110kv線路保護拒動原因分析

110kV線路保護拒動原因分析
[摘 要] 本文是從110kV線路發生接地故障，線路保護裝置拒動，引起越級跳閘的事故入手，剖析保護裝置拒動的原因。指出在電氣設備安裝工程中，注意電氣一次設備極性的重要性，以提高保護動作的選擇性、可靠性。[關鍵詞]110kV線路 保護拒動 問題分析
1.概述
明星電力公司電力系統水力發電裝機總容量70580kW，以自發電為主，不足部分從國家電網雙堰220kV變電站引進解決。供電電網是以110kV和35kV線路為骨架的輸送電網絡，10kV線路為配電網絡。主要電源及聯絡線構成的明星電網如圖1所示。
圖1明星電網主接線圖

2.110kV線路故障現象
2007年7月某日，遂北變電站至雙堰變電站的堰北Ⅰ線因雷擊發生接地故障（如圖1中d1所示）。后經巡線發現因雷擊110kV堰北Ⅰ線從雙堰站出線第8#鐵塔A相有2片絕緣子被擊穿，過橋損傷。故障前運行方式及故障后保護動作狀況如下：
2.1 110kV系統：
①電源部分：三星水電廠2#機、3#機（2#主變中性點接地）。
②電網部分：三星水電廠110kV南星線→110kV遂南變電站110kV南北線；遂北變電站110kV堰北Ⅰ線、堰北Ⅱ線并聯運行（110kV母聯113#開關處于運行狀態），遂北站Ⅱ#主變中性點接地。
2. 2 35kV系統：
①電源部分：三星水電站1#機、小白塔電站1～5#機、龍鳳電站1～5#機。
②電網部分：小白塔電站、龍鳳電站所有機組通過35kV龍金線→35kV金梅變電站35kV熱金線→熱電廠35kV變電站35kV熱北線→110kV遂北變電站35kV母線。
三星水電站1#機通過35kV星小線→110kV遂南變電站35kV南金線→35kV金梅變電站母線。
2.3保護動作情況
雙堰站→三星水電站方向：
①雙堰站110kV堰北Ⅰ線163#開關接地距離Ⅰ段動作跳閘。故障錄波裝置顯示0.3km，保護動作測距0.6km，A相接地故障；3473ms后檢無壓重合閘成功。
保護定值：接地距離Ⅰ段2.86Ω，0s
②遂北站Ⅱ#主變零序電壓閉鎖零序過流Ⅱ段一時限出口動作跳閘；
保護定值：84A，1.2s
三星水電站→雙堰站方向：
①三星水電廠110kV星南線111#開關零序電流Ⅲ段動作跳閘，動作值：247A；
保護定值：零序電流Ⅲ段210A、2.2s。
②雙堰站164#開關接地距離Ⅱ段、零序過流Ⅱ段動作跳閘；3474ms后檢無壓重合閘成功。
保護定值：接地距離Ⅱ段：6.1Ω，1.1s；零序電流Ⅱ段1200A、1.1s。
3.保護動作分析：
3.1應正確動作的保護：
①雙堰站110kV堰北Ⅰ線163#開關接地距離Ⅰ段動作；
②遂北站110kV堰北Ⅰ線153#開關接地距離Ⅱ段、零序電流Ⅱ段。
因遂北站153#開關保護拒動，雙堰站164#開關接地距離、零序電流Ⅱ段動作斷開雙堰站側短路電流；遂北站Ⅱ#主變高壓側零序電壓閉鎖電流保 護動作斷開Ⅱ#主變35kV側提供到遂北站110kV 3M的短路電流；金梅站35kV金515#開關過流Ⅲ段動作，斷開35kV側提供到遂北站110kV 1M、3M的短路電流；因遂南站南北線141#開關保護裝置故障拒動，三星水電廠星南線111#開關零序電流Ⅲ段動作斷開三星2#、3#發電機提供的短路 電流，從而，斷開了所有與短路點有關的電源。堰北Ⅰ線2007年6月投產，全線采用雙串防污型絕緣子，在雷擊線路接地短路電弧消失后，線路絕緣仍滿足運行 電壓要求，雙堰站堰北Ⅰ、Ⅱ檢無壓重合成功。
3.2110kV線路保護拒動的原因分析
遂南站110kV南北線141#開關保護裝置在故障發生之前已檢查到是保護模塊問題，處理尚未完成。遂北站153#開關保護零序電流、接地距離 均未動作。遂北站110kV堰北Ⅰ線153#開關采用北京四方利水的HSL-164保護裝置。該保護裝置的零序方向電流保護由零序電流元件與零序方向元件 組成；接地距離保護由三部分組成即：偏移特性阻抗元件、零序電抗元件、方向元件。無論是零序電流保護，還是接地距離保護均在保護裝置起動元件起動后達到定 值時動作。
HSL-164的起動元件由兩部分構成：*部分是帶有浮動門檻的相電流突變量起動；第二部分是零序輔助電流起動，該零序輔助電流由保護裝置內部接在N411線上的零序電流互感器產生的外接零序電流，其原理如圖2所示。
圖２HSL-164保護裝置交流電流回路
當線路發生接地故障時，相電流突變量、零序輔助電流起動元件同時起動。保護起動后，由零序電壓與外接零序電流判別零序功率方向及零序電流是否達 到定值。在中性點直接接地的網絡中，零序電壓與零序電流的關系是：保護安裝處的零序電流由母線流向被保護線路（保護取用的電流方向），同時零序分量電流、 電壓僅存在零序網絡中。零序網絡是無源網絡，因此保護方向上接地故障時的零序網絡如圖3所示。

Z0是保護安裝處保護反方向的等值零序阻抗，由圖3可得
式中：φ0為Z0的阻抗角，一般φ0=70°～85°。
在保護方向上發生接地故障時，3U0滯后3I0的相角是110°～95°，且滯后的相角不受過渡電阻Rg影響，僅取決于反方向上的零序阻抗角。用微機繼電保護測試儀在HSL-164保護裝置上加一相（A相）電流，從保護裝置本體上顯示Ia：，0°；3I0： ，-180°。由保護裝置交流電流回路可知，在這種試驗條件下Ia、3I0應該一致。而實際數據表明3I0方向接反，由上圖可知在3I0反向時保護裝置不會判別為故障方向，保護不動作。
接地距離保護是受系統運行方式影響zui小，反映接地故障較零序方向電流更靈敏的保護裝置，為什么在這種接地故障時它也不動作呢？是不是也是方向不正確呢？帶著疑問閱讀了接地距離保護的資料。
當阻抗元件用于反映接地故障時，采用相電壓和帶有零序電流補償的相電流接線方式，其測量阻抗Zm可表示為

由方向判據的公式可知，故障相電流與3倍零序電流同時由母線流向故障點，因零序電流極性接反與相電流方向相抵，使阻抗繼電器的方向元件無法正確判別，保護裝置拒動。
由上面的分析，可以確定因為零序電流回路的極性接反造成線路保護裝置拒動。經檢查發現在堰北Ⅰ線投運時，因為一次回路電流互感器極性接反，做帶 負荷試驗時保護裝置檢測的功率方向與實際的功率方向相反。于是將二次回路中A、B、C相電流極性交換。即將HSL-164交流電流回路中端子接線9、 10、11與13、14、15互換，而忽視了交換12、16。因為線路在正常運行情況下是沒有零序電流產生的，保護裝置也未告警，從而造成本次接地故障保 護拒動。
4.結論
根據《電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范》（GBJ148-90）第3.3.2條條文說明：“對同一型式、同一種電壓等級的互感器，當并列安裝時，要求在同一水平面上，極性方向一致”。
對于變電站改造工程，在原有電氣設備已經運行的情況下，應正確區分電氣設備的極性，并正確安裝，避免在電氣二次回路上帶電進行的調線工作。因一 次設備極性安裝不正確需在二次回路上改變極性時應在CT、PT出口端子箱處更改，避免在保護裝置上更改而造成失誤。為了防止保護誤動，根據國家電網公司 《防止繼電保護和直流系統事故》制度的要求，將電壓互感器二次線圈中性點接地引至主控室一點接地。