一起110 kV線路保護(hù)動(dòng)作故障分析

汪陽(yáng)，嚴(yán)德祥，曹舉，顧沈卉

［摘 要］文章針對(duì)長(zhǎng)慶油田馬嶺變發(fā)生的110 kV線路零序方向電流保護(hù)動(dòng)作情況，從故障現(xiàn)象、保護(hù)原理、現(xiàn)場(chǎng)檢查等方面，利用錄波數(shù)據(jù)全面分析110 kV線路接地誘發(fā)變電所母線PT避雷器擊穿的故障發(fā)展過(guò)程，指出線路保護(hù)電流互感器（Current Transfo，CT）極性錯(cuò)誤、線路絕緣子及母線電壓互感器（Potential Transformer，PT）避雷器絕緣性能下降等問(wèn)題，提出加強(qiáng)設(shè)備檢修試驗(yàn)管理、完善保護(hù)配置等相關(guān)措施。文章在逐步推演分析故障原因的同時(shí)，深入剖析調(diào)度故障處置流程，提出“統(tǒng)一時(shí)間基準(zhǔn)點(diǎn)、厘清事件順序一條線”的聯(lián)合故障診斷方法，為復(fù)雜故障診斷提供有效方法。

［關(guān)鍵詞］零序方向電流保護(hù)；極性；絕緣性能；故障診斷

doi：10.3969/j.issn.1673 - 0194.2023.16.044

［中圖分類號(hào)］F273.1；TM773［文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼］A［文章編號(hào)］1673-0194（2023）16-0137-03

0? ? ?引 言

110 kV線路通常配置光纖差動(dòng)保護(hù)作為主保護(hù)，距離保護(hù)、帶方向零序過(guò)流保護(hù)作為后備保護(hù)。在保護(hù)投運(yùn)前，必須檢查互感器極性、二次回路接線，并校驗(yàn)保護(hù)裝置的動(dòng)作邏輯。然而，在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行中，會(huì)出現(xiàn)互感器極性錯(cuò)誤導(dǎo)致的保護(hù)誤動(dòng)與拒動(dòng)，因此在做好保護(hù)校驗(yàn)的同時(shí)需要進(jìn)行帶負(fù)荷測(cè)試。

同時(shí)，當(dāng)前電網(wǎng)智能化建設(shè)正處于快速發(fā)展的關(guān)鍵時(shí)期，在數(shù)字化條件下實(shí)現(xiàn)快速準(zhǔn)確的故障診斷，從而減少停電時(shí)間以保障油氣生產(chǎn)至關(guān)重要。在復(fù)雜故障分析過(guò)程中，須考慮上下游保護(hù)配合及保護(hù)范圍，結(jié)合站內(nèi)及上下游告警信息全面分析保護(hù)動(dòng)作情況，這樣才能為故障排查提供依據(jù)。

1? ? ?保護(hù)動(dòng)作及故障處置

馬嶺變有110 kV、35 kV、10 kV 3個(gè)電壓等級(jí)，總負(fù)荷約14 000 kW，其中10 kV側(cè)小電流接帶負(fù)荷約7 000 kW。該站所110 kV系統(tǒng)為單母線分段接線方式，110 kVⅡ段1113線為電源進(jìn)線（上游變電站對(duì)應(yīng)1114出線開關(guān)），帶變電所全部負(fù)荷，110 kVⅠ段電壓互感器（Potential Transformer，PT）運(yùn)行。110 kVⅠ段1111線空載運(yùn)行，1112線為備用電源進(jìn)線。

該變電站110 kV母線未配置母差保護(hù)。1113線采用南瑞繼保PCS-943AM型保護(hù)裝置，無(wú)光纖差動(dòng)保護(hù)，相間距離保護(hù)、零序方向電流保護(hù)投入，故障電流從母線流向線路為保護(hù)動(dòng)作正方向。110 kV 1113開關(guān)電流互感器（Current Transfo，CT）變比為600/5，接地距離I段定值為2.04Ω、0 s；對(duì)側(cè)變電站110 kV 1114開關(guān)CT變比為600/1，接地距離Ⅰ段定值為8.54Ω、0 s。

某日，該變電站對(duì)側(cè)1114開關(guān)、本側(cè)1113線開關(guān)相繼保護(hù)動(dòng)作跳閘。對(duì)側(cè)1114開關(guān)接地距離Ⅰ段動(dòng)作，故障相A相，保護(hù)測(cè)距50.15 km；本側(cè)1113開關(guān)接地距離Ⅰ段動(dòng)作，故障相C相，保護(hù)測(cè)距5.9 km。

110 kV 1113線全長(zhǎng)65 km。

保護(hù)動(dòng)作跳閘后，經(jīng)調(diào)度初步判斷，認(rèn)為變電站110 kV 1113線路故障，隨后將1113線路隔離，通過(guò)備用電源1112開關(guān)送電帶變電站負(fù)荷，由于變電站110 kV母線故障，送電不成功。

2? ? ?故障分析及現(xiàn)場(chǎng)檢查

2.1? ?故障錄波分析

故障跳閘時(shí)，該變電站110 kVⅠ段母線電壓與1113間隔電流波形如圖1所示，波形圖可分為幾個(gè)階段進(jìn)行分析。

第一階段，1113線保護(hù)動(dòng)作正方向指向線路，故障前1113線為電源進(jìn)線運(yùn)行電流0.33 A，相電流滯后相電壓4°，與實(shí)際潮流方向不符。由此可斷定1113開關(guān)電流互感器保護(hù)繞組極性接線錯(cuò)誤。

第二階段，持續(xù)約4個(gè)周波，110 kV系統(tǒng)A相接地，對(duì)側(cè)1114開關(guān)接地距離Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作跳閘。此時(shí)弱饋側(cè)1113開關(guān)無(wú)零序大電流，由此可斷定110 kV線路發(fā)生A相接地故障。西馬線電源側(cè)保護(hù)動(dòng)作切除故障時(shí)，馬嶺變110 kV非故障相電壓由正常運(yùn)行時(shí)的60 V升高至70～75 V（不超過(guò)1.4倍運(yùn)行相電壓），說(shuō)明在故障切除過(guò)程中產(chǎn)生工頻暫態(tài)過(guò)電壓，該過(guò)電壓屬于故障切除時(shí)的正常現(xiàn)象。

第三階段，故障轉(zhuǎn)換為AC相接地，持續(xù)約400 ms；隨后故障轉(zhuǎn)換成C相接地，持續(xù)約600 ms。在此階段，因站所下游10 kV小電流為系統(tǒng)提供較小的故障電流，且該變電站110 kV系統(tǒng)轉(zhuǎn)為中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)，110 kV中性點(diǎn)電壓高達(dá)180 V，超過(guò)主變間隙零序保護(hù)定值150 V，因過(guò)電壓為間隙性失電，且無(wú)間隙零序電流，未能持續(xù)保持0.5 s延時(shí)，因此主變高壓側(cè)間隙零序保護(hù)未動(dòng)作跳閘。

第四階段，對(duì)側(cè)1114開關(guān)延時(shí)1 s后重合，此時(shí)弱饋側(cè)1113開關(guān)C相電流Ic及零序電流3IO約10 A，接地距離Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作跳閘，弱饋側(cè)有大電流說(shuō)明下游有故障點(diǎn)［1］。由此可斷定1113開關(guān)背側(cè)發(fā)生C相接地故障，因1113開關(guān)保護(hù)動(dòng)作正方向指向線路，故1113開關(guān)電流互感器保護(hù)繞組極性接反。

2.2? ?線路故障

根據(jù)對(duì)側(cè)1114開關(guān)保護(hù)動(dòng)作故障測(cè)距結(jié)果，對(duì)該線路50.15 km所在桿段進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)#170桿A相第一片絕緣子閃絡(luò)、導(dǎo)線有閃絡(luò)痕跡，如圖2所示。該線路于1995年建成投運(yùn)，該桿段瓷質(zhì)絕緣子投運(yùn)時(shí)間超過(guò)20年，絕緣性能下降。由此說(shuō)明對(duì)側(cè)1114開關(guān)接地距離Ⅰ段保護(hù)動(dòng)作正確，測(cè)距與實(shí)際故障點(diǎn)位置相近。

2.3? ?站所故障

經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)檢查，110 kVⅠ段PT C相避雷器擊炸，造成本體與連接引線處發(fā)生斷裂，沖擊力造成引線反方向搭掛，且與PT本體發(fā)生碰撞，灼燒痕跡明顯，如圖3所示。

故障避雷器型號(hào)為Y10W5-100，避雷器額定電壓為100 kV，持續(xù)運(yùn)行電壓80 kV。根據(jù)錄波分析，該避雷器擊炸為線路接地的繼發(fā)性故障，線路A相接地故障切除時(shí)，非故障相產(chǎn)生瞬時(shí)暫態(tài)過(guò)電壓最高70 V（一次側(cè)約77 kV）。經(jīng)試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，未擊炸的AB相避雷器0.75 U 1 mA下的泄漏電流均大于50μA。因此，110 kV

Ⅰ段PT C相避雷器擊炸原因?yàn)殚L(zhǎng)期運(yùn)行導(dǎo)致的絕緣性能下降。

2.4? ?二次回路檢查

110 kV線路保護(hù)要求以指向線路側(cè)為保護(hù)動(dòng)作正方向，CT一次側(cè)極性端P1靠母線，二次側(cè)同名端S1為首進(jìn)保護(hù)裝置［2］，如圖4所示。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)檢查，弱饋側(cè)1113開關(guān)保護(hù)CT一次側(cè)P1靠線路側(cè)，二次側(cè)S1為首進(jìn)保護(hù)裝置，不滿足保護(hù)動(dòng)作正方向CT極性接線要求。

2.5? ?小電源并網(wǎng)安全分析

根據(jù)錄波分析，上游電源跳閘后，小電源機(jī)組并網(wǎng)容量較大，在故障長(zhǎng)線路空載無(wú)功支撐作用下，引起機(jī)組長(zhǎng)時(shí)間（12 s）倒送電未脫網(wǎng)，對(duì)系統(tǒng)產(chǎn)生較大的安全隱患。

為了瞄準(zhǔn)國(guó)家“雙碳”目標(biāo)，越來(lái)越多的伴生氣、分布式光伏風(fēng)電等小電源將并入電網(wǎng)，面對(duì)高比例分布式電源并網(wǎng)，電力電子型逆變電流源采取了防孤島保護(hù)措施，但對(duì)于下游傳統(tǒng)伴生氣發(fā)電機(jī)組并網(wǎng)未采取防孤島措施。

目前，分布式電源堅(jiān)持“自發(fā)自用、余電不上網(wǎng)”的原則，為了確保電網(wǎng)安全運(yùn)行，計(jì)劃在分布式電源并網(wǎng)點(diǎn)安裝逆功率保護(hù)裝置［3］，當(dāng)上游電網(wǎng)發(fā)生故障分布式電源倒送短路電流時(shí)，并網(wǎng)點(diǎn)逆功率保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘，將分布式電源與電網(wǎng)隔離，確保大電網(wǎng)運(yùn)行與檢修安全。

2.6? ?故障處置流程分析

因變電站1113開關(guān)與對(duì)側(cè)1114開關(guān)幾乎在同一時(shí)間跳閘，調(diào)度人員誤認(rèn)為線路故障，在故障處置過(guò)程中存在疏漏。

一是系統(tǒng)故障后未能及時(shí)查看錄像，導(dǎo)致故障處置前期未及時(shí)發(fā)現(xiàn)站內(nèi)設(shè)備故障。在保護(hù)動(dòng)作跳閘后系統(tǒng)故障發(fā)生轉(zhuǎn)換，變電站內(nèi)110 kV避雷器故障C相接地，錄像回放過(guò)程中可明顯看到在接地過(guò)程中產(chǎn)生弧光放電（應(yīng)同時(shí)伴有異常響動(dòng)），值班員只是根據(jù)跳閘告警信息及線路測(cè)距結(jié)果片面認(rèn)為線路故障，后續(xù)恢復(fù)供電過(guò)程中在站內(nèi)設(shè)備接地情況下對(duì)備用電源開關(guān)進(jìn)行操作，帶故障多次試送電存在較大風(fēng)險(xiǎn)。

二是調(diào)度信息傳遞存在漏洞。調(diào)控中心下令操作備用電源開關(guān)送電期間信息傳遞不對(duì)稱，在變電站內(nèi)故障點(diǎn)未隔離情況下，操作維護(hù)班在戶外查看設(shè)備情況，存在較大的安全隱患。

三是系統(tǒng)告警監(jiān)控不到位。在故障處置過(guò)程中，因故障信息較多，值班員未能綜合判斷調(diào)控系統(tǒng)報(bào)文及保護(hù)動(dòng)作信息，導(dǎo)致誤判帶故障送電。

四是缺乏聯(lián)合分析的網(wǎng)絡(luò)化思維。調(diào)度指揮在故障判斷時(shí)未能從繼電保護(hù)動(dòng)作行為及故障錄波多源信息入手，導(dǎo)致故障判斷較為片面，應(yīng)從電網(wǎng)全局、多源故障信息入手，采用“統(tǒng)一時(shí)間基準(zhǔn)點(diǎn)、厘清事件順序一條線”的方法對(duì)大數(shù)據(jù)進(jìn)行聯(lián)合推演論證。

3? ? ?采取措施

（1）項(xiàng)目部加強(qiáng)設(shè)備檢修管理。檢修單位嚴(yán)格按照電氣設(shè)備檢修作業(yè)操作規(guī)程要求，嚴(yán)格設(shè)備檢修、試驗(yàn)周期管理，并將避雷器檢查、試驗(yàn)作為重點(diǎn)工作任務(wù)管理，避免此類故障再次發(fā)生。

（2）線路維護(hù)班更換瓷質(zhì)懸式絕緣子。本次110 kV故障線路瓷質(zhì)絕緣子使用年限已超20年，瓷質(zhì)絕緣子的使用壽命為15～25年。后期必須逐步更換“服役期滿”的瓷質(zhì)絕緣子。

（3）項(xiàng)目部嚴(yán)格二次回路檢驗(yàn)及保護(hù)調(diào)試。按照規(guī)程規(guī)范及反措要求，加強(qiáng)新建、改建站所間隔設(shè)備試驗(yàn)、驗(yàn)收，做好各間隔CT極性核查，運(yùn)行狀態(tài)下帶負(fù)荷數(shù)據(jù)分析及向量圖核對(duì)，確保新建、改建、擴(kuò)建間隔保護(hù)一次性正確投入，從源頭杜絕因一、二次回路接線錯(cuò)誤，試驗(yàn)漏項(xiàng)，數(shù)據(jù)核對(duì)不及時(shí)等導(dǎo)致保護(hù)誤動(dòng)拒動(dòng)問(wèn)題發(fā)生［4］。

（4）繼保部門加強(qiáng)大量分布式電源并網(wǎng)保護(hù)配置分析。針對(duì)高比例分布式電源并網(wǎng)的發(fā)展趨勢(shì)，需要進(jìn)一步分析電網(wǎng)潮流，計(jì)算大容量并網(wǎng)對(duì)上游系統(tǒng)故障電流的影響，充分考慮保護(hù)配置、定值配合及運(yùn)行檢修的安全性。針對(duì)自發(fā)自用余電不上網(wǎng)的分布式電源，加裝逆功率保護(hù)裝置，防止功率倒送。

（5）項(xiàng)目部加強(qiáng)培訓(xùn)，提升值班人員故障判斷能力。值班人員切實(shí)掌握調(diào)控系統(tǒng)、視頻監(jiān)控系統(tǒng)等各平臺(tái)的告警信息查看與主體功能，有效發(fā)揮相關(guān)系統(tǒng)在應(yīng)急處置過(guò)程中的效用，確保異常情況及時(shí)發(fā)現(xiàn)。同時(shí)，強(qiáng)化值班員對(duì)變電站一次后臺(tái)間隔圖、保護(hù)裝置告警信息的查看應(yīng)用，通過(guò)多種信息渠道綜合判斷。

（6）繼保部門優(yōu)化故障測(cè)距及保護(hù)配置。針對(duì)線路與站所同一時(shí)間段復(fù)合性故障，在變電站無(wú)母線保護(hù)的情況下容易導(dǎo)致故障范圍的誤判，后續(xù)計(jì)劃完善110 kV電壓等級(jí)母差保護(hù)，并在110 kV線路部署分布式行波測(cè)距故障監(jiān)測(cè)終端［5］，實(shí)現(xiàn)對(duì)故障類型、故障點(diǎn)的精確判斷。

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