 同 时 跳 闸 、 110 kV 水 电站与主网 解列事 件， 针对此 次事件就继 电保护 整定及动作 情况 进行 了深 入分析 ， 提 出 了 避免再 次 发生类似事 件的 保护整定反 措 ， 以 保 证电 网的安全 稳定运 行 。 关键词： 并列 双回 线 中图分类号： TM77 单相断线 继电保护 反措 文献标识码： B 文章编号： 1002 － 6886 （ 2013 ） 04 － 0071 － 04
# 路转冷备用， 后经巡线证实 110 kV 格安 Ⅰ 回线 39 #
2013 年 01 月 04 日 16 ∶ 49 110 kV 格安 I 回线 39 杆（ 距格里桥电站 10． 527 km ） C 相发展性断线。 由于瓮安变 1 号主变、 格里桥电站 1 号主变均接地 110 kV 格 根据电力系统单相断线故障分析， 运行， 负序电流同 安Ⅰ回线单相断线时会出现负序电压、 时还出现零序电压、 零序电流。110 kV 格安 Ⅰ 回线 流过的负序电流、 零序电流值与两侧等值电动势相 量差成正比。当两侧等值电动势夹角 δ 变化时， 断 相处的负序电流、 零序电流作相应变化。 当 δ = 0 ° 时， 负序电流与零序电流为零， 这就是空载情况下的 单相断线； 当 δ = 180° 时， 负序电流和零序电流同时 零序电流纵向流动， 有最大值。断相处的负序电流、 即从非全相运行线路（ 格安 Ⅰ 回线 ） 的一端流入， 从 另一端流出， 零序电流由大地形成回路。以此同时， 该负序电流被分流到其他全相运行的线路 （ 格安 Ⅱ 回线） 中， 而零序电流也被分流到其他全相运行 （ 格 安Ⅱ 回线 ） 的线路中以及中性点接地的变压器支路 中（ 瓮安变 1 号主变及格里桥电站 1 号主变 ） ， 全相 运行线路（ 格安Ⅱ回线） 中的负序电流、 零序电流小 于非全相运行线路（ 格安 Ⅰ 回线 ） 中的负序电流、 零 序电流。 由于负序、 零序网络为无源网络， 因此负序电压 零序电压与零序电流间 与负序电流间的相位关系、 的相位关系两者是完全相同的。保护安装处零序电 相当于在断相处发生 压与零序电流间的相位关系， 了接地故障。即断相口在保护方向上， 零序电压滞 后零序电流的相角为 100° ～ 110° ， 相当于格安 Ⅰ 回 线保护方向上发生了接地故障； 断相口在保护反方 向上， 零序电压超前零序电流的相角为 70° ～ 80° ， 相当于格里桥电站侧格安Ⅱ回线保护反方向上发生 了接地故障。 根据以上理论分析及现场调取的实际录波数 在故障初始 155． 2 ms 时， 格安 I 回线零序电流 据， 为 0． 589 A 已达到零序 Ⅳ 段定值， 而格安 Ⅱ 回线零 序电流在约 280 ms 才达到零序 Ⅳ 段定值。 从录波 上看瓮安变侧格安 Ⅰ 回跳闸时格安 Ⅰ、 Ⅱ 回零序电 流同时消失， 但由于达到定值起始时间格安 Ⅱ 回线 比格安 I 回线慢近 280 ms － 155． 2 ms = 124． 8 ms， 当瓮安变侧格安Ⅰ 回跳闸后， 此时可看作瓮安变格 安Ⅱ回线 + 格安Ⅰ 回线空载运行发生单相断线， 全 相运行的格安Ⅱ回线感受到的零序电流也消失， 瓮 安变侧格安Ⅱ回零序电流超过零序Ⅳ段定值的持续