一起主變間隙零流保護(hù)誤動的原因分析及防范措施

田志瑞，崔秀梅，李文斌

（晉城供電分公司，山西 晉城 048000）

1 引言

在地區(qū)電網(wǎng)中，經(jīng)常發(fā)生 110 kV線路發(fā)生瞬時(shí)性接地故障，由于間隙距離不能躲過線路接地時(shí)產(chǎn)生的過電壓，造成間隙擊穿放電，主變間隙零流保護(hù)動作跳閘，線路電源側(cè)開關(guān)重合成功后不能恢復(fù)正常供電的情況。本文分析了地區(qū)電網(wǎng)由于雷擊造成的線路瞬時(shí)性接地故障，導(dǎo)致某變電站主變間隙零流保護(hù)因與線路保護(hù)配合不當(dāng)造成主變進(jìn)線及中低壓全部跳閘，致使全站失壓的事故原因，并通過參考相關(guān)規(guī)程文獻(xiàn)，結(jié)合相關(guān)實(shí)際情況，找出其存在的問題，提出了相應(yīng)的解決辦法。

2 事故經(jīng)過

2011年7月20日15時(shí)21分30秒，110 kV線路129保護(hù)裝置接地距離II段、零序過流II段動作，129開關(guān)跳閘，重合成功，測距為距129開關(guān)36.714 km（線路全長35.9 km），AC相接地短路故障。在線路129跳閘的同時(shí)，對側(cè)1號主變110 kV間隙零流保護(hù)動作，高壓側(cè)進(jìn)線開關(guān) 143（該斷路器無保護(hù)設(shè)置）、主變中壓側(cè)301、低壓側(cè)501開關(guān)跳閘，導(dǎo)致全站失壓（該站只有一臺主變）。

2.1 一次系統(tǒng)接線方式

系統(tǒng)接線方式如圖1所示。跳閘前的運(yùn)行方式為：1號主變運(yùn)行，供35 kV系統(tǒng)、10 kV系統(tǒng)負(fù)荷，配置間隙零流保護(hù)；對側(cè)129線路保護(hù)配置距離、零序電流保護(hù)，重合閘為投入狀態(tài)。

圖1 變電站主接線圖

2.2 現(xiàn)場檢查情況

站內(nèi)一、二次設(shè)備均正常，經(jīng)分析129線路保護(hù)和變電站1號主變間隙過流保護(hù)動作報(bào)告和錄波圖得出：兩側(cè)保護(hù)整定動作時(shí)間相同，在發(fā)生單相接地故障時(shí)，產(chǎn)生零序過電壓引起1號主變間隙擊穿，間隙過流保護(hù)動作，跳開主變?nèi)齻?cè)開關(guān)，致使全站失壓。根據(jù)當(dāng)時(shí)雷雨天氣情況，確定是雷擊線路，造成線路129開關(guān)跳閘。

3 保護(hù)動作情況分析

3.1 保護(hù)定值

（1）線路 129：CT變比 600/1；接地距離Ⅱ段：18 Ω、0.3 s；零序過流Ⅱ段定值：2.1 A、0.3 s。

（2）1號主變：間隙CT變比300/5；間隙零壓：150 V、0.5 s；間隙零流：1.67 A、0.3 s。

3.2 線路129保護(hù)動作分析

2011年7月20日15時(shí)23分06秒，110 kV線路129保護(hù)裝置在312 ms時(shí)接地距離II段動作、323 ms時(shí)零序過流II段動作、349 ms時(shí)斷路器跳開、1 877 ms時(shí)重合閘動作。故障原因是線路發(fā)生AC相接地。

根據(jù)錄波圖判斷，故障相為AC相，故障距離為36.714 km，線路參數(shù)：全長為35.9 km、正序電抗為7.78 ?、正序電阻為2.94 ?、零序補(bǔ)償系數(shù)0.68，得出故障點(diǎn)的阻抗大于接地距離I段定值6 ?，小于接地距離Ⅱ段定值18 ?，接地距離II段313 ms保護(hù)動作。

根據(jù)錄波圖判斷，故障時(shí)零序電流為2.29 A，大于零序過流Ⅱ段定值2.1 A，小于零序過流Ⅰ段定值4.3 A，在323 ms時(shí)零序過流II段動作。

故障為瞬時(shí)性故障，裝置在1 877 ms重合閘動作，重合成功。

3.3 1號主變保護(hù)動作分析

2011年7月20日15時(shí)23分07秒，129線路對側(cè)110 kV變電站1號主變在303 ms時(shí)間隙零流保護(hù)動作。

根據(jù)錄波圖判斷，1號主變中性點(diǎn)電壓二次值76.4 V，一次值48 508 V，主變中性點(diǎn)間隙距離在95～115 mm之間，正常天氣耐壓值為6 000 V/10 mm，擊穿電壓為60 000 V左右，因雷雨天氣，主變間隙在線路接地的同時(shí)被擊穿，間隙故障電流達(dá)到13.78 A（二次值），大于定值1.67A/0.3"（二次值），由于線路129故障切除時(shí)間為349 ms，而主變間隙零流保護(hù)在303 ms動作出口，小于129線路保護(hù)的切除時(shí)間，因此造成主變保護(hù)先出口，致使全站失壓。

4 暴露的問題

（1）由于整定計(jì)算時(shí)重點(diǎn)考慮故障對主設(shè)備的影響，致使線路保護(hù)接地距離Ⅱ段、零序過流Ⅱ段定值和主變間隙零流定值配合不當(dāng)。

（2）由于雷擊電壓的大小和波形具有很大的不確定性，防雷技術(shù)不夠徹底。

（3）隨著電網(wǎng)的建設(shè)步伐加快，地區(qū)電網(wǎng)的中性點(diǎn)接地分布不夠完善。

5 防范措施

（1）當(dāng)主變中性點(diǎn)擊穿后，主變由不接地變?yōu)榻拥剡\(yùn)行，中性點(diǎn)對地電壓大大降低，不會對主變的絕緣造成破環(huán)，這樣就可以適當(dāng)延長間隙零流保護(hù)的動作時(shí)間為0.5 s，躲過線路保護(hù)切除故障需要的時(shí)間。

（2）加強(qiáng)變電站的防雷技術(shù)，盡量減少雷擊對電網(wǎng)的影響。

（3）綜合考慮地區(qū)電網(wǎng)中性點(diǎn)的分布，本站距離接地點(diǎn)距離較遠(yuǎn)，1號主變絕緣性能較差，110 kV線路發(fā)生接地故障時(shí)1號主變中性點(diǎn)電位偏移較大，可將本站中性點(diǎn)改為接地運(yùn)行，這需要更改主變間隙保護(hù)為零序保護(hù)。

（4）校核系統(tǒng)中與本站類似情況的定值，及時(shí)進(jìn)行整改，防止類似事故的再次發(fā)生。

1 武萬才、聶會軍、邊疆.一起線路與主變保護(hù)定值配合失當(dāng)?shù)氖鹿史治觯跩］.電力系統(tǒng)保護(hù)與控制，2011（2）

2 國家電力調(diào)度通信中心.電力系統(tǒng)繼電保護(hù)規(guī)定匯編（第二版）［M］.北京：中國電力出版社，2000

3 國家電力調(diào)度通信中心.電力系統(tǒng)繼電保護(hù)典型故障分析［M］.北京：中國電力出版社，2001