二次電壓中性點(diǎn)兩點(diǎn)接地引起的保護(hù)誤動(dòng)分析及處理

徐興發(fā)

（廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司韶關(guān)供電局，廣東 韶關(guān) 512026）

2017年 08月 02日19∶52∶27.477，在較強(qiáng)的雷雨天氣下，110kV孟蒙線發(fā)生AB相間接地故障，相鄰線路110kV芙孟線零序Ⅰ段保護(hù)出口動(dòng)作跳開關(guān)，導(dǎo)致兩個(gè)110kV水電站與系統(tǒng)孤立。本文對(duì)區(qū)外故障110kV芙孟線零序Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作行為進(jìn)行分析，并結(jié)合二次電壓中性點(diǎn)兩點(diǎn)接地的現(xiàn)象，重點(diǎn)分析引起保護(hù)誤動(dòng)的原因，提出此類事故的相關(guān)處理措施。

1 事故前運(yùn)行方式

1.1 220kV芙蓉站事故前運(yùn)行狀態(tài)

220kV芙蓉站 110kV側(cè)雙母雙分段代旁路，110kV側(cè)1M、2M并列運(yùn)行，2臺(tái)主變高、中壓側(cè)并列運(yùn)行，低壓側(cè)分列運(yùn)行。110kV側(cè)中性點(diǎn)接地，112000刀閘閉合狀態(tài)。110kV芙孟線1217開關(guān)在合閘運(yùn)行狀態(tài)。

1.2 110kV孟洲壩電廠事故前運(yùn)行狀態(tài)

孟洲壩電廠110kV芙孟線 1217開關(guān)在合閘狀態(tài)、110kV孟蒙線1292開關(guān)在合閘狀態(tài)，2條線路均在運(yùn)行狀態(tài)，110kV 母聯(lián)開關(guān)1012在合閘狀態(tài)，即1M、2M并列運(yùn)行，主變中性點(diǎn)不接地（111000、112000刀閘斷開）狀態(tài)。

1.3 110kV蒙里電廠事故前運(yùn)行狀態(tài)

110kV蒙里電廠110kV母線為單母接線方式，110kV孟蒙線1292開關(guān)在合閘運(yùn)行狀態(tài)，如圖2所示，110kV 1M運(yùn)行，#1主變高壓側(cè)1101、低壓側(cè)501開關(guān)均在合閘狀態(tài)；#2主變高壓側(cè)1102開關(guān)、低壓側(cè)502開關(guān)均在合閘狀態(tài)。

2 保護(hù)動(dòng)作行為分析

通過現(xiàn)場(chǎng)檢查，初步判斷為雷雨天氣引起110kV孟蒙線AB相間接地故障，圖1所示，引起110kV孟蒙線、110kV芙孟線線路保護(hù)動(dòng)作。

圖1 系統(tǒng)接線示意圖

110kV孟洲壩電廠110kV孟蒙線采用南瑞繼保RCS-941A保護(hù)裝置。初步判斷為雷雨天氣引起110kV孟蒙線 AB相間接地故障，故障時(shí) IM、2M母線 A、B相電壓降低，產(chǎn)生零序電壓，零序電流二次為 57.8A，CT變比為 400/5，即零序電流一次為 4624A，現(xiàn)場(chǎng)打印保護(hù)裝置動(dòng)作報(bào)告見表 1，保護(hù)裝置定值見表 2，可知，零序過流Ⅰ段、距離Ⅰ段動(dòng)作出口跳閘。110kV孟蒙線零序Ⅰ段保護(hù)起動(dòng)（故障電流 57.8A＞零序過流Ⅰ段保護(hù)電流定值10A），故障持續(xù) 11ms保護(hù)裝置零序過流Ⅰ段動(dòng)作出口跳閘，距離Ⅰ段保護(hù)，經(jīng)過82ms開關(guān)三跳，重合閘未投，1292開關(guān)在分閘位置。

表1 110kV孟蒙線保護(hù)動(dòng)作時(shí)序情況

表2 110kV孟蒙線保護(hù)定值

110kV孟蒙線 AB相間接地故障時(shí)，零序電流3I0=28.9A，已經(jīng)達(dá)到110kV孟蒙線零序過流Ⅰ段動(dòng)作值 14.1A及動(dòng)作時(shí)限，并且自產(chǎn)零序 3U0為88.75V，零序電流超前零序電壓80°，如圖2所示，線路零序保護(hù)判斷零序功率方向?yàn)檎较?，快速?dòng)作。針對(duì)220kV芙蓉站110kV為中性點(diǎn)接地系統(tǒng)，AB相間接地故障，為正方向故障線路零序保護(hù)屬于故障范圍內(nèi)，保護(hù)正確動(dòng)作。

圖2 零序電流超前零序電壓80°

3 保護(hù)誤動(dòng)分析

孟洲壩電廠110kV芙孟線采用RCS-941線路保護(hù)裝置，結(jié)合保護(hù)裝置動(dòng)作報(bào)告，可知，孟蒙線AB相間接地時(shí)，故障時(shí)母線 A、B相電壓降低，產(chǎn)生了零序電壓，自產(chǎn)零序電流二次值為 24.37A，CT變比為400/5，芙孟線零序電流一次電流為3900A?，F(xiàn)場(chǎng)查看保護(hù)裝置動(dòng)作報(bào)告，可知零序過流Ⅰ段動(dòng)作跳閘。零序Ⅰ段保護(hù)起動(dòng)（故障電流24.37A＞零序過流Ⅰ段保護(hù)電流定值 14.1A），故障持續(xù) 39ms保護(hù)裝置零序過流Ⅰ段動(dòng)作出口跳閘，經(jīng)過 78ms開關(guān)1217在分閘位置，重合閘未投。但是，故障點(diǎn)孟蒙線 AB相，屬于保護(hù)反方向，而線路投Ⅰ段零序方向保護(hù)，因此110kV芙孟線保護(hù)誤動(dòng)作。

3.1 現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)保護(hù)裝置

為了查找引起 110kV芙孟線誤動(dòng)作的事故原因，將線路轉(zhuǎn)為檢修方式。維護(hù)人員采用昂立調(diào)試儀在保護(hù)屏模擬故障，針對(duì)110kV芙孟線1217開關(guān)保護(hù)裝置進(jìn)行數(shù)次零序反方向試驗(yàn)，保護(hù)裝置均不動(dòng)。模擬正方向故障，零序保護(hù)均正確動(dòng)作[1-2]。

3.2 線路保護(hù)零序Ⅰ段反方向誤動(dòng)分析

RCS-941線路保護(hù)裝置，零序方向判別元件、零序過流元件正常時(shí)均采用自產(chǎn)的零序電流計(jì)算。孟洲壩電廠110kV芙孟線保護(hù)裝置錄波圖，如圖3所示。

圖3 芙孟線保護(hù)誤動(dòng)波形

基于中元華電CAAP2008波形分析軟件，通過選取一個(gè)周波6個(gè)采樣點(diǎn)，采樣2.5個(gè)周波，獲取孟洲壩電廠110kV芙孟線保護(hù)裝置錄波數(shù)據(jù)，見表3。

表3 110kV孟蒙線保護(hù)裝置采樣數(shù)據(jù)

結(jié)合表3與芙孟線保護(hù)動(dòng)作波形，保護(hù)起動(dòng)后，故障采樣前 12個(gè)數(shù)據(jù)可知，3I0滯后 3U0在 15°之內(nèi)，雖然零序保護(hù)沒有誤動(dòng)作，但是已接近動(dòng)作。根據(jù)線路保護(hù)裝置RCS-941技術(shù)說明書[3-7]，正方向的零序正方向繼電器的動(dòng)作方程為

式中，ζ 為 3U0的幅角；δ 為 3I0的幅角；ψ 為系統(tǒng)零序阻抗角，一般為80°。

根據(jù)表3采樣的第 13至16個(gè)數(shù)據(jù)，可知 3I0超前3U0＞15°，并結(jié)合零序正方向繼電器的動(dòng)作方程（1）可得，P0＜?1VA，滿足零序正方向繼電器動(dòng)作條件保護(hù)裝置判為正方向故障；同時(shí)零序電流3I0（18.6A）遠(yuǎn)大于保護(hù)裝置零序Ⅰ段定值（14.1A），滿足零序方向過流Ⅰ段的判據(jù)，因此，孟洲壩電廠110kV芙孟線線路保護(hù)起動(dòng)后，1217開關(guān)在 40ms零序Ⅰ段動(dòng)作，發(fā)出三相跳閘令，完全符合保護(hù)錄波圖動(dòng)作情況，如圖3所示。在39.96ms時(shí)刻，3I0零序電流超前3U0零序電壓17.8°，電壓互感器兩點(diǎn)接地在故障發(fā)生期間，引起零序電壓相位發(fā)生變化，引起功率發(fā)生變化，滿足零序方向保護(hù)動(dòng)作判別，功率變化關(guān)系，如圖4所示。

圖4 功率時(shí)序圖

3.3 N600兩點(diǎn)接地引起零序電壓相位失真分析

110kV孟洲壩電廠保護(hù)電壓互感器二次中性點(diǎn)N600存在兩點(diǎn)接地，發(fā)生故障后在二次回路產(chǎn)生一個(gè)疊加電壓ΔU˙。ΔU˙電壓疊加到ABC三相中去，因此保護(hù)測(cè)量的各相電壓為故障電壓與疊加電壓之和。在正確情況下110kV孟蒙線發(fā)生接地故障時(shí)，110kV孟洲壩電廠110kV芙孟線保護(hù)安裝處三相電壓為在兩點(diǎn)接地的情況下發(fā)生相同故障時(shí)三相電壓分別為U˙M′A、U˙M′B、U˙M′C，故有以下關(guān)系，即

式中，Δ˙U的幅值大小與二次回路流過的電流成正比，其相位可能超前于故障相電壓100°～120°，也可能滯后于故障相電壓60°～80°。前一種情況零序方向元件能夠正確動(dòng)作，后一種情況零序方向元件則可能不正確動(dòng)作[8]。針對(duì)第二種情況進(jìn)行分析，圖5為各電氣量之間的相位關(guān)系。

圖5 N600兩點(diǎn)接地情況下A相故障相量圖

圖5中，分別為正常情況下故障的零序電壓和保護(hù)實(shí)際測(cè)量的零序電壓。若故障點(diǎn)在反方向，如圖6中F點(diǎn)，則M側(cè)保護(hù)測(cè)量的的零序電流相位如圖5中 I˙落后約80°。只有當(dāng)較大，引起落于第一象限才有可能將反方向故障誤判為正方向。A相測(cè)量電壓也受ΔU˙的影響進(jìn)入第一象限，之間的相位差小于90°，若故障點(diǎn)在正方向，如圖6中K點(diǎn)，則M側(cè)保護(hù)測(cè)量的零序電流相位如圖5中所示，超前約110°，若較大，零序方向同樣將出現(xiàn)誤判，將正方向故障誤判為反方向，而出現(xiàn)此情況時(shí)與之間的相位差同樣也比較小。電壓互感器 N600兩點(diǎn)接地時(shí)（系統(tǒng)發(fā)生故障）二次回路中性線上產(chǎn)生的偏移電壓Δ˙U。偏移電壓Δ˙U導(dǎo)致各相電壓產(chǎn)生幅值和相位變化，將對(duì)保護(hù)裝置方向元件產(chǎn)生干擾，嚴(yán)重情況下將導(dǎo)致保護(hù)裝置不正確動(dòng)作。

圖6 輸電線路故障點(diǎn)模型

綜合以上分析判斷，在110kV孟蒙線發(fā)生AB相間接地故障時(shí)，孟洲壩電廠110kV芙孟線保護(hù)裝置的零序Ⅰ段保護(hù)屬于零序反方向誤動(dòng)作。經(jīng)檢查孟洲壩電廠保護(hù)二次回路接線，發(fā)現(xiàn)其 110kV PT二次繞組 N600沒有執(zhí)行繼電保護(hù)反措要求，直接在端子箱接地，導(dǎo)致自產(chǎn)零序電壓相位失真是零序保護(hù)反方向誤動(dòng)的根本原因。

4 防范措施

類似變電站（廠站）發(fā)生過幾次由于保護(hù)電壓互感器二次中性點(diǎn)N600多點(diǎn)接地引起110kV及以上保護(hù)裝置誤動(dòng)事件，為了防止此類事件的再次發(fā)生，采取以下措施[9-11]：

1）執(zhí)行《電力系統(tǒng)繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置反事故措施要點(diǎn)》中規(guī)定：經(jīng)控制室零相小母線（N600）連通的幾組電壓互感器二次回路，只應(yīng)在控制室將 N600一點(diǎn)接地，各電壓互感器二次中性點(diǎn)在開關(guān)場(chǎng)地接地點(diǎn)應(yīng)斷開；為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的斷路器或接觸器等。

2）加強(qiáng)對(duì)所轄廠站電壓互感器二次回路 N600接地情況進(jìn)行檢查。

3）在新建廠站投運(yùn)前，認(rèn)真檢查驗(yàn)收中性點(diǎn)N600一點(diǎn)接地情況，確保設(shè)計(jì)圖紙及相關(guān)二次回路接線正確無誤，并將中性點(diǎn) N600接地線測(cè)試數(shù)據(jù)存檔備查。

4）改擴(kuò)建的廠站在設(shè)備投運(yùn)前，需要對(duì) N600公共接地線電流進(jìn)行測(cè)試并記錄數(shù)據(jù)。

5）加強(qiáng)運(yùn)維管理，每半年進(jìn)行一次N600接地線電流值的測(cè)試，發(fā)現(xiàn)多點(diǎn)接地，須立檢查排除N600以外的接地故障點(diǎn)。

6）實(shí)施一種變電站電壓互感器二次中性線接地在線監(jiān)測(cè)及定位技術(shù)。

5 結(jié)論

通過對(duì)孟洲壩電廠110kV芙孟線零序Ⅰ段反方向誤動(dòng)進(jìn)行保護(hù)與理論分析，得出零序保護(hù)誤動(dòng)的原因是電壓互感器二次中性點(diǎn)存在兩點(diǎn)接地。為了防止變電站內(nèi)的電壓互感器中性點(diǎn)多點(diǎn)造成的零序方向保護(hù)、距離保護(hù)誤動(dòng)，提出了一些防范措施，并指出了執(zhí)行繼電保護(hù)反事故措施的必要性和重要性。

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