一起多套保護(hù)裝置同時動作的分析

趙曉東，李 鋒，曹飛翔，付雷雷

(國網(wǎng)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(hù)裝置作為電力系統(tǒng)密不可分的一部分，起著保障電力設(shè)備安全和防止電力系統(tǒng)大面積停電的最基本、最重要、最有效的技術(shù)手段[1-4]。繼電保護(hù)裝置動作行為分析對電力系統(tǒng)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(fā)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(fā)生接觸，造成220 kV黑土變電站1號主變壓器中后備保護(hù)動作，跳開主變壓器中壓側(cè)斷路器，同時該站110 kV黑白783線線路保護(hù)距離 Ⅱ 段、零序 Ⅱ 段保護(hù)動作，斷路器重合閘不成功。

根據(jù)現(xiàn)場查看及保護(hù)裝置的動作情況，產(chǎn)生以下兩點疑問：

1)220 kV黑土變電站內(nèi)，主變壓器保護(hù)中壓側(cè)過流Ⅰ段1時限定值為0.6 s，線路保護(hù)Ⅱ段定值為0.3 s，而主變壓器及線路保護(hù)裝置均顯示大于900 ms動作；根據(jù)保護(hù)裝置定值配合，應(yīng)該線路保護(hù)先動作，而此次故障主變壓器保護(hù)卻先于線路保護(hù)動作。

2)110 kV白云變電站內(nèi)，一次故障點為A相線路電壓互感器爆炸，而該站內(nèi)動作的兩套線路保護(hù)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(hù)故障波形，結(jié)合一次設(shè)備故障動作情況，對此次多套保護(hù)動作行為進(jìn)行了深入的分析。

1 保護(hù)動作情況

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

圖1 故障相關(guān)變電站及間隔分布

圖2 故障類型轉(zhuǎn)換及保護(hù)動作時序

1)220 kV黑土變電站

1號主變壓器保護(hù)：在5:55:34.056時220 kV黑土變電站1號主變壓器中壓側(cè)后備保護(hù)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(hù)：在5:55:34.054時783斷路器保護(hù)裝置啟動；相對時間990 ms零序過流Ⅱ段保護(hù)動作；相對時間999 ms距離Ⅱ段保護(hù)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(hù)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(hù)：在5:55:34.059時保護(hù)啟動；相對時間636 ms接地距離Ⅰ段保護(hù)動作，故障相C相故障電流為17.88 A。

白云785線線路保護(hù)：在5:55:34.054時保護(hù)啟動；相對時間629 ms分相差動保護(hù)動作，保護(hù)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(hù)動作。

2 保護(hù)動作邏輯分析

2.1 220 kV黑土變電站號保護(hù)先于線路保護(hù)動作

2.1.1 1號主變壓器保護(hù)動作邏輯

在5:55:34.056時，根據(jù)波形分析系統(tǒng)有A相接地故障，1號主變壓器中壓側(cè)后備保護(hù)啟動，故障隨后消失。但保護(hù)啟動后展寬5 s進(jìn)入故障邏輯計算，因該裝置無法提取電子版波形，其保護(hù)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(hù)，根據(jù)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(hù)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(xù)至保護(hù)發(fā)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(hù)動作邏輯

在5:5:34.054時，線路發(fā)生A相接地故障，線路保護(hù)裝置保護(hù)啟動。保護(hù)啟動后并展寬5 s進(jìn)入故障邏輯計算。由故障錄波波形可知其保護(hù)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(hù)從啟動到故障跳閘的總時間為931 ms左右。

保護(hù)裝置啟動319 ms后，線路發(fā)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(xù)時間為285 ms，小于定值0.3 s。此時故障類型發(fā)生改變，由AB相間接地短路發(fā)展為三相短路故障，零序電流消失。因零序電流持續(xù)時間小于定值時限(0.3 s),因此零序過流Ⅱ段保護(hù)不動作，零序電流保護(hù)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(xù)82 ms后，故障類型再次轉(zhuǎn)變?yōu)锳B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(xiàn)，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(xù)時間為342 ms(零序過流Ⅱ時限為0.3 s)，零序過流Ⅱ段保護(hù)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(fēng)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(hù)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(hù)裝置啟動到零序過流Ⅱ 段保護(hù)動作的時間為992 ms(319 ms+25 ms+82 ms +306 ms)。

線路保護(hù)裝置的距離Ⅱ段保護(hù)動作邏輯和零序過流Ⅱ段類似。根據(jù)保護(hù)裝置原理，保護(hù)啟動后160 ms以內(nèi)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(zhuǎn)換成三相故障，不對稱故障元件開放收回，又轉(zhuǎn)成對稱故障元件開放。大概4個多周期又轉(zhuǎn)成兩相故障，又需要不對稱故障元件開放。后面連續(xù)滿足定值300 ms，距離保護(hù)動作。

2.1.3 小 結(jié)

根據(jù)波形分析，此次故障比較特殊，中間經(jīng)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(zhuǎn)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(hù) Ⅰ 段1時限、線路零序過流 Ⅱ 段保護(hù)、線路距離 Ⅱ 段保護(hù)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(chǎn)生電流

2.2.1 保護(hù)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(hù)啟動后601 ms開始產(chǎn)生C相故障電流，電流值為17.88 A,持續(xù)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(hù)啟動后601 ms開始產(chǎn)生C相故障電流，即為差流，差值值為18.173 A,持續(xù)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(hù)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(tǒng)輸送電，為負(fù)荷側(cè)。

220 kV黑土變電站側(cè)黑白783線線路保護(hù)在5:55:34.054啟動，啟動后600.7 ms開始產(chǎn)生C相故障電流，電流值為18 A,持續(xù)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(cè)黑白783線路故障波形

2.2.2 小 結(jié)

110 kV白云變電站黑白783線線路保護(hù)、相鄰白云785線線路保護(hù)以及220 kV黑土變電站側(cè)黑白783線線路保護(hù)C相故障電流同時產(chǎn)生，且大小一致、持續(xù)時間相同，可以推斷出110 kV白云變電站側(cè)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(cè)黑白783線線路保護(hù)波形可知AB相已短路，對于220 kV黑土變電站來說，出現(xiàn)了短時間的ABC三相短路。此時，220 kV黑土變電站為電源側(cè)，110 kV白云變電站為負(fù)荷側(cè)，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(hù)的差動保護(hù)差流大小一致,與220 kV黑土變電站側(cè)黑白783線 C相電流大小一致。

3 結(jié) 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(hù)動作時間早于線路保護(hù)裝置零序過流Ⅱ段保護(hù)和距離Ⅱ段保護(hù)動作時間不合理，但實則為中間經(jīng)過故障多次轉(zhuǎn)換導(dǎo)致的。主變壓器保護(hù)電流元件采用相過流元件，中間無間斷；線路保護(hù)的零序過流元件發(fā)生間斷導(dǎo)致重新進(jìn)行故障判斷；距離Ⅱ段保護(hù)同樣由于間斷導(dǎo)致重新進(jìn)行故障判斷，產(chǎn)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(hù)和線路保護(hù)間的定值配合并無問題，保護(hù)裝置均為正確動作。