一起主變低后備保護誤動原因分析及對策

劉 明

(廣西金川有色金屬有限公司， 廣西 防城港 538002)

0 引言

某有色金屬冶煉工業企業主要生產銅、鎳兩大類產品，副產品有硫酸、銅鹽、鎳鹽等，項目于2013年建成投運，各個生產單元運行正常。與項目配套的供配電系統有一座110 kV變電站和若干座下級10 kV配電站。其中110 kV變電站設置有2臺63 000 kVA雙圈電力變壓器，2臺變壓器高壓側分別接入110 kV甲、乙段母線上，變壓器低壓側電壓為10 kV，分別接至變電站10 kVⅠ、Ⅱ段母線上，變電站10 kV主接線為單母線分段接線，電力變壓器主保護為差動保護和重瓦斯保護，變壓器低壓側后備保護為五段復合電壓閉鎖過流保護和零序電流保護等，保護裝置為RCS- 9681CS微機綜合保護裝置。110 kV變電站所帶各下級10 kV配電站的母線主接線均為單母線分段接線，1#、2#進線分別引自110 kV變電站10 kVⅠ、Ⅱ段母線，線路配備差動保護和過電流保護，兩側保護裝置均為RCS- 9613CS微機綜合保護裝置。正常運行方式：110 kV變電站和10 kV配電站均為分段運行。本文針對一起因RCS- 9681CS微機綜合保護裝置五段復合電壓閉鎖方向過電流保護誤動情況進行了分析，并且重點介紹RCS- 9681CS微機綜合保護裝置與下級配電站保護的級差配合問題進行了說明。

1 RCS- 9681CS微機綜合保護裝置簡介

由南京南瑞繼保電氣有限公司研制生產的RCS- 9681CS微機綜合保護裝置適用于110 kV電壓或以下等級變壓器的110 kV、35 kV或10 kV側后備保護裝置。本保護裝置具有五段復合電壓閉鎖方向過電流保護(可帶方向)；一段過流保護；接地零序方向過電流保護；不接地零序電壓保護；間隙零序過電流保護；過負荷保護；過負荷告警等保護。該裝置同時還具有變壓器冷卻風機控制、過載閉鎖有載調壓；PT斷線、控制回路斷線、裝置失電閉鎖及告警；可實現遙控、遙測、遙信等功能。RCS- 9681CS微機綜合保護裝置是工礦企業供電系統中110 kV及以下電壓等級變壓器的高(低)后備保護較為理想的設備之一。

2 變壓器復合電壓閉鎖過流保護與下級過電流保護配合

2.1 一起繼電保護越級跳閘事故

2019年2月，該企業一個無人值守的10 kV配電站(為110 kV變電站的下級配電站)Ⅱ段母線上的容量為50 kVA的所用變壓器著火，所用變壓器為柜內安裝，所變一次側配高壓熔斷器，因火勢較大，高壓熔斷器熔絲熔斷后著火點仍無法熄滅，隨著火勢的擴大，電氣故障性質由一般電氣火災演變為電力系統短路。系統故障保護動作分析如圖1所示。

圖1 系統故障保護動作分析

如圖1所示，1DL為110 kV變電站2#主變壓器高壓側110 kV斷路器，2DL為110 kV變電站主變低壓側10 kV斷路器，3DL為110 kV變電站10 kV母線上為下一級配電站供電的出線斷路器，4DL為10 kV配電站的進線斷路器。斷路器1DL保護配置按照變壓器常規保護設置。斷路器2DL保護設置為五段復合電壓閉鎖方向過電流保護和過負荷保護，方向指向母線，保護裝置為RCS- 9681CS微機綜合保護裝置。斷路器3DL保護設置為線路比率差動保護和過電流保護，保護裝置為RCS- 9613CS微機綜合保護裝置。斷路器4DL保護設置為線路比率差動保護和過電流保護，保護裝置為RCS- 9613CS微機綜合保護裝置。根據電力系統繼電保護設置原則，該電力故障應該由10 kV配電站Ⅱ段進線斷路器4DL過電流保護首先動作跳閘來切除系統短路故障，上一級110 kV變電站的10 kVⅡ段出線斷路器3DL過電流保護和110 kV主變10 kV側斷路器2DL復合電壓閉鎖方向過電流保護作為遠后備保護可啟動但不應動作跳閘?；蛘?，斷路器4DL保護啟動未成功或斷路器4DL拒動不能及時切除系統短路故障點時，應由斷路器3DL保護啟動切除系統短路故障點。當斷路器4DL保護和斷路器3DL保護均不能成功啟動切除系統短路故障點時，斷路器2DL保護才可啟動動作，確保能夠準確切除系統短路故障點。

經現場查看各級保護動作情況，10 kV配電站Ⅱ段進線斷路器4DL過電流保護動作，110 kV變電站Ⅱ段10 kV出線斷路器3DL過電流保護未動作，4DL、3DL保護配合正確，實現了繼電保護的選擇性。110 kV變電站主變10 kV側(低壓側)斷路器2DL五段復合電壓閉鎖方向Ⅰ段過電流保護動作，同時斷開了110 kV變電站主變10 kV側斷路器2DL，造成110 kV變電站10 kV Ⅱ段母線全部失電，影響110 kV變電站10 kVⅡ段母線上其他負荷的正常供電，擴大了事故范圍，2DL保護動作屬誤動，需進一步分析和查找保護誤動的原因。110 kV變電站、10 kV配電站有關的各級繼電保護設置及整定值如表1所示。

表1 110 kV變電站、10 kV配電站繼電保護定值匯總表

表1中，按照電力系統繼電保護設置要求，為提高保護的靈敏性，110 kV變電站主變10 kV側2DL保護選擇為五段復合電壓閉鎖方向過電流保護，這部分定值由供電部門給定值。其中負序相電壓值(二次值)5 V，線電壓低電壓值(二次值)70 V，為線電壓的70%，均為系統標準保護給定值。過電流保護共分五段，其中過電流Ⅰ段電流值(一次值)8 452 A，延時1.2 s，過電流Ⅱ段電流值8 452 A，延時1.5 s，過電流Ⅰ段、Ⅱ段的電流值相同，保護動作延時級差為0.3 s；過電流Ⅲ段電流值(一次值)4 618 A，延時1.9 s，過電流Ⅳ段電流值4 618 A，延時2.2 s，過電流Ⅴ段電流值4 618 A，延時2.5 s，過電流Ⅲ段、Ⅳ段、Ⅴ段的電流值相同，保護動作延時級差均為0.3 s。從保護動作延時設置看，五段復合電壓閉鎖方向過電流保護在其保護范圍內由時間級差來實現選擇性，這種設置是電力系統保護設計的常規應用。

在表1中，110 kV變電站10 kVⅡ段出線3DL保護設置為，線路比率差動保護，電流值768 A，過電流保護，電流值2 400 A，延時1.5 s。10 kV配電站進線4DL保護設置為，線路比率差動保護，電流值768 A，電流值1 920 A，延時1.2 s。其中線路比率差動保護的保護范圍僅限于10 kV線路，與本次系統故障時繼電保護誤動沒有關聯。由于在110 kV變電站10 kVⅡ段出線3DL過電流保護和10 kV配電站進線4DL過電流保護設置均相同，過電流動作值差別不大，只有80 A，基本是工礦企業常用的保護設置方式。要實現3DL和4DL過電流保護之間動作的選擇性，保護動作延時級差亦為0.3 s，即在過電流動作值都滿足的條件下，首先由4DL保護動作切除故障點，如果4DL未能正確及時地切除故障點，延時0.3 s后再由3DL來切除故障點。

比較110 kV變電站主變10 kV側出線2DL保護配置和110 kV變電站Ⅱ段10 kV出線3DL保護設置與10 kV配電站進線4DL保護設置，當10 kV配電站所用變壓器著火引起系統短路時，系統產生負序電壓，110 kV變電站10 kV母線電壓下降，在五段復合電壓閉鎖方向過電流保護中，滿足復合電壓閉鎖條件的啟動要求，110 kV變電站主變10 kV側2DL復合電壓閉鎖方向過電流保護越級動作具備條件。主變10 kV側2DL過電流Ⅰ保護值為8 452 A，110 kV變電站10 kV出線3DL過電流保護值為2 400 A，10 kV配電站進線4DL過電流保護值為1 920 A，依據系統短路電流計算結果均都滿足動作值要求。在保護動作延時時間上，110 kV變電站主變10 kV側2DL復合電壓閉鎖方向過電流保護時間延時1.2 s，110 kV變電站10 kV出線3DL過電流保護時間延時1.5 s，10 kV配電站進線4DL過電流保護時間延時1.2 s，不難看出，當復合電壓閉鎖和短路電流均滿足啟動條件的情況下，110 kV變電站主變10 kV側斷路器2DL和10 kV配電站進線斷路器4DL將首先動作跳閘。

經過技術人員對事故著火現場勘查，比較系統參數的變化，進行事故分析，還原了事故起因和保護越級跳閘的真相。10 kV配電站所用變壓器著火初期，10 kV電力系統為單相接地故障，接著火勢增大，系統變化為兩相短路接地，電力系統產生負序電壓，10 kV配電站和110 kV變電站10 kV母線電壓下降，110 kV變電站主變低壓側2DL低后備復壓閉鎖過電流保護中的復壓閉鎖元件啟動，過電流保護具備動作條件；隨著火勢的快速發展系統出現三相短路，短路電流超過8.7 kA(一次值，110 kV變電站故障錄波裝置記錄)，在2DL低后備復壓閉鎖元件啟動的同時，2DL保護的過電流元件啟動，同時3DL、4DL過電流保護亦開始啟動，由于110 kV變電站10 kV出線3DL過電流保護時間延時比2DL、4DL長0.3 s，因此，110 kV變電站10 kV出線斷路器3DL未動作，而110 kV變電站主變10 kV側斷路器2DL和10 kV配電站進線斷路器4DL動作分閘。正是2DL保護誤動作，才造成110 kV變電站10 kVⅡ段母線失電，擴大了事故范圍。

2.2 微機綜合保護裝置復合電壓閉鎖方向過電流保護與下級保護定值整定配合

在工廠實際供電系統中，110 kV變電站主變壓器及以上保護定值多為供電部門提供。供電部門提供的保護定值是以電力系統大網為主要因素來設置各級保護的系統配合問題，對電力用戶配網系統的繼電保護設置情況沒有提出更為合理的解決方案。為了更好地適應電力系統大網繼電保護設置，電力用戶配網系統需要根據自身的實際，適時調整各級保護的定值和延時級差。經分析計算，將110 kV變電站主變10 kV側復合電壓閉鎖方向過電流保護中的電壓閉鎖條件作局部修改：負序相電壓5 V，線電壓低電壓值65 V，為線電壓的65%，過電流定值及保護時間延時不變。而110 kV變電站主變110 kV側復合電壓閉鎖方向過電流保護定值保持不變：負序相電壓5 V，線間低電壓70 V，過電流定值及保護時間延時亦不變。如此，在主變110 kV側后備保護的保護范圍、啟動條件、切除時限等都能滿足電力系統要求前提下，主變10 kV側后備保護的保護范圍、啟動條件做了微調，即將保護延伸范圍適度縮小，以適應上下各級過電流保護范圍的調整。

為提高110 kV變電站主變10 kV側斷路器2DL、110 kV變電站10 kVⅡ段出線斷路器3DL和10 kV配電站進線斷路器4DL三級過電流保護的選擇性，110 kV變電站主變10 kV側復合電壓閉鎖方向過電流保護定值已由主管部門復核確認，需對110 kV變電站10 kVⅡ段出線斷路器3DL和10 kV配電站進線斷路器4DL過電流保護定值重新核算，根據繼電保護整定原則，綜合考慮保護定值設置和上下級時間延時級差等因素，保護定值調整如表2所示。

表2 110 kV變電站、10 kV配電站繼電保護定值調整匯總表

按照上述保護定值和修改方案，將110 kV變電站10 kVⅡ段其他所有出線回路的過電流保護定值和下級各10 kV配電站進線的過電流保護定值都依照保護定值調整表二進行了相應的調整。保護定值調整后，經過一年多時間的運行考驗，整個電力系統保護運行正常，未出現因復合電壓閉鎖方向過電流保護越級跳閘情況的發生。

2.3 結論

在供電系統繼電保護定值整定上，電力系統與工礦企業有聯系，但要有區別，特別是繼電保護范圍延伸與多級保護級差配合問題尤為突出。在滿足電力系統繼電保護一般要求條件下，要結合工礦企業供電線路短、用電負荷復雜、保護裝置多樣等不利情況，綜合考慮供電系統配置情況，實現繼電保護應有的靈敏性、選擇性。