配电网线路异名相跨线故障引起的主变保护动作分析

王 松，岑荣佳

（贵州电网有限责任公司都匀供电局，贵州 都匀 558000）

配电网大都采用中性点非有效接地方式，单相接地故障占配电线路故障总数的70%以上[1-2]。中性点非有效接地系统的单相接地故障电流小，瞬时性故障电弧能够自动熄灭，目前中性点非有效接地系统还普遍采用常规的过流保护和小电流接地选线装置[3]，对于单相接地故障单一故障，以上保护往往效果并不良好，而对于多点故障，易造成保护的越级动作[4]，单相接地是配电网最常见的故障，但由于中国配电网普遍采用中性点非有效接地方式，单相接地故障电流特征不如相间短路明显，单相接地选线、选段和保护遇到很大困难[5-7]。配电网单点故障研究做了很多工作，但是多点故障的研究相对不足，本文针对一起配电网线路异名相跨线故障导致的主变保护动作进行细致分析，剖析了隐藏的故障原因，根据存在的问题提出了解决建议。

1 故障前基本情况

35 kV 某变电站主接线图如图1 所示，35 kV 母线有3 条35 kV 线路，301、302、303 三台断路器处于运行状态，1 号主变运行状态，1 号主变容量为4 MV·A，其接线组别为Yd-11，10 kV 部分有4条10 kV 线路，002、003、004 三台断路器处于运行状态，001 断路器为热备用状态。其中高压侧变比为200/5，低压侧变比为600/5。

图1 35 kV 某变电站主接线图

故障前变电站负荷状况如表1 所示，35 kV 天清线运行状态但是未带负荷，35 kV天席线和35 kV江天线带1 号主变负荷，1 号主变带全站负荷。

表1 故障前变电站负荷表

2 故障发生情况

2021 年7 月13 日06:52，监控系统报35 kV 某变电站1 号主变高后备保护过流Ⅱ段动作出口跳311、011 断路器，事件造成10 kVⅠ母失压。07:35，值班负责人接监控中心电话通知35 kV 天某变1 号主变10 kV 侧011 断路器显示分闸位置、全站通信中断，须派人到站现场检查。08:26，运维人员到达现场检查站内1 号主变间隔、35 kVⅠ段母线间隔、10 kVⅠ段母线间隔所有一、二次设备，经检查1 号主变高后备保护装置在06:52:1.620 ms 过流Ⅱ段动作、故障相BN、最大相电流2.002 A，1 号主变35 kV 侧311 断路器、10 kV 侧011 断路器分闸位置；06:52，1 号主变高后备保护动作时，小电流接地选线装置判别出有接地发生，选线成功10 kV 天九线A 相接地，保护动作0.13 s 后接地消失，10 kV 天九线003 断路器分闸位置，其余设备无明显异常。检修人员到现场对主变后备保护装置进行试验正常，随后监控中心将10 kVⅠ段母线上运行开关遥控断开，对1 号主变试送电正常，10 kVⅠ段母线带电正常；然后逐个对10 kV 馈线进行试送电，除10 kV天平线外其余间隔试送电正常，运维人员将10 kV天平线转冷备用，待线路巡线进行故障点排除。

3 保护动作分析

故障发生以后，现场收集1 号主变保护装置及小电流选线装置动作报文、波形，对报文、波形进行分析。

3.1 主变保护动作报文

1 号主变高后备保护报文如下：

2021-07-13 06:52:14.021；

0 ms 保护启动【动作】，最大相电流 2.002 A；

1 620 ms 过流Ⅱ段动作【动作】，最大相电流2.049 A，故障类别 BN；

1 635 ms HWJ【分】；

1 660 ms 过流Ⅱ段动作【返回】；

1 664 ms TWJ【合】。

低后备保护：

遥信变位记录 2021-07-13 06:52:18.070；

SOE 0 ms TWJ【合】。

除以上收集到的信息外，1 号主变差动保护、35 kV 江天线、35 kV 天席线、35 kV 天清线保护及10 kV 所有馈线保护在1 号主变高后保护动作同时间内没有启动信息。

1 号主变高后备、低后备过流定值如表2 所示，高后备过流Ⅱ段电流定值2.0 A ，时间定值0.9 s ，过流Ⅱ段跳主变两侧311 和011 断路器，高后备复合电压压闭锁退出，低后备过流Ⅱ段电流定值2.48 A，时间定值0.6 s，跳主变两侧311 和011 断路器，低后备复合电压压闭锁退出。

表2 主变保护定值表

3.2 保护动作情况分析

3.2.1 10 kV 馈线保护未动作分析

监控系统故障前上传的遥测数据信息如表3 所示，根据监控系统故障前上传的遥测数据信息中可以看出，故障时35 kV 母线电压正常，10 kV 母线B 相电压一次值为2.53 kV，低于正常值，零序电压10.73 kV，即1 号主变保护动作前10 kV 母线B相存在不完全接地故障。

表3 故障时母线电压kV

变电站站内配置小电流接地选线装置，10 kV母线B 相电压一次值为2.53 kV，换算成二次值为25.3 V，而小电流接地选线装置选线启动定值为24 V，因此小电流接地选线装置未启动。在后续检查过程中确定接地线路为10 kV 天平线，由于35 kV天文变为中性点不接地系统，不完全接地时接地电流较小，没有达到10 kV 天平线过流保护启动值240 A（一次值），因此10 kV 天平线保护未启动。

2021 年7 月13 日06:52，故障发生时，根据小电流接地选线装置信息记录显示10 kV 馈线发生接地，此时10 kV 母线遥测电压二次值为19.269 V，低于选线启动定值24 V，选线低电压启动；小电流选线装置根据采集的各馈线电流，经过逻辑计算判别出10 kV 天九线A 相接地，跳闸启动，经过0.13 s后跳闸成功，接地故障消失。10 kV 天九线故障前负荷电流一次值为15.6 A，由于经高阻接地后电流未达到线路保护电流启动定值4 A（折算到一次值为240 A），因此电流保护未启动。而同一时间1号主变高后备保护过流Ⅱ段动作出口跳开311、011开关。

3.2.2 主变高后备保护动作分析

综合分析，故障前10 kV 母线有B 相不完全接地故障，通过运维人员现场联系监控中心对10 kV馈线逐个间隔进行试送，当对10 kV 天平线进行送电时10 kV 母线B 相电压再次降低，因此确定为10 kV 天平线B 相不完全接地。10 kV 天平线B 相不完全接地时，系统再次发生天九线A 相接地，造成相间高阻短路故障，由于高阻故障电流较小，故障电流未达到1 号主变低后备保护启动值，且没有明显畸变，易与负荷电流形成叠加电流，故障时负荷电流较大，根据调度自动化系统采集记录，1 号主变高后备保护动作前，1 号主变低压侧负荷电流达到了243.98 A，同时10 kV 高阻故障电流易与1号主变低压侧负荷电流叠加，且故障类型为角形侧AB 相间短路，反应在高压侧为B 相电流最高，使得1 号主变保护高压侧采集的B 相电流达到保护动作定值而动作出口。

3.2.3 故障录波分析

现场1 号主变低后备保护没有启动，仅1 号主变高后备保护装置录存本次故障波形如图2 所示。

图2 主变高后备装置故障波形图

根据1 号主变高后备保护装置录存故障波形分析，电流波形无畸变情况，B 相电流较AC 相电流大，B 相电流约为AC 相电流2 倍，AC 相电流相等方向相同，B 相电流方向与AC 相相反，符合典型的Yd-11 主变低压侧区外故障特征。保护启动以后，故障电流持续达到保护定值，1 号主变高后备保护跳闸时刻，高压侧三相电流分别为IA=1.028 A 、IB=2.001 A、IC=1.127 A 。根据Yd-11 型接线变压器低压侧ab 相短路时短路电流分布情况如图3所示。

图3 低压侧ab 相间故障高压侧电流分布情况

由此可见当主变低压侧ab 相间短路时，低压侧ab 相短路电流大小相等方向相反，高压侧短路电流AC 相大小相等，高压侧短路电流B 相为AC 相的2 倍，方向相反，与主变高后备保护装置录波波形一致。

根据主变高压侧二次电流计算主变低压侧二次电流（如表4 所示）。

表4 故障电流计算表

计算后低压侧电流值如图4 所示。

图4 计算后低压侧电流故障录波波形图

当主变低压侧发生AB 相间高阻短路时，低压侧实际电流值Ia1、Ib1为故障电流叠加负荷电流，Ic1为负荷电流。通过主变高后备保护装置录波波形分析，高压侧电压和相位故障前后基本无变化，判断本次故障对电压影响较小。主变低压侧C 相无故障，C 相电流主要为负荷电流，则可以通过低压侧Ic1负荷电流进一步计算低压侧A、B 相负荷电流值（因35 kV 某变电站带负荷不包括机车、高耗能等不平衡负荷，假定负荷为三相平衡负荷）。

低压侧三相负荷电流为：Ia2=Ic1×ej120°，Ib2=Ic1×ej240°，Ic2=Ic1，如图5 所示。

图5 低压侧负荷电流故障录波波形图

而低压侧故障电流为IKa=Ia1-Ia2，IKb=Ib1-Ib2，如图6 所示。

图6 低压侧故障电流故障录波波形图

通过公式计算低压侧故障电流：IKa=-IKb=1.583 A， 折算到一次电流IKa=-IKb=1.583 A×600/5=189.96 A。现场10 kV 线路保护动作整定值为4 A（二次值），折算到一次值为4 A×300/5=240 A，1 号主变低后备动作定值为2.8 A×600/5=285.6 A，故障电流均未达到10 kV 线路保护及1 号主变低后备动作定值。如表5 所示10 kV 天平线及10 kV 天九线负荷情况，10 kV 天九线A 相故障，故障电流叠加负荷电流后，故障电流IKa 为204.9 A，10 kV 天平线B 相故障，故障电流叠加负荷电流后，故障电流IKb 为225.2 A，依然未达到10 kV 线路保护动作定值。

表5 故障时变电站负荷表

故障时35 kV 天某变负荷情况如表5 所示。

4 原因及防范建议

通过以上故障分析推断出本次事件发生原因，即35 kV 某变电站10 kV 天平线B 相、10 kV 天九线A 相先后发生接地故障，形成相间高阻短路故障，故障电流未能达到10 kV 天平线、10 kV 天九线保护启动电流值；同时1 号主变保护采集负荷电流及故障电流的总和未达到1 号主变低后备保护启动电流值，但达到了1 号主变高后备保护启动电流值，致使1 号主变高后备保护动作，此次主变保护动作性质为保护装置正确动作。

本次故障直接原因为10 kV 天平线B 相、10 kV天九线A 相先后发生接地故障，故障未及时消除隔离，进而形成相间高阻故障，致使1 号主变高后备保护动作出口跳开311、011 断路器。

本次故障间接原因为35 kV 天某变保护定值整定存在灵敏度不足问题，导致10 kV 天平线B 相、10 kV 天九线A 相发生接地故障形成相间高阻故障时，故障电流未能达到10 kV 天平线、10 kV 天九线保护启动电流值，1 号主变保护采集负荷电流及故障电流的总和未达到1 号主变低后备保护启动电流值，但达到了1 号主变高后备保护启动电流值，故障持续0.9 s 后，1 号主变高后备过流Ⅱ段保护动作跳开311、011 断路器。

为解决以上问题，建议对主变及线路保护进行定值调整，提高主变低压侧及线路过流保护灵敏度，本次故障主变高压侧电压未发生明显畸变，可考虑主变后备保护投入复合电压闭锁功能，对于小电流接地选线装置而言，可考虑调整小电流选线装置启动定值，提高小电流接地选线灵敏度。

5 结束语

本文通过对辖区内一起配电网线路异名相跨线故障导致的主变保护动作进行深入分析，通过仅有的主变高压侧故障波形反推主变低压测故障波形和负荷电流波形，进而查找出了导致此次事件发生的原因，同时也发现本站运行存在的隐患，提出了相应的改进建议，为今后的配电网故障分析和运维提供参考。