二次电压中性点两点接地引起的保护误动分析及处理

2018-05-23徐兴发

电气技术 2018年5期

徐兴发

（广东电网有限责任公司韶关供电局，广东韶关 512026）

2017年 08月 02日19∶52∶27.477，在较强的雷雨天气下，110kV孟蒙线发生AB相间接地故障，相邻线路110kV芙孟线零序Ⅰ段保护出口动作跳开关，导致两个110kV水电站与系统孤立。本文对区外故障110kV芙孟线零序Ⅰ段保护动作行为进行分析，并结合二次电压中性点两点接地的现象，重点分析引起保护误动的原因，提出此类事故的相关处理措施。

1 事故前运行方式

1.1 220kV芙蓉站事故前运行状态

220kV芙蓉站 110kV侧双母双分段代旁路，110kV侧1M、2M并列运行，2台主变高、中压侧并列运行，低压侧分列运行。110kV侧中性点接地，112000刀闸闭合状态。110kV芙孟线1217开关在合闸运行状态。

1.2 110kV孟洲坝电厂事故前运行状态

孟洲坝电厂110kV芙孟线 1217开关在合闸状态、110kV孟蒙线1292开关在合闸状态，2条线路均在运行状态，110kV 母联开关1012在合闸状态，即1M、2M并列运行，主变中性点不接地（111000、112000刀闸断开）状态。

1.3 110kV蒙里电厂事故前运行状态

110kV蒙里电厂110kV母线为单母接线方式，110kV孟蒙线1292开关在合闸运行状态，如图2所示，110kV 1M运行，#1主变高压侧1101、低压侧501开关均在合闸状态；#2主变高压侧1102开关、低压侧502开关均在合闸状态。

2 保护动作行为分析

通过现场检查，初步判断为雷雨天气引起110kV孟蒙线AB相间接地故障，图1所示，引起110kV孟蒙线、110kV芙孟线线路保护动作。

图1 系统接线示意图

110kV孟洲坝电厂110kV孟蒙线采用南瑞继保RCS-941A保护装置。初步判断为雷雨天气引起110kV孟蒙线 AB相间接地故障，故障时 IM、2M母线 A、B相电压降低，产生零序电压，零序电流二次为 57.8A，CT变比为 400/5，即零序电流一次为 4624A，现场打印保护装置动作报告见表 1，保护装置定值见表 2，可知，零序过流Ⅰ段、距离Ⅰ段动作出口跳闸。110kV孟蒙线零序Ⅰ段保护起动（故障电流 57.8A＞零序过流Ⅰ段保护电流定值10A），故障持续 11ms保护装置零序过流Ⅰ段动作出口跳闸，距离Ⅰ段保护，经过82ms开关三跳，重合闸未投，1292开关在分闸位置。

表1 110kV孟蒙线保护动作时序情况

表2 110kV孟蒙线保护定值

110kV孟蒙线 AB相间接地故障时，零序电流3I0=28.9A，已经达到110kV孟蒙线零序过流Ⅰ段动作值 14.1A及动作时限，并且自产零序 3U0为88.75V，零序电流超前零序电压80°，如图2所示，线路零序保护判断零序功率方向为正方向，快速动作。针对220kV芙蓉站110kV为中性点接地系统，AB相间接地故障，为正方向故障线路零序保护属于故障范围内，保护正确动作。

图2 零序电流超前零序电压80°

3 保护误动分析

孟洲坝电厂110kV芙孟线采用RCS-941线路保护装置，结合保护装置动作报告，可知，孟蒙线AB相间接地时，故障时母线 A、B相电压降低，产生了零序电压，自产零序电流二次值为 24.37A，CT变比为400/5，芙孟线零序电流一次电流为3900A。现场查看保护装置动作报告，可知零序过流Ⅰ段动作跳闸。零序Ⅰ段保护起动（故障电流24.37A＞零序过流Ⅰ段保护电流定值 14.1A），故障持续 39ms保护装置零序过流Ⅰ段动作出口跳闸，经过 78ms开关1217在分闸位置，重合闸未投。但是，故障点孟蒙线 AB相，属于保护反方向，而线路投Ⅰ段零序方向保护，因此110kV芙孟线保护误动作。

3.1 现场检测保护装置

为了查找引起 110kV芙孟线误动作的事故原因，将线路转为检修方式。维护人员采用昂立调试仪在保护屏模拟故障，针对110kV芙孟线1217开关保护装置进行数次零序反方向试验，保护装置均不动。模拟正方向故障，零序保护均正确动作[1-2]。

3.2 线路保护零序Ⅰ段反方向误动分析

RCS-941线路保护装置，零序方向判别元件、零序过流元件正常时均采用自产的零序电流计算。孟洲坝电厂110kV芙孟线保护装置录波图，如图3所示。

图3 芙孟线保护误动波形

基于中元华电CAAP2008波形分析软件，通过选取一个周波6个采样点，采样2.5个周波，获取孟洲坝电厂110kV芙孟线保护装置录波数据，见表3。

表3 110kV孟蒙线保护装置采样数据

结合表3与芙孟线保护动作波形，保护起动后，故障采样前 12个数据可知，3I0滞后 3U0在 15°之内，虽然零序保护没有误动作，但是已接近动作。根据线路保护装置RCS-941技术说明书[3-7]，正方向的零序正方向继电器的动作方程为

式中，ζ 为 3U0的幅角；δ 为 3I0的幅角；ψ 为系统零序阻抗角，一般为80°。

根据表3采样的第 13至16个数据，可知 3I0超前3U0＞15°，并结合零序正方向继电器的动作方程（1）可得，P0＜−1VA，满足零序正方向继电器动作条件保护装置判为正方向故障；同时零序电流3I0（18.6A）远大于保护装置零序Ⅰ段定值（14.1A），满足零序方向过流Ⅰ段的判据，因此，孟洲坝电厂110kV芙孟线线路保护起动后，1217开关在 40ms零序Ⅰ段动作，发出三相跳闸令，完全符合保护录波图动作情况，如图3所示。在39.96ms时刻，3I0零序电流超前3U0零序电压17.8°，电压互感器两点接地在故障发生期间，引起零序电压相位发生变化，引起功率发生变化，满足零序方向保护动作判别，功率变化关系，如图4所示。

图4 功率时序图

3.3 N600两点接地引起零序电压相位失真分析

110kV孟洲坝电厂保护电压互感器二次中性点N600存在两点接地，发生故障后在二次回路产生一个叠加电压ΔU˙。ΔU˙电压叠加到ABC三相中去，因此保护测量的各相电压为故障电压与叠加电压之和。在正确情况下110kV孟蒙线发生接地故障时，110kV孟洲坝电厂110kV芙孟线保护安装处三相电压为在两点接地的情况下发生相同故障时三相电压分别为U˙M′A、U˙M′B、U˙M′C，故有以下关系，即

式中，Δ˙U的幅值大小与二次回路流过的电流成正比，其相位可能超前于故障相电压100°～120°，也可能滞后于故障相电压60°～80°。前一种情况零序方向元件能够正确动作，后一种情况零序方向元件则可能不正确动作[8]。针对第二种情况进行分析，图5为各电气量之间的相位关系。

图5 N600两点接地情况下A相故障相量图

图5中，分别为正常情况下故障的零序电压和保护实际测量的零序电压。若故障点在反方向，如图6中F点，则M侧保护测量的的零序电流相位如图5中 I˙落后约80°。只有当较大，引起落于第一象限才有可能将反方向故障误判为正方向。A相测量电压也受ΔU˙的影响进入第一象限，之间的相位差小于90°，若故障点在正方向，如图6中K点，则M侧保护测量的零序电流相位如图5中所示，超前约110°，若较大，零序方向同样将出现误判，将正方向故障误判为反方向，而出现此情况时与之间的相位差同样也比较小。电压互感器 N600两点接地时（系统发生故障）二次回路中性线上产生的偏移电压Δ˙U。偏移电压Δ˙U导致各相电压产生幅值和相位变化，将对保护装置方向元件产生干扰，严重情况下将导致保护装置不正确动作。

图6 输电线路故障点模型

综合以上分析判断，在110kV孟蒙线发生AB相间接地故障时，孟洲坝电厂110kV芙孟线保护装置的零序Ⅰ段保护属于零序反方向误动作。经检查孟洲坝电厂保护二次回路接线，发现其 110kV PT二次绕组 N600没有执行继电保护反措要求，直接在端子箱接地，导致自产零序电压相位失真是零序保护反方向误动的根本原因。