3 理论计算

3. 1 故障前运行方式

李山站220 kV 母线单相接地的等值阻抗( 标幺值) 为: 正序阻抗0. 015, 零序阻抗0. 013( 基准容量取100 MVA ) 。因此, 单相接地短路容量为6 977 MVA, 短路电流为18. 3 kA , 二次值为57. 2 A。提供给故障点的二次电流约为57. 2A, 与母差第1 次故障报告提供的差流值57. 19 A 基本吻合。

3. 2 母差第2 次动作的方式

由于220 kV 李黄线对侧开关跳闸, 重合失败,因此, 需要计算李黄线单独供电李山站母线时的等值阻抗。断开220 kV 母联开关、2 号主变、崂李线和李南线, 求得此方式下李山站220 kV 母线单相接地的等值阻抗( 标幺值) 为: 正序阻抗0. 032,零序阻抗0. 063( 基准容量取100 MVA) 。因此, 单相接地短路容量为2 290 MVA, 短路电流为6 kA,二次值为18. 75 A。由黄埠站李黄线单独提供给故障点的二次电流约为18. 75 A, 与母差第2 次故障报告提供的差流值17. 9 A 基本吻合。

4 母差保护动作行为分析及故障点判断

由故障录波数据及报告可知母线的故障相别为A 相。李黄线两侧高频保护动作且黄埠站侧重合失败可初步判断故障点在李黄线上。因母差保护同时动作, 则有2 种可能: 一是故障点在母差保护和线路保护的重叠区内; 二是母线和线路同时发生故障。

李山站母差保护动作2 次可以排除母线和线路同时发生故障的可能, 原因是母差保护虽动作2 次但都是 母线有差流。母线第1 次跳闸录波图中A相电压有明显降低, B, C 相电压基本正常; 而母线第2 次跳闸录波图中跳闸前40 ms 以及跳闸后A, B, C三相电压都为0, 说明第2 次跳闸前母线上的有源连接元件已全部切除, 是一条空母线, 即第1 次跳闸后故障点已经被隔离。结合母线差动保护第2 次跳闸有差流但无电压这种现象以及理论计算的数据,可以判断故障点位于李黄线A 相断路器与出线侧电流互感器( 母差保护用) 之间。

李山站第1 次母线保护动作将所连接元件三相跳闸的同时母差停信, 对侧黄埠站李黄线因母差停信单相跳闸 , 经重合闸1 s 的延时后重合在故障点上, 造成李山站侧李黄线母差保护用电流互感器瞬间有故障电流流过, 李山站母差第2 次动作, 如图2 所示。

5 处理过程及结论

虽然线路保护具有故障测距功能, 但由于不是金属性单相接地, 所以李山站 母线对侧220 kV线路测距不是很准确, 只能作为辅助判断依据。由李山站母差2 次动作的录波报告以及黄埠站李黄线重合失败等条件, 可以综合判断出故障点位于李山站220 kV GIS 的李黄线A 相断路器与出线侧电流互感器( 母差保护用) 之间, 因此, 在拉开李山站李黄

线2 个刀闸并将其开关脱离备用后, 迅速恢复了母线和其他220 kV 线路的运行。根据现场设备局部发热情况, 估计故障为该处的盆式绝缘子或支撑绝缘子闪络造成。

后经GIS 厂家检查确认证实了上述判断。由于GIS 的元件是全封闭式的, 没有确凿的依据就不能快速查找故障、恢复供电, 本次母差保护的2 次正确动作以及有针对性的故障计算对于快速判断故障点起到了决定性作用。

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