一起多套保護裝置同時動作的分析

趙曉東，李 鋒，曹飛翔，付雷雷

(國網安徽省電力公司宿州供電公司，安徽 宿州 234000)

0 引 言

繼電保護裝置作為電力系統密不可分的一部分，起著保障電力設備安全和防止電力系統大面積停電的最基本、最重要、最有效的技術手段[1-4]。繼電保護裝置動作行為分析對電力系統的安全可靠運行起著非常重要的作用[5-9]。

2021年7月31日，110 kV白云變電站110 kV黑白783線路電壓互感器發生爆炸。該線路電壓互感器接于黑白783線A相，爆炸后電壓互感器引線在振蕩過程中先后與黑白783線B相以及相鄰間隔110 kV白云785線C相發生接觸，造成220 kV黑土變電站1號主變壓器中后備保護動作，跳開主變壓器中壓側斷路器，同時該站110 kV黑白783線線路保護距離 Ⅱ 段、零序 Ⅱ 段保護動作，斷路器重合閘不成功。

根據現場查看及保護裝置的動作情況，產生以下兩點疑問：

1)220 kV黑土變電站內，主變壓器保護中壓側過流Ⅰ段1時限定值為0.6 s，線路保護Ⅱ段定值為0.3 s，而主變壓器及線路保護裝置均顯示大于900 ms動作；根據保護裝置定值配合，應該線路保護先動作，而此次故障主變壓器保護卻先于線路保護動作。

2)110 kV白云變電站內，一次故障點為A相線路電壓互感器爆炸，而該站內動作的兩套線路保護卻只顯示故障相為C相，故障錄波中僅有C相故障電流。

鑒于故障的特殊性，下面通過查閱保護故障波形，結合一次設備故障動作情況，對此次多套保護動作行為進行了深入的分析。

1 保護動作情況

保護動作后，檢查220 kV黑土變電站主變壓器保護裝置，兩套保護裝置均發“AB相Ⅱ側過流T11”動作，即中壓側過流Ⅰ段1時限動作。同時對相關變電站各間隔保護裝置進行檢查，發現220 kV黑土變電站黑白783線110 kV 線路保護動作，110 kV白云變電站黑白783線線路保護、白云785線線路保護動作，相關間隔示意如圖1所示。此次故障期間故障類型轉換及保護動作時序圖如圖2所示。

圖1 故障相關變電站及間隔分布

圖2 故障類型轉換及保護動作時序

1)220 kV黑土變電站

1號主變壓器保護：在5:55:34.056時220 kV黑土變電站1號主變壓器中壓側后備保護啟動；相對時間930 ms過流 Ⅰ 段1時限動作，跳開701斷路器。

110 kV黑白783線線路保護：在5:55:34.054時783斷路器保護裝置啟動；相對時間990 ms零序過流Ⅱ段保護動作；相對時間999 ms距離Ⅱ段保護動作,跳開783斷路器；相對時間2042 ms重合閘動作出口，783斷路器重合；相對時間2251 ms距離加速保護動作，再次跳開783斷路器。

2)110 kV白云變電站

黑白783線線路保護：在5:55:34.059時保護啟動；相對時間636 ms接地距離Ⅰ段保護動作，故障相C相故障電流為17.88 A。

白云785線線路保護：在5:55:34.054時保護啟動；相對時間629 ms分相差動保護動作，保護三跳出口，故障相C相差動電流為18.173 A；相對時間641 ms，接地距離Ⅰ段保護動作。

2 保護動作邏輯分析

2.1 220 kV黑土變電站號保護先于線路保護動作

2.1.1 1號主變壓器保護動作邏輯

在5:55:34.056時，根據波形分析系統有A相接地故障，1號主變壓器中壓側后備保護啟動，故障隨后消失。但保護啟動后展寬5 s進入故障邏輯計算，因該裝置無法提取電子版波形，其保護啟動至再次感受到故障電流的時間可參考黑白783線線路保護，根據分析該時間間隔為319 ms ，如圖3所示。

圖3 黑白783線線路保護啟動至故障開始時間分布

故障開始后，其故障電流二次值為25 A(定值為9.73 A)，折算到一次電流值為6000 A(CT變比為1200/5)，故障持續至保護發出跳閘命令的時間為612 ms，故障開始后1號主變壓器故障波形如圖4所示。

圖4 1號故障波形

2.1.2 黑白783線線路保護動作邏輯

在5:5:34.054時，線路發生A相接地故障，線路保護裝置保護啟動。保護啟動后并展寬5 s進入故障邏輯計算。由故障錄波波形可知其保護啟動至再次感受到故障電流的時間為319 ms ，如圖3所示。

由上述分析可知，主變壓器中后備保護從啟動到故障跳閘的總時間為931 ms左右。

保護裝置啟動319 ms后，線路發生AB兩相接地短路故障。此時零序電流為12 A(Ⅰ段定值為18.58 A,Ⅱ段定值為4.5 A，Ⅱ段時間為0.3 s)，折算到一次電流值為2.88 kA(CT變比為1200/5)；故障持續時間為285 ms，小于定值0.3 s。此時故障類型發生改變，由AB相間接地短路發展為三相短路故障，零序電流消失。因零序電流持續時間小于定值時限(0.3 s),因此零序過流Ⅱ段保護不動作，零序電流保護動作元件返回，其波形如圖5所示。

圖5 黑白783線線路第一次故障時波形

三相短路故障持續82 ms后，故障類型再次轉變為AB兩相接地短路故障，其故障波形分別如圖6、圖7所示。此時零序電流再次出現，零序電流值為14.5 A(Ⅰ 段定值為18.58 A,Ⅱ段定值為4.5 A)，折算到一次電流值為3.48 kA(CT變比為1200/5)，持續時間為342 ms(零序過流Ⅱ時限為0.3 s)，零序過流Ⅱ段保護動作,線路斷路器跳開。相對時間2042 ms重合閘動作出口，線路斷路器重合，此時故障依然存在，110 kV清泉變電站清泉風電通過黑清 Ⅰ 線依然向故障點提供故障電流。相對時間251 ms，距離加速保護動作，再次跳開線路斷路器。

圖6 黑白783線三相故障波形

圖7 黑白783線AB兩相故障波形

由上述分析可知線路保護裝置啟動到零序過流Ⅱ 段保護動作的時間為992 ms(319 ms+25 ms+82 ms +306 ms)。

線路保護裝置的距離Ⅱ段保護動作邏輯和零序過流Ⅱ段類似。根據保護裝置原理，保護啟動后160 ms以內沒動作需要振蕩閉鎖元件開放；然后，兩相故障通過不對稱故障振蕩閉鎖元件開放，但是沒到300 ms故障又轉換成三相故障，不對稱故障元件開放收回，又轉成對稱故障元件開放。大概4個多周期又轉成兩相故障，又需要不對稱故障元件開放。后面連續滿足定值300 ms，距離保護動作。

2.1.3 小 結

根據波形分析，此次故障比較特殊，中間經過多次的故障類型改變：首先是A相接地后消失，然后是AB相接地短路，再后來是三相短路，最后轉為兩相短路接地至故障切除。此種特殊故障情況下主變壓器中后備保護 Ⅰ 段1時限、線路零序過流 Ⅱ 段保護、線路距離 Ⅱ 段保護最終動作時間在900 ms以后。

2.2 110 kV白云變電站783線C相產生電流

2.2.1 保護動作邏輯分析

故障時黑白783線與白云785線波形對比如圖8、圖9 所示。

圖8 110 kV白云變電站783線A相與785線C相故障時783線路故障波形

圖9 110 kV白云變電站783線A相與785線C相故障時785線路故障波形

110 kV白云變電站黑白783線線路保護啟動后601 ms開始產生C相故障電流，電流值為17.88 A,持續82 ms后跳開斷路器，C相電流消失。

110 kV白云變電站黑白783線的相鄰間隔白云785線線路保護啟動后601 ms開始產生C相故障電流，即為差流，差值值為18.173 A,持續82 ms后跳開故障間隔斷路器，C相電流消失。因該差流值與故障間隔線路保護C相故障電流17.88 A幾乎一致，因此判斷白云785線沒有向系統輸送電，為負荷側。

220 kV黑土變電站側黑白783線線路保護在5:55:34.054啟動，啟動后600.7 ms開始產生C相故障電流，電流值為18 A,持續81.6 ms后跳開故障間隔斷路器，C相電流消失，其故障波形如圖10所示。

圖10 220 kV黑土變電站側黑白783線路故障波形

2.2.2 小 結

110 kV白云變電站黑白783線線路保護、相鄰白云785線線路保護以及220 kV黑土變電站側黑白783線線路保護C相故障電流同時產生，且大小一致、持續時間相同，可以推斷出110 kV白云變電站側黑白783線 A相線路電壓互感器引線與相鄰白云785間隔 C相接線放電短路。并且由在此期間的220 kV黑土變電站側黑白783線線路保護波形可知AB相已短路，對于220 kV黑土變電站來說，出現了短時間的ABC三相短路。此時，220 kV黑土變電站為電源側，110 kV白云變電站為負荷側，其故障電流如圖11所示。

圖11 白云變電站783線A相與785線C相故障時電流分布

由圖11可知，因故障電流跨過白云變電站783線 AB兩相電流互感器，因此該間隔只有C相有故障電流，且該電流同白云785線線路保護的差動保護差流大小一致,與220 kV黑土變電站側黑白783線 C相電流大小一致。

3 結 論

通過上述分析，此次故障在動作時間上，雖然看似220 kV變電站1號主變壓器中后備保護動作時間早于線路保護裝置零序過流Ⅱ段保護和距離Ⅱ段保護動作時間不合理，但實則為中間經過故障多次轉換導致的。主變壓器保護電流元件采用相過流元件，中間無間斷；線路保護的零序過流元件發生間斷導致重新進行故障判斷；距離Ⅱ段保護同樣由于間斷導致重新進行故障判斷，產生一段延時。鑒于故障的特殊性，可以判定此次故障期間主變壓器保護和線路保護間的定值配合并無問題，保護裝置均為正確動作。