基于異常電壓分析的110 kV線路單相斷線故障快速判別及防治

袁士超,賀 旭,李巨山,蔡振華,張洪磊

(國網寧波供電公司,浙江 寧波 315010)

0 引 言

中性點接地系統線路單相斷線時,會造成系統非全相運行,出現負序電壓、電流,導致變電設備損傷、系統損耗增加,影響電能質量和電網運行經濟性。一旦發生單相斷線故障,需立即作出判斷并正確處置,以減少對系統的影響。實際電網運行中,220 kV及以上線路配有斷線相關保護,且為環網運行方式,斷線發生后保護能立即動作,切除故障,不影響供電。110 kV系統終端開環運行[1],且線路未配置相關保護[2],斷線故障如未伴隨接地,則存在故障無法切除的情況。由于斷線故障發生概率較低[3-5],調度、運維人員對于該類故障的特點、影響接觸較少,使得單相斷線故障發生后不能準確判斷和及時處理[6]。因此,掌握110 kV單相斷線故障的原因、特點及判斷方法,避免誤判擴大事故影響,不僅對保障電網正常運行有著重要意義,也是面向新型電力系統建設的安全可控的基本要求[7]。

1 故障案例

1.1 故障現象

浙江某地區110 kV內橋接線變電站M站正常運行方式如圖1所示。A線主供,B線備供,兩線對側系統均為中性點接地系統。M站內2臺主變為三繞組變壓器,接線方式110/35/10三側為Y/Y/△11,中性點不接地。某日15時39分,M站下級用戶反映車間車床運行異常,調度遠方排查發現M站110 kV母線電壓異常,A、B相電壓64 kV,C相電壓33 kV;10 kV側兩相電壓下降為3 kV,一相電壓不變;35 kV側A相電壓變為0,另外兩相稍有下降。

圖1 某地區110 kV變電站M站正常運行方式

1.2 處置過程

運維人員現場檢查M站壓變、站內線路均正常,系統側變電站站內設備正常,調度懷疑A線路存在故障。M站經熱倒改至B線供電后,110 kV站內電壓均恢復正常。后經線路運維人員巡線發現,A線7號耐張塔上A相耐張線夾處由于發熱造成跳線燒斷,垂在空中,未與鐵塔和地發生觸碰,造成單相斷線故障。調度立即停役該線路,并于當日協調完成線路搶修工作。

2 故障原理分析

一般情況下,系統側變電站220 kV主變110 kV側中性點接地,負荷側110 kV變電站主變中性點不接地。負荷側接有小電源的特殊情況下,兩側中性點均接地運行。主變中性點不接地方式可等效為中性點接地方式下零序阻抗無窮大的特殊情況,線路單相斷線如伴隨接地會引起保護跳閘。為進行更廣譜分析并得到未跳閘情況下的結論,此處以負荷側變壓器中性點接地方式下線路單相斷線未接地情況展開分析,如圖2所示。正常運行方式下,110 kV H線發生A相斷線未接地故障。

圖2 線路斷口分析圖

2.1 負荷側110 kV電壓分析

(1)

(2)

(3)

其中:

(4)

斷線處負荷側三序電壓分別為

(5)

電壓數值與系統各序參數有關,斷口處電壓:

(6)

系統側、負荷側旋轉設備距離終端110 kV線路電氣距離較遠,對負序阻抗影響較小,正負序阻抗近似相等Z1=Z2得負荷側電壓:

(7)

圖3 負荷側110 kV電壓向量圖

當T1主變110 kV中性點不接地時,零序電流無通路,等效于Z0趨于無窮大,各序電壓標幺值:

(8)

各相電壓標幺值:

(9)

此時負荷側110 kV母線斷線相電壓變為原電壓1/2,相位相差180°,斷口兩側電壓達到1.5倍相電壓,非斷線相相電壓保持不變。

2.2 負荷側△接線10 kV電壓分析

三繞組變壓器110/10為Y/△-11接線方式,忽略T1變壓器壓降并設變比為1,結合式(5)可得:

(10)

(11)

(12)

式中:下標a、b、c為中低壓側相別;下標(10)為10 kV側。

可得電壓向量圖如圖4所示,10 kV側兩相電壓下降明顯。

圖4 負荷側△接線10 kV電壓向量圖

當T1主變110 kV中性點不接地時,各相電壓標幺值:

(13)

此時一相電壓不變,兩相電壓降為原值1/2。

2.3 負荷側Y接線35 kV電壓分析

由于35 kV側星型接線為不接地系統,零序分量無法傳遞,且35 kV側與110 kV側電壓之間無角差,設變比為1,結合式(5)可得:

(14)

(15)

(16)

式中:下標(35)為35 kV側。

電壓向量圖如圖5所示。雖然110 kV側A相斷線,但由于高壓側零序感應電壓的存在,35 kV側A相存在電壓和電流,數值與系統參數有關,一般情況下較小。

圖5 負荷側Y接線35 kV電壓向量圖

當T1主變110 kV中性點不接地時,各相電壓標幺值:

(17)

3 不同類型輸電線路單相斷線故障情況

3.1 220 kV及以上系統線路

保護方面:220 kV及以上電壓等級為環網運行的中性點接地系統,輸電線路發生斷線故障時保護會檢測到零序電流,零序保護動作三相跳閘,故障點隔離[9]。

系統方面:作為聯系較為緊密的電網系統,終端系統也要求雙回線路。對于系統而言,此時線路如三相跳閘,潮流將轉移至另外一條線路,按照N-1的原則,系統仍可正常運行,如線路維持兩相運行對保證系統供電也有著重要的意義。

這種情況下,輸電線路單相斷線對電網影響較小。

3.2 110 kV終端系統線路

保護方面:110 kV系統線路呈終端放射狀分布,一般情況下終端變電站中性點未接地,斷線后未接地不形成零序回路,零序保護不動作,由于斷線故障發生概率較小,DL/T 584—2017《3～110 kV電網繼電保護裝置運行整定規程》中保護配置也未作要求[10]。

系統方面:110 kV系統對處于電網末端非環網運行,一般為線變組或互為備用的雙回線結構的終端變電站,如果系統非全相運行會對變壓器設備產生不利影響。

這種情況下,輸電線路單相斷線對電網影響較大。

4 終端系統線路單相斷線故障判據

4.1 基于異常電壓分析的快速判據

根據上述不同類型輸電線路單相斷線影響的比較,110 kV終端系統線路斷線對系統影響較大,僅斷線不接地故障無法通過保護切除,且110 kV開關為三相機構,不會出現非全相運行、線路斷線故障概率低,調度、運維人員相關故障案例與運行經驗缺乏,單相斷線故障的判斷耗時較多。

為準確判別、及時處理終端系統單相斷線故障,基于上述異常電壓分析,提出斷線后終端變三側電壓見表1。

表1 終端系統線路A相斷線故障電壓值

若終端系統為110 kV電壓等級,主變高壓側為典型中性點不接地運行,進一步簡化提出110 kV終端系統線路單相斷線故障快速判據見表2。

表2 110 kV終端系統線路單相斷線故障電壓快速判據

4.2 判據及保護情況與實際案例對比

故障時,M站110 kV母線A、B相電壓64 kV,C相電壓33 kV,35 kV母線和10 kV母線電壓錄波如圖6所示。根據表2快速判據,可直接判定該故障為線路A相斷線,與實際A線7號耐張塔上跳線A相斷線情況一致。

圖6 M站35 kV母線和10 kV母線電壓錄波圖

A線系統1側配置完整的三段相間和接地距離保護、四段零序方向過流保護。實際案例終端側中性點未接地,耐張塔跳線斷線線路未接地,無零序電流產生,零序元件未啟動,保護不動作,與110 kV終端系統線路故障保護分析相同。

5 線路斷線原因及防治

5.1 線路斷線原因

線路斷線主要由人為或自然界外力等因素造成。

1)外力引起。吊機、車輛違章施工導致碰線、異物碰導線、車輛碰撞、盜竊造成主材變形或缺失從而引發倒塔斷線、火災引起線路斷線。

2)接續處斷裂。導線接續處壓接質量不良,在運行過程中受振動和舞動影響產生疲勞,進而發生斷股現象,嚴重時造成斷線。

3)高負荷運行。輸電線路長期在高負荷或過載下運行,可能會造成耐張線夾處發熱,嚴重時耐張線夾燒斷會導致線路跳閘。

4)舞動和振動。導地線在運行過程中受到地形、氣候等外部環境影響下會發生舞動、振動等情況,造成導地線承受額外應力而最終斷裂。在強風地帶,導線彎折導致斷線的概率較大。

5)雷擊。對于絕緣架空線,雷電過電壓引起絕緣子閃絡并擊穿導線絕緣層,被擊穿的絕緣層為真空狀,在工頻續流電弧下導線燒斷。

6)金具腐蝕。導線長期運行過程中,導線金具受雨水侵蝕,在金具連接部位極易產生電腐蝕,嚴重時易造成金具短串掉線,從而導致線路跳閘。

7) 覆冰引起。雨雪冰凍天氣時,線路覆冰情況嚴重,鐵塔、導線覆冰厚度超過線路設計極限,從而導致線路倒塔斷線。

5.2 線路斷線防治

根據上述斷線原因,提出針對性的防治措施:

1)加大宣傳力度,營造保電輿論氛圍,爭取相關部門的配合與支持。開發新科技防盜產品,建立舉報、獎勵制度等。

2)吊機違章操作是斷線故障的重要誘因,也是斷線防治的重點,治理要求操作人員嚴格按照操作規程進行現場吊車操作,派專人監護吊車吊臂的動作及運轉,防止吊車操作中吊臂接近或觸碰電線,造成斷線事故。

3)日常巡線過程中,加強關注電線相間搭接的異物,發現后及時清理,防止異物短路。同時,定期開展耐張塔紅外測溫工作,發現熱缺陷及時消缺處置。

4)制定輸電線路的防雷方式時,綜合考慮線路的重要程度、系統運行方式、線路經過地區雷電活動的強弱、地形地貌特征、土壤電阻率的高低等條件,確定出合理的保護措施。

5)定期開展線路金具抽檢工作,及時更換腐蝕嚴重或抽檢不合格金具,保證輸電線路可靠性。

6)輸電線路設計階段合理范圍內提升線路設計覆冰厚度,提升線路抗冰能力,減少倒塔、斷線事故。

6 結 語

110 kV線路單相斷線故障同時不伴隨接地的情況,可通過負荷側電壓的異常變化進行判斷。負荷側主變不同接線方式電壓變化不同,可相互配合綜合判斷,有助加快故障定性,提升故障處置效率。此外,應從防治層面減少斷線故障的發生、減少人為或自然界外力兩個防治角度出發,制定合理的線路管理制度,真正減少該類故障對電網的影響。