简易变电站的10kV线路保护越级跳闸故障分析

2021-04-24蒲军

电气技术 2021年4期

蒲军

（中石化西北油田分公司，新疆巴音郭楞蒙古自治州 841600）

0 引言

简易变电站具有投资低和建设周期短的特性，建设成本只有正规变电站的2/5。塔北变电站建设初，综合考虑该地区的油藏规模、投入产出比，建设为简易变电站，如图1 所示。简易变电站体现在设备安装在电线杆上、设备技术规格低和系统无冗余等方面。

简易变电站投运前，按照GB 1984—2003《高压交流断路器》[1]、GB/T 14258—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》[2]和DL/T 596—2005《电力设备预防性试验规程》[3]的规范要求对柱上断路器、电流互感器和涌流控制器进行验收试验，试验虽然能够查出设备本体的质量问题，但在实际运行中还是发生多次10kV 线路保护越级跳主变断路器的故障，主要原因是系统故障条件下保护动作由综合因素决定，即由故障电流、保护定值、互感器、涌流控制器、断路器的脱扣器、操动机构、灭弧室动静触头等共同协调完成[4-6]。本文对该现象进行分析。

图1 塔北变电站

1 塔北变电站简介

塔北变电站的上级输电线路为35kV 索北线，站内有1 台35kV/10kV 的变压器，1 台10kV 进线断路器，4 台10kV 出线断路器，10kV 断路器均采用柱上断路器。柱上断路器自带涌流控制器实现电流保护，用配网自动化终端采集电流、电压和遥信量，并实现远传调度后台。站用交流、直流系统和蓄电池组集成于一面屏。

塔北变电站10kV 线路的干线导线为LGJ—120钢芯铝绞线，分支导线为LGJ—50 钢芯铝绞线。供电负荷有2 个计转站、4 个集气站、67 口单井。塔北变电站网架结构如图2 所示。

图2 塔北变电站网架结构

2 越级跳闸故障

塔北变电站多次发生10kV 配电线路短路故障，线路断路器未动作，进线1001 断路器越级动作，从而导致全站4 条线路全部失电，如：

1）2019 年7 月31 日06:15，TB-6S 线路A、C相发生短路故障，短路电流550A，越级跳进线1001断路器。故障原因为农用户使用植保无人机在TB-6S-195#-196#杆附近打药时挂线，造成A、C 相短路。

2）2020 年6 月17 日22:24，TB-7S 线路A、C相发生短路故障，短路电流600A，越级跳进线1001断路器。故障原因为农用户驾驶挖掘机在TB-7S 支S110 1-014#杆附近挖甘草，将地边杆基防风拉线挖断，防风拉线弹起触碰A、C 相导线，造成A、C相短路。

塔北变电站保护定值单见表1。以上两次相间短路，故障录波器记录的短路电流分别为550A 和600A，根据保护定值，线路电流速断保护启动，进线1001 断路器的电流延时保护同时启动，由于线路电流速断保护无延时，应该先动作，实际情况为进线1001 断路器先动作。

表1 塔北变电站保护定值单

3 故障原因分析

3.1 线路故障跳闸原理

当电力线路短路时，产生短路电流。电流互感器将大电流变为小电流并输入涌流控制器。涌流控制器判断电流是否达到保护定值，满足条件闭合跳闸节点。直流电源给跳闸线圈供电，驱动开关跳闸。线路故障跳闸原理如图3 所示。

图3 线路故障跳闸原理

根据跳闸原理图，越级跳闸原因可能为短路电流同保护定值单和开关开断容量不匹配、电流互感器饱和、柱上断路器拒动（拒动原因有断路器机械机构卡涩和操作回路故障）、操作电源故障、涌流控制器失灵或性能不达标。

故障发生后，技术检修班通过现场检查、电气试验等方式对以上几种可能性进行了排查，在排查了前4 项可能性后，将越级故障原因定位在第5 项，涌流控制器失灵或性能不达标。下面详细介绍故障排查过程。

3.2 短路电流计算

通过计算短路电流，对断路器的开断能力、电流互感器选型和保护定值配置进行校验。

塔北变电站10kV 系统为中性点不接地系统，当发生单相接地故障时，断路器不跳闸，根据国家标准可以运行2h。当发生两相短路、两相接地短路和三相短路时，断路器保护动作。

1）最大短路电流计算

由于是同一电压等级，采用有名值计算，需要算母线、线路的阻抗值。母线阻抗值通过查阅《塔河油田母线等值阻抗表》得到，主线路使用LGJ—120 线，阻抗值为0.27+j0.347Ω/km=|0.44|Ω/km；分支线路使用LGJ—50 线，阻抗值为0.63+j0.363Ω/km=|0.73|Ω/km。塔北变电站系统阻抗等效图如图4 所示。

图4 塔北变电站系统阻抗等效图

靠近母线处的线路三相短路电流最大，查阅《塔河油田母线等值阻抗表》，在最大运行方式下，10kV母线阻抗为7.62∠80.1°Ω，三相短路电流为

2）最小短路电流计算

线路最远处发生两相短路的电流最小，在最小运行方式下，10kV 母线阻抗为10.1∠81.6°Ω。TB-6S线路48 支98 支40#杆为最远端，主线路共2.4km，分支线路共6.9km，可计算出短路点阻抗6.1Ω。

两相短路电流为

3.3 短路电流分析

根据最大短路电流 833.5A 和最小短路电流339.5A，结合选用设备，得出：

1）柱上断路器

柱上断路器的额定电流为630A，额定开关电流为20kA，满足开断短路电流要求。

2）涌流控制器

涌流控制器的过电流定值由电流互感器的电流比决定，如采用200A/5A 的电流互感器，过电流一次值为200A；过电流延时时间有4 位拨码开关，每位拨码有0、1 两个位置，JL—2C 涌流控制器可选用10 种延时时间；速断倍数采用2 位拨码开关，4种倍数，可设置过电流定值的2、3、4、8 倍；速断延时有2 位拨码开关，4 种延时时间。JL—2C 涌流控制器拨码设置如图5 所示。

图5 JL —2C 涌流控制器拨码设置

3）保护定值

根据“可靠性、选择性、速动性和灵敏性”进行选择。已计算出短路电流值，结合涌流控制器二次定值固化特性，塔北变电站的保护整定首先保证可靠性，出线电流互感器电流比为200A/5A，进线电流互感器电流比为400A/5A。保护选择性通过涌流控制器的延时功能实现。

3.4 涌流控制器校验

对1001 断路器和4 条出线的涌流控制器进行校验，校验方法：用继保仪给控制器输入二次电流，记录保护动作电流值，同时校验动作时间特性。6S线路的涌流控制器在输入110%保护定值电流不动作时，再逐步提升到10 倍保护定值电流仍不动作，检查出涌流控制器损坏。控制器保护试验结果见表2。

表2 控制器保护试验（以A 相为例）结果

3.5 柱上断路器检查

对5 台柱上断路器进行分合闸操作，均可靠动作，说明断路器的机械回路完好。校验5 台断路器的动作时间特性，进线1001 断路器的动作时间特性比4 台线路断路器稍小。试验记录见表3。

表3 断路器动作时间特性记录表

3.6 电流互感器检查

1）回路接线检查

4 台出线断路器和进线1001 断路器的CT 有两个圈，测量CT 用于电表、远程终端装置和故障录波，保护CT 用于涌流控制器的保护。线圈引用正确。

2）CT 采样和抗饱和特性检查

用大电流发生器分别给进线1001 断路器CT 和4 条线路保护CT 一次侧加电流，校验保护CT 的精度10P20，即在20 倍额定电流下误差不超过10%。结合线路最大短路电流和电流速断保护定值，受大电流发生器的量程限制，最大电流试验值为2 倍额定电流。CT 精度试验记录见表4，从试验记录表可以看出CT 的精度合格，满足最大三相短路电流的使用要求。

表4 CT 精度试验记录表（以A 相为例）（单位: A）

3.7 综合试验

上述试验都是单个电气设备的本体试验，试验电流都是单相稳定电流。实际相间短路故障后，短路电流是两相或者三相短路电流，短路电流包含周期分量和非周期分量，同时产生多次谐波，以上因素都会对涌流控制器的保护产生干扰。因此，必须进行综合试验。

试验方法：在断路器A、B、C 三相一次侧加用三相大电流发生器模拟产生的三相短路电流，记录动作电流，同时记录动作时间，记录见表5。

从试验数据得出，当发生两相或三相短路时，涌流控制器的二次电流达到5A 就跳，并且动作时间基本和断路器动作时间特性一致，保护延时为零。涌流控制器铭牌虽然标明具有过电流延时功能、合闸延时功能、速断延时设置和速断倍数设置功能，但全部失效。

表5 综合试验两相短路电流动作值（单位: A/ms）

以2020 年6 月17 日22:24，TB-7S 线路A、C相短路故障为例，故障录波器记录短路电流600A，经电流互感器转化为二次电流输入涌流控制器，7S线路涌流控制器的二次电流为15A，进线1001 涌流控制器的二次电流为7.5A，根据综合试验结论，两台断路器的涌流保护器二次输入电流超过5A，同时无延时动作，由于进线1001 断路器的动作时间特性小，首先动作切除故障。

根据3.2 节短路电流计算，塔北变电站的10kV线路最小两相短路电流339.5A，线路最大三相短路电流为 833.5A。只要线路的相间短路电流超过400A，就会引起进线1001 断路器先动作。