基于异常电压分析的110 kV线路单相断线故障快速判别及防治

袁士超,贺 旭,李巨山,蔡振华,张洪磊

(国网宁波供电公司,浙江 宁波 315010)

0 引 言

中性点接地系统线路单相断线时,会造成系统非全相运行,出现负序电压、电流,导致变电设备损伤、系统损耗增加,影响电能质量和电网运行经济性。一旦发生单相断线故障,需立即作出判断并正确处置,以减少对系统的影响。实际电网运行中,220 kV及以上线路配有断线相关保护,且为环网运行方式,断线发生后保护能立即动作,切除故障,不影响供电。110 kV系统终端开环运行[1],且线路未配置相关保护[2],断线故障如未伴随接地,则存在故障无法切除的情况。由于断线故障发生概率较低[3-5],调度、运维人员对于该类故障的特点、影响接触较少,使得单相断线故障发生后不能准确判断和及时处理[6]。因此,掌握110 kV单相断线故障的原因、特点及判断方法,避免误判扩大事故影响,不仅对保障电网正常运行有着重要意义,也是面向新型电力系统建设的安全可控的基本要求[7]。

1 故障案例

1.1 故障现象

浙江某地区110 kV内桥接线变电站M站正常运行方式如图1所示。A线主供,B线备供,两线对侧系统均为中性点接地系统。M站内2台主变为三绕组变压器,接线方式110/35/10三侧为Y/Y/△11,中性点不接地。某日15时39分,M站下级用户反映车间车床运行异常,调度远方排查发现M站110 kV母线电压异常,A、B相电压64 kV,C相电压33 kV;10 kV侧两相电压下降为3 kV,一相电压不变;35 kV侧A相电压变为0,另外两相稍有下降。

图1 某地区110 kV变电站M站正常运行方式

1.2 处置过程

运维人员现场检查M站压变、站内线路均正常,系统侧变电站站内设备正常,调度怀疑A线路存在故障。M站经热倒改至B线供电后,110 kV站内电压均恢复正常。后经线路运维人员巡线发现,A线7号耐张塔上A相耐张线夹处由于发热造成跳线烧断,垂在空中,未与铁塔和地发生触碰,造成单相断线故障。调度立即停役该线路,并于当日协调完成线路抢修工作。

2 故障原理分析

一般情况下,系统侧变电站220 kV主变110 kV侧中性点接地,负荷侧110 kV变电站主变中性点不接地。负荷侧接有小电源的特殊情况下,两侧中性点均接地运行。主变中性点不接地方式可等效为中性点接地方式下零序阻抗无穷大的特殊情况,线路单相断线如伴随接地会引起保护跳闸。为进行更广谱分析并得到未跳闸情况下的结论,此处以负荷侧变压器中性点接地方式下线路单相断线未接地情况展开分析,如图2所示。正常运行方式下,110 kV H线发生A相断线未接地故障。

图2 线路断口分析图

2.1 负荷侧110 kV电压分析

(1)

(2)

(3)

其中:

(4)

断线处负荷侧三序电压分别为

(5)

电压数值与系统各序参数有关,断口处电压:

(6)

系统侧、负荷侧旋转设备距离终端110 kV线路电气距离较远,对负序阻抗影响较小,正负序阻抗近似相等Z1=Z2得负荷侧电压:

(7)

图3 负荷侧110 kV电压向量图

当T1主变110 kV中性点不接地时,零序电流无通路,等效于Z0趋于无穷大,各序电压标幺值:

(8)

各相电压标幺值:

(9)

此时负荷侧110 kV母线断线相电压变为原电压1/2,相位相差180°,断口两侧电压达到1.5倍相电压,非断线相相电压保持不变。

2.2 负荷侧△接线10 kV电压分析

三绕组变压器110/10为Y/△-11接线方式,忽略T1变压器压降并设变比为1,结合式(5)可得:

(10)

(11)

(12)

式中:下标a、b、c为中低压侧相别;下标(10)为10 kV侧。

可得电压向量图如图4所示,10 kV侧两相电压下降明显。

图4 负荷侧△接线10 kV电压向量图

当T1主变110 kV中性点不接地时,各相电压标幺值:

(13)

此时一相电压不变,两相电压降为原值1/2。

2.3 负荷侧Y接线35 kV电压分析

由于35 kV侧星型接线为不接地系统,零序分量无法传递,且35 kV侧与110 kV侧电压之间无角差,设变比为1,结合式(5)可得:

(14)

(15)

(16)

式中:下标(35)为35 kV侧。

电压向量图如图5所示。虽然110 kV侧A相断线,但由于高压侧零序感应电压的存在,35 kV侧A相存在电压和电流,数值与系统参数有关,一般情况下较小。

图5 负荷侧Y接线35 kV电压向量图

当T1主变110 kV中性点不接地时,各相电压标幺值:

(17)

3 不同类型输电线路单相断线故障情况

3.1 220 kV及以上系统线路

保护方面:220 kV及以上电压等级为环网运行的中性点接地系统,输电线路发生断线故障时保护会检测到零序电流,零序保护动作三相跳闸,故障点隔离[9]。

系统方面:作为联系较为紧密的电网系统,终端系统也要求双回线路。对于系统而言,此时线路如三相跳闸,潮流将转移至另外一条线路,按照N-1的原则,系统仍可正常运行,如线路维持两相运行对保证系统供电也有着重要的意义。

这种情况下,输电线路单相断线对电网影响较小。

3.2 110 kV终端系统线路

保护方面:110 kV系统线路呈终端放射状分布,一般情况下终端变电站中性点未接地,断线后未接地不形成零序回路,零序保护不动作,由于断线故障发生概率较小,DL/T 584—2017《3～110 kV电网继电保护装置运行整定规程》中保护配置也未作要求[10]。

系统方面:110 kV系统对处于电网末端非环网运行,一般为线变组或互为备用的双回线结构的终端变电站,如果系统非全相运行会对变压器设备产生不利影响。

这种情况下,输电线路单相断线对电网影响较大。

4 终端系统线路单相断线故障判据

4.1 基于异常电压分析的快速判据

根据上述不同类型输电线路单相断线影响的比较,110 kV终端系统线路断线对系统影响较大,仅断线不接地故障无法通过保护切除,且110 kV开关为三相机构,不会出现非全相运行、线路断线故障概率低,调度、运维人员相关故障案例与运行经验缺乏,单相断线故障的判断耗时较多。

为准确判别、及时处理终端系统单相断线故障,基于上述异常电压分析,提出断线后终端变三侧电压见表1。

表1 终端系统线路A相断线故障电压值

若终端系统为110 kV电压等级,主变高压侧为典型中性点不接地运行,进一步简化提出110 kV终端系统线路单相断线故障快速判据见表2。

表2 110 kV终端系统线路单相断线故障电压快速判据

4.2 判据及保护情况与实际案例对比

故障时,M站110 kV母线A、B相电压64 kV,C相电压33 kV,35 kV母线和10 kV母线电压录波如图6所示。根据表2快速判据,可直接判定该故障为线路A相断线,与实际A线7号耐张塔上跳线A相断线情况一致。

图6 M站35 kV母线和10 kV母线电压录波图

A线系统1侧配置完整的三段相间和接地距离保护、四段零序方向过流保护。实际案例终端侧中性点未接地,耐张塔跳线断线线路未接地,无零序电流产生,零序元件未启动,保护不动作,与110 kV终端系统线路故障保护分析相同。

5 线路断线原因及防治

5.1 线路断线原因

线路断线主要由人为或自然界外力等因素造成。

1)外力引起。吊机、车辆违章施工导致碰线、异物碰导线、车辆碰撞、盗窃造成主材变形或缺失从而引发倒塔断线、火灾引起线路断线。

2)接续处断裂。导线接续处压接质量不良,在运行过程中受振动和舞动影响产生疲劳,进而发生断股现象,严重时造成断线。

3)高负荷运行。输电线路长期在高负荷或过载下运行,可能会造成耐张线夹处发热,严重时耐张线夹烧断会导致线路跳闸。

4)舞动和振动。导地线在运行过程中受到地形、气候等外部环境影响下会发生舞动、振动等情况,造成导地线承受额外应力而最终断裂。在强风地带,导线弯折导致断线的概率较大。

5)雷击。对于绝缘架空线,雷电过电压引起绝缘子闪络并击穿导线绝缘层,被击穿的绝缘层为真空状,在工频续流电弧下导线烧断。

6)金具腐蚀。导线长期运行过程中,导线金具受雨水侵蚀,在金具连接部位极易产生电腐蚀,严重时易造成金具短串掉线,从而导致线路跳闸。

7) 覆冰引起。雨雪冰冻天气时,线路覆冰情况严重,铁塔、导线覆冰厚度超过线路设计极限,从而导致线路倒塔断线。

5.2 线路断线防治

根据上述断线原因,提出针对性的防治措施:

1)加大宣传力度,营造保电舆论氛围,争取相关部门的配合与支持。开发新科技防盗产品,建立举报、奖励制度等。

2)吊机违章操作是断线故障的重要诱因,也是断线防治的重点,治理要求操作人员严格按照操作规程进行现场吊车操作,派专人监护吊车吊臂的动作及运转,防止吊车操作中吊臂接近或触碰电线,造成断线事故。

3)日常巡线过程中,加强关注电线相间搭接的异物,发现后及时清理,防止异物短路。同时,定期开展耐张塔红外测温工作,发现热缺陷及时消缺处置。

4)制定输电线路的防雷方式时,综合考虑线路的重要程度、系统运行方式、线路经过地区雷电活动的强弱、地形地貌特征、土壤电阻率的高低等条件,确定出合理的保护措施。

5)定期开展线路金具抽检工作,及时更换腐蚀严重或抽检不合格金具,保证输电线路可靠性。

6)输电线路设计阶段合理范围内提升线路设计覆冰厚度,提升线路抗冰能力,减少倒塔、断线事故。

6 结 语

110 kV线路单相断线故障同时不伴随接地的情况,可通过负荷侧电压的异常变化进行判断。负荷侧主变不同接线方式电压变化不同,可相互配合综合判断,有助加快故障定性,提升故障处置效率。此外,应从防治层面减少断线故障的发生、减少人为或自然界外力两个防治角度出发,制定合理的线路管理制度,真正减少该类故障对电网的影响。