一起主变间隙零流保护误动的原因分析及防范措施

2011-08-23田志瑞崔秀梅李文斌

科学之友 2011年20期

田志瑞，崔秀梅，李文斌

（晋城供电分公司，山西晋城 048000）

1 引言

在地区电网中，经常发生 110 kV线路发生瞬时性接地故障，由于间隙距离不能躲过线路接地时产生的过电压，造成间隙击穿放电，主变间隙零流保护动作跳闸，线路电源侧开关重合成功后不能恢复正常供电的情况。本文分析了地区电网由于雷击造成的线路瞬时性接地故障，导致某变电站主变间隙零流保护因与线路保护配合不当造成主变进线及中低压全部跳闸，致使全站失压的事故原因，并通过参考相关规程文献，结合相关实际情况，找出其存在的问题，提出了相应的解决办法。

2 事故经过

2011年7月20日15时21分30秒，110 kV线路129保护装置接地距离II段、零序过流II段动作，129开关跳闸，重合成功，测距为距129开关36.714 km（线路全长35.9 km），AC相接地短路故障。在线路129跳闸的同时，对侧1号主变110 kV间隙零流保护动作，高压侧进线开关 143（该断路器无保护设置）、主变中压侧301、低压侧501开关跳闸，导致全站失压（该站只有一台主变）。

2.1 一次系统接线方式

系统接线方式如图1所示。跳闸前的运行方式为：1号主变运行，供35 kV系统、10 kV系统负荷，配置间隙零流保护；对侧129线路保护配置距离、零序电流保护，重合闸为投入状态。

图1 变电站主接线图

2.2 现场检查情况

站内一、二次设备均正常，经分析129线路保护和变电站1号主变间隙过流保护动作报告和录波图得出：两侧保护整定动作时间相同，在发生单相接地故障时，产生零序过电压引起1号主变间隙击穿，间隙过流保护动作，跳开主变三侧开关，致使全站失压。根据当时雷雨天气情况，确定是雷击线路，造成线路129开关跳闸。

3 保护动作情况分析

3.1 保护定值

（1）线路 129：CT变比 600/1；接地距离Ⅱ段：18 Ω、0.3 s；零序过流Ⅱ段定值：2.1 A、0.3 s。

（2）1号主变：间隙CT变比300/5；间隙零压：150 V、0.5 s；间隙零流：1.67 A、0.3 s。

3.2 线路129保护动作分析

2011年7月20日15时23分06秒，110 kV线路129保护装置在312 ms时接地距离II段动作、323 ms时零序过流II段动作、349 ms时断路器跳开、1 877 ms时重合闸动作。故障原因是线路发生AC相接地。

根据录波图判断，故障相为AC相，故障距离为36.714 km，线路参数：全长为35.9 km、正序电抗为7.78 Ω、正序电阻为2.94 Ω、零序补偿系数0.68，得出故障点的阻抗大于接地距离I段定值6 Ω，小于接地距离Ⅱ段定值18 Ω，接地距离II段313 ms保护动作。

根据录波图判断，故障时零序电流为2.29 A，大于零序过流Ⅱ段定值2.1 A，小于零序过流Ⅰ段定值4.3 A，在323 ms时零序过流II段动作。

故障为瞬时性故障，装置在1 877 ms重合闸动作，重合成功。

3.3 1号主变保护动作分析

2011年7月20日15时23分07秒，129线路对侧110 kV变电站1号主变在303 ms时间隙零流保护动作。

根据录波图判断，1号主变中性点电压二次值76.4 V，一次值48 508 V，主变中性点间隙距离在95～115 mm之间，正常天气耐压值为6 000 V/10 mm，击穿电压为60 000 V左右，因雷雨天气，主变间隙在线路接地的同时被击穿，间隙故障电流达到13.78 A（二次值），大于定值1.67A/0.3"（二次值），由于线路129故障切除时间为349 ms，而主变间隙零流保护在303 ms动作出口，小于129线路保护的切除时间，因此造成主变保护先出口，致使全站失压。