一起10kV線路過流保護誤動事故的原因分析與處理措施

劉濤 閔喜艷

摘要：針對一起10 kV線路過流保護誤動事故進行了詳細分析，通過Web歷史事項查詢和繼電保護裝置動作報文分析，查找出了引發(fā)事故的原因，結合故障計算結果，提出了防止此類事故發(fā)生的措施。

關鍵詞：過流保護;誤動;方向;故障計算

1 事故概況

1.1? ? 事故前運行方式

某雙側電源供電的35 kV變電站B的主接線圖如圖1所示。35 kV線路XL1為變電站B的電源進線，35 kV線路XL2為徑流式水電站C的并網(wǎng)線路。BA為35 kV電源進線開關，BC為35 kV電站C并網(wǎng)專線開關。線路XL1、XL2運行，1#、2#主變并列運行，5條10 kV線路運行。其中，10 kV線路1、線路2、線路3分別為1#、2#、3#徑流式水電站的專線并網(wǎng)線路，線路4、線路5為農(nóng)網(wǎng)線路。

1.2? ? 事故經(jīng)過

2020-02-23T10：29，35 kV變電站B的BC開關電流II段保護動作跳閘，同時該站10 kV線路1電流II段保護動作跳閘。運行人員分別聯(lián)系電站C和電站1，得知電站均已解列，且經(jīng)巡視站內均無異常。

經(jīng)相關單位巡線發(fā)現(xiàn)，35 kV線路XL2和10 kV線路1均無異常。2020-02-23T13：20，10 kV線路1試送成功且運行正常。2020-02-23T13：25，35 kV線路XL2試送成功且運行正常。

2 設備參數(shù)及保護配置

2.1? ? 設備參數(shù)

35 kV變電站B的35 kV母線正序等值阻抗標幺值分別為：電力系統(tǒng)最大運行方式1.151 4、電力系統(tǒng)最小運行方式1.473 5，基準容量為100 MVA。1#主變容量為6.3 MVA、阻抗電壓為7.33%，2#主變容量為5 MVA、阻抗電壓為7.02%。1#、2#主變額定電壓比均為38.5/10.5 kV，接線方式均為Y/△-11。

2.2? ? 保護配置

（1）因35 kV線路XL1、XL2均為雙側電源線路，為確保各級保護動作的選擇性，防止保護誤動，35 kV線路XL1、XL2均采用方向電流保護方式[1]。由于35 kV線路XL1、XL2均未安裝線路PT，無法實現(xiàn)線路兩側檢同期或檢無壓的重合閘方式，為防止非同期合閘損壞設備，故35 kV線路XL1、XL2各側保護重合閘均退出。

（2）1#、2#主變均配置過電流保護作為變壓器、10 kV母線以及10 kV出線的后備保護，保護定值按躲過主變各側的額定電流來整定[2]，且保護不帶方向性。因時間級差不夠分配，高后備、低后備過流I段時限無級差。

（3）10 kV出線均配置階段電流保護，過流I段定值按躲過本線路末端最大三相短路電流來整定，過流II段定值按躲過本線路最大負荷電流來整定[2]，且過流I段、過流II段保護均不帶方向性。因10 kV線路1、線路2、線路3均未安裝線路PT，故重合閘均退出。

保護配置如圖2所示。

相關人員通過對35 kV變電站B的各級保護定值進行校核得知，各級保護定值的整定與配合均正確無誤。

3 事故分析

3.1? ? 實時負荷查詢

故障發(fā)生時，35 kV線路XL2及10 kV線路1、線路2、線路3實時負荷的查詢結果如表1所示。

因B站各并網(wǎng)水電站均為徑流式電站，且處于枯水期，發(fā)電量急劇下降，僅10 kV線路1上并網(wǎng)的電站1出力大于50%。

根據(jù)BA開關及線路1過流II段保護電流定值，可排除35 kV線路XL2及10 kV線路1過電流跳閘的可能。

3.2? ? Web歷史事項查詢

查詢Web歷史事項如下：

（1）2020-02-23T10：29：46.966，35 kV變電站B全站告警并動作;10：29：46.966，線路XL2保護裝置報警并動作;10：29：46.975，線路XL1保護裝置報警并動作。

（2）2020-02-23T10：29：47.030，變電站B 35 kV工作母線A、B相電壓及AB線電壓越操作下限（A相電壓11.122 kV、B相電壓10.59 kV、AB線電壓1.808 kV），可知故障相別為A、B相。10：29：47.030，變電站B 10 kV工作母線A、B相電壓及AB線電壓越操作下限（A相電壓4.804 kV、B相電壓4.865 kV、AB線電壓5.206 kV），可知故障相別為A、B相[3]。

（3）2020-02-23T10：29：47.069，變電站B 10 kV線路1過流Ⅱ段出口動作;10：29：47.098，變電站B 線路1開關分;10：29：47.104，變電站B線路1過流Ⅱ段出口復位;10：29：47.358，變電站B線路XL2過流Ⅱ段出口動作;10：29：47.394，變電站B線路XL2 BC開關分;10：29：47.422，變電站B線路XL2過流Ⅱ段出口復位。

分析可知：線路1過流Ⅱ段出口動作289 ms后，線路XL2過流Ⅱ段出口動作;線路1開關分296 ms后，線路XL2 BC開關分。

（4）2020-02-23T10：29：47.408，線路XL1保護裝置報警，復位;10：29：47.413，變電站B線路XL2保護裝置報警，復位;10：29：47.413，變電站B全站告警，復位。

（5）2020-02-23T10：29：47.720，變電站B 35 kV工作母線A、B、C相電壓及AB線電壓越操作下限恢復（A相電壓21.13 kV、B相電壓21.185 kV、C相電壓19.238 kV、AB線電壓36.343 kV）;10：29：47.720，變電站B 10 kV工作母線A、B、C相電壓及AB線電壓越操作下限恢復（A相電壓5.412 kV、B相電壓5.556 kV、C相電壓5.379 kV、AB線電壓9.657 kV）。

3.3? ? 事故報文信息

BC開關保護動作報文、線路1開關保護動作報文分別如圖3、圖4所示。

3.3.1? ? BC開關保護動作報文分析

BC開關過流Ⅱ段動作時的故障電流Ip_Max=56.546/1 131 A，35 kV母線電壓降低Upp_Max=86.941 V，出現(xiàn)零序電流、零序電壓，3I0_Ext=38.011 A，3U0_Cal=5.883 V，故障相別為A相。

3.3.2? ? 線路1開關保護動作報文分析

線路1開關過流Ⅱ段動作時的故障電流Ip_Max=7.841/313.64 A，10 kV母線電壓降低Upp_Max=96.539 V，出現(xiàn)零序電流、零序電壓，3I0_Ext=0.003 A，3U0_Cal=2.494 V，故障相別為A相。

對于35 kV及以下小電流接地系統(tǒng)的測量回路以及除差動保護外的保護回路，電流互感器二次回路接線方式采用兩相不完全星型接線方式。通常兩只電流互感器裝于A、C相，B相無電流互感器。綜合可知，故障相應為A、B相。

35 kV線路XL2、10 kV線路1的A、B兩相電流增大，A、B兩相電壓降低，且出現(xiàn)零序電流、零序電壓，可判斷發(fā)生了A、B兩相接地短路故障。

3.4? ? 保護動作分析與評價

3.4.1? ? 故障計算

在10 kV線路1的線末進行短路故障計算，線路1線末電力系統(tǒng)的最小運行方式兩相短路電流Imin=780 A，遠大于本次事故中線路1流過的短路電流Ip_Max=7.841/313.64 A，從而可知線路1流過的短路電流不是由系統(tǒng)電源所提供，而是由該線路并網(wǎng)小電源所提供。據(jù)此亦可判斷出故障點并不在線路1上，應該在35 kV線路XL2上。

3.4.2? ? 10 kV小電源側保護動作分析

由10 kV線路1保護動作報文可知，線路1流過的短路電流為Imax=7.841/313.64 A，達到了線路1過流II段保護電流定值（6.6/264 A），而未達到線路1過流I段電流定值（36/1 440 A），故線路1過流II段保護啟動，經(jīng)0.2 s延時后過流II段保護動作出口跳開線路1開關。

線路1過流II段保護動作出口跳開線路1開關后，隔離了線路1上由電站1向35 kV線路XL2提供的短路電流。

因流過1#、2#主變的故障電流未達到主變高、低后備過流I段定值，故1#、2#主變保護均未啟動。

3.4.3? ? 35 kV系統(tǒng)電源側保護動作分析

35 kV線路XL2故障時，35 kV線路XL2 BC開關、35 kV線路XL1 BA開關均流過短路電流，是由系統(tǒng)電源所提供的較大的短路電流，同時，35 kV變電站B 10 kV并網(wǎng)電站對BC開關流過的短路電流也起到了一定的助增作用。

由BC開關保護動作報文可知，線路XL2流過的短路電流為Ip_Max=56.546/1 131 A，達到了BC開關過流II段保護電流定值5.43/109 A，而未達到過流I段電流定值67.8/1 356 A，且電流方向由母線流向線路，故BC開關過流II段保護啟動，經(jīng)0.5 s延時后BC開關過流II段保護出口跳開BC開關，故障隨之得以徹底切除。

因BA開關保護流過的短路電流方向由線路流向母線，故BA開關保護裝置僅報警，而過流II段保護并不會啟動。

3.4.4? ? 保護動作評價

綜合上述分析可知，35 kV線路XL2發(fā)生不明原因瞬時兩相接地短路故障時，BC開關過流II段保護應動而動，應評價為正確動作。10 kV線路1過流II段保護不應動而誤動，應評價為不正確動作[4]。

4 結語

35 kV線路XL2發(fā)生短路故障時，因10 kV線路1上并網(wǎng)電站1出力達到79.6%，接近電站1的最大運行方式，使得線路1流過的短路電流大于其過流II段電流定值。由于線路1階段電流保護不帶方向性，從而導致線路1過流II段保護誤動。

對于并網(wǎng)電站裝機較大的10 kV線路1、線路2和線路3應配置方向過電流保護裝置，以防止保護誤動。此外，并網(wǎng)電站應根據(jù)調度部門的要求，開展涉網(wǎng)設備保護定值的復算與校核工作，以確保發(fā)電廠和電網(wǎng)保護配合無誤。

[參考文獻]

[1] 國家電力調度通信中心.國家電網(wǎng)公司繼電保護培訓教材[M].北京：中國電力出版社，2009.

[2] 3～110 kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程：DL/T 584—2007[S].

[3] 景敏慧.電力系統(tǒng)繼電保護動作實例分析[M].北京：中國電力出版社，2012.

[4] 電力系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置運行評價規(guī)程：DL/T 623—2010[S].

收稿日期：2020-06-30

作者簡介：劉濤（1974—），男，陜西安康人，工程師，研究方向：調度運行管理。

閔喜艷（1986—），女，陜西安康人，碩士，工程師，研究方向：繼電保護整定計算及定值管理。