一种复杂继电保护动作分析的思路与方法

田 斌，冯柏松，王 锡，万 勇，郭 健

（国网湖北省电力有限公司恩施供电公司，湖北 恩施 445000）

0 引 言

继电保护是监测电力系统异常和故障情况，及时发出告警信号或快速隔离切除故障的重要手段[1]。分析保护动作行为，是锁定故障位置、处理设备缺陷以及及时恢复供电的重要工作环节，也是研判保护动作行为正确性的重要过程[2]。由于电力系统实际运行过程中的设备故障和保护动作行为具有多样性，保护动作分析成为每位电力工作人员长期研究的课题[3-5]。因此，文章围绕主变后备保护动作案例展开分析。从电网运行方式、报文信息时序、现场设备状态检查等方面入手，深入分析保护动作过程和原因，锁定故障位置，评价保护动作行为，并总结经验为后期保护动作分析与处理提供参考。

1 保护动作概况

110 kV 兰坪变电站的主接线如图1 所示。其保护动作按时间可划分为2 个阶段，动作行为具体如下。

图1 110 kV 兰坪变电站主接线

1.1 第一动作阶段

兰311 开关合闸后，49 分59 秒576 毫秒，兰#1主变中压侧后备保护过流Ⅰ段动作出口（定值3.82 A/时限1.5 s，跳兰307 开关）；49 分59 秒876 毫秒，兰#1 主变中压侧后备保护过流Ⅱ段动作出口（定值3.82 A/时限1.8 s，跳兰303 开关）；50 分00 秒175 毫秒，兰#1 主变中压侧后备保护过流Ⅲ段动作出口（定值3.82A/时限2.1 s，跳兰#1 主变三侧开关），此时全站35 kV 和10 kV 设备失压。

1.2 第二动作阶段

首先，01 分31 秒756 毫秒，兰307 开关第1 次合闸；其次，01 分33 秒436 毫秒，兰307 开关第1 次跳闸；再次，01 分37 秒246 毫秒，兰307 开关第2 次合闸，01 分39 秒989 毫秒，兰307 开关第2 次跳闸；最后，01 分44 秒643 毫秒，兰307 开关第3 次合闸，01 分46 秒552 毫秒，兰312 开关分闸，01 分46 秒648毫秒，兰307开关第3次分闸，兰#3母线充电失败。

2 保护动作时运行方式

为准确分析保护行为，需要梳理保护动作逻辑，列出保护动作时的运行方式。

2.1 第一动作阶段

兰110 kV 洞兰线101 开关接110 kV 兰#1 母线、#2 母线运行，35 kV 兰#3 母线、兰#4 母线通过兰303 开关接兰#1 主变中压侧运行，35 kV 兰石线兰311 开关接兰#4 母线运行；兰802 开关带10 kV 兰#5、兰#6 母线运行，10 kV 兰长线、10 kV 兰高线及兰#1 站变、兰#2 站变运行。

2.2 第二动作阶段

110 kV 洞兰线接110 kV 兰#1 母线、兰#2 母线运行，35 kV 兰#4 母线接兰#2 变中压侧运行，兰#3 母线不带电；兰814 开关带兰#5、兰#6 母线运行，10 kV 兰长线、兰高线及兰#1、兰#2 站变运行。

3 监控信息报文时序分析

以兰坪变D5000 监控报文为依据，梳理出第一阶段和第二阶段的保护动作报文信息时序如图2 和图3 所示。

图2 第一阶段监控后台报文信息时序

图3 第二阶段监控后台报文信息时序

4 现场设备检查分析

4.1 保护装置报文检查

经现场检查兰#1 主变与兰#2 主变保护装置得到动作报文信息，具体表1 所示。

表1 保护装置报文信息

4.2 一次设备检查

经现场检查，35 kV 母线室充满烧焦气味，兰305 开关柜上方已薰黑，兰305 开关柜内有明显放电痕迹，触头盒和母线穿墙套管烧损，母线和分支母线局部烧损。由此可知，兰305 开关柜烧毁，导致#3母线出现短路故障。

现场对兰307 开关、兰303 开关设备做补充试验。经检测得，兰307 开关的合闸时间为102 ms，分闸时间为211 ms；兰303 开关的合闸时间为239 ms，分闸时间为91 ms。查阅开关说明书可知，开关合闸时间应不大于90 ms，分闸时间应不大于70 ms。因此，兰303 开关、兰307 开关分合时间不合格。

开关机构内使用的黄油凝固，导致开关分合卡涩，合闸弹簧老化蓄力不足，兰305 开关合闸不到位，引起局部过电压击穿兰305 开关柜绝缘，烧毁兰305 开关柜，引起#3 母线短路故障。

5 保护动作过程分析

5.1 兰#1 主变复压过流Ⅰ段、Ⅱ段动作过程

由图2 可知，49 分59 秒576 毫秒，兰#1 主变中压侧复压过流Ⅰ段动作，50 分00 秒160 毫秒，兰307分段开关跳闸，兰307 开关实际跳开经过584 ms。因故障在兰305 开关靠兰#3 母线侧，兰#1 主变中压侧复压过流Ⅱ段保护动作，兰303 开关跳闸。兰#1 主变中压侧复压过流Ⅰ段、Ⅱ段保护动作正确。

5.2 兰#1 主变复压过流Ⅱ段、Ⅲ段动作过程

由图2 可知，49 分59 秒876 毫秒，兰#1 主变中压侧复压过流Ⅱ段动作，50 分05 秒471 毫秒，兰303 开关跳闸。兰303 开关实际跳开经过5 595 ms，同时兰#1 主变中压侧复压过流Ⅱ、Ⅲ段时间级差299 ms，因此50 分00 秒175 毫秒由兰#1 主变中压侧复压过流Ⅲ段保护动作跳兰#1 主变三侧开关。兰#1 主变中压侧复压过流Ⅱ、Ⅲ段保护动作正确。

5.3 兰#2 主变第1 次复压过流Ⅰ段动作分析

由图3 可知，01 分31 秒756 毫秒，第1 次合上兰307 开关给兰#3 母线充电来恢复供电，此时兰305开关靠兰#3母线侧故障点仍存在。01分31秒867毫秒，兰#2 主变中压侧后备保护整组第1 次启动，01 分33 秒373 毫秒，兰#2 主变中压侧复压过流Ⅰ段第1 次动作，动作时间1 506 ms，随后跳兰307 开关。01 分33 秒436 毫秒，兰307 开关第1 次实际跳开。兰#2主变第1 次复压过流Ⅰ段动作，跳兰307 开关正确。

5.4 兰#2 主变第2 次复压过流Ⅰ段动作分析

由图3 可知，01 分37 秒246 毫秒，兰307 开关第2 次合闸，此时兰305 开关靠#3 母线侧故障点仍存在。01 分38 秒412 毫秒，兰#2 主变中压侧后备保护整组第2 次启动，01 分39 秒918 毫秒，兰#2 主变中压侧复压过流Ⅰ段第2 次动作，动作时间1 506 ms，随后跳兰307 开关。01 分39 秒989 毫秒，兰307 开关第2 次实际跳开。兰#2 主变第2 次复压过流Ⅰ段动作，跳兰307 开关动作正确。

5.5 兰#2 主变第3 次复压过流Ⅰ段动作和第1 次Ⅱ段动作分析

由图3 可知，01 分44 秒643 毫秒，兰307 开关第3 次合闸，此时兰305 开关靠#3 母线侧故障点仍存在。01 分44 秒709 毫秒，兰#2 主变中压侧后备保护整组第3 次启动，01 分46 秒214 毫秒，兰#2主变中压侧复压过流Ⅰ段第3 次动作，动作时间为1 505 ms，随后跳兰307 开关，01 分46 秒648 毫秒，兰307 开关第3 次实际跳开。01 分46 秒513 毫秒，兰#2 主变复压过流Ⅱ段动作，动作时间1 804 ms，兰#2 主变复压过流Ⅰ段与兰 #2 主变复压过流Ⅱ段保护级差299 ms，切除故障。

综上所述，兰305 开关合闸不到位，引起局部过电压，烧毁兰305 开关柜，引起#3 母线短路故障致使保护动作。同时，兰303 开关和兰307 开关分闸速度慢，导致此次复杂保护动作，各保护动作行为符合保护原理和动作逻辑设定，属于正确动作。

6 结 论

文章主要介绍110 kV 兰坪变电站的动作保护概况，并分析保护动作时运行方式。通过分析保护动作案例总结出保护动作分析思路与方法：遵循安全性和时效性原则，首先通过远方监控系统查看保护动作报文信息，按时间顺序和动作逻辑关系，梳理事件发展脉络，理清时序图；其次，前往现场检查设备，结合报文信息和设备测试结果，综合分析保护动作原因，评价保护动作行为；最后，确定设备故障位置，进行故障处理及时恢复供电。