為克服10kV系統(tǒng)中性點經(jīng)消弧線圈接地故障選線準(zhǔn)確率低、經(jīng)小電阻接地跳閘率高的弊端，廣東電網(wǎng)公司對10kV系統(tǒng)進(jìn)行了中性點改造，由以往的經(jīng)消弧線圈接地、經(jīng)小電阻接地改為經(jīng)消弧線圈并聯(lián)小電阻接地。

該系統(tǒng)能夠有效限制弧光接地故障引起的過電壓，對系統(tǒng)的絕緣水平要求較低；又能夠自動消除線路的瞬時性故障，避免線路的頻繁跳閘，提高系統(tǒng)的供電可靠性；對于永久性故障，又能迅速切除故障，盡可能地縮短故障時間，確保系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。然而，在實際應(yīng)用過程中因相關(guān)技術(shù)條件不夠成熟，導(dǎo)致頻繁出現(xiàn)接地變保護(hù)誤動、拒動，造成10kV母線失電壓等。

有相關(guān)研究提出的方法均可實際應(yīng)用于消弧線圈并聯(lián)小電阻接地系統(tǒng)中，為實現(xiàn)接地變保護(hù)的正確動作提供了有力的技術(shù)支持，但極少有文獻(xiàn)對接地變零序保護(hù)CT的配置進(jìn)行詳細(xì)分析。

本文通過分析一起110kV A變電站因接地變零序保護(hù)CT配置不合理導(dǎo)致接地變保護(hù)誤動作的事故，提出了將10kV接地變高壓側(cè)零序保護(hù)CT安裝在接地變中性點小電阻處的解決方法，有效避免了10kV接地變零序保護(hù)在消弧線圈補(bǔ)償時、小電阻投入前誤動作，提高了系統(tǒng)的供電可靠性。

1 事件基本情況

1.1 事件發(fā)生前A站運行方式

110kV A變電站有3臺主變，其中，#1主變供10kV1M、2AM母線負(fù)荷，#2主變供2BM、3M母線負(fù)荷，#3主變冷備用。10kV #1分段5012、#2分段5023備自投處于退出狀態(tài)。10kV饋線6706開關(guān)處于合位。10kV#1接地變51QB、#2接地變52QB、#3接地變53QB開關(guān)處于合位、53000刀拉開。站內(nèi)無檢修工作。

圖1 110kV A站一次接線圖

1.2 事件發(fā)生經(jīng)過

2019年9月12日09:13，調(diào)度中心報110kV A站10kV #2接地變、10kV 饋線6保護(hù)動作，動作情況見表1。

表1 保護(hù)動作情況

由表1可知，接地變零序過電流Ⅰ段保護(hù)在09:13:22:40時動作，跳開10kV分段5023開關(guān)，導(dǎo)致10kV 3M母線失電壓。隨后，09:13:22:690，10kV饋線6零序過電流Ⅰ段保護(hù)動作，跳開706開關(guān)，接著在09:13:27:765，線路保護(hù)重合閘動作，合上706開關(guān)。因此，調(diào)度判斷10kV饋線6發(fā)生瞬時性故障，接地變保護(hù)誤動作，故調(diào)度于09:18遠(yuǎn)方合上10kV #2分段5023開關(guān)，10kV 3M母線恢復(fù)運行。

1.3 事件損失及影響情況

事件導(dǎo)致110kV A站10kV 3M母線失電壓，共損失負(fù)荷19MW，無重要用戶停電。

2 事件原因分析

2.1 保護(hù)信息記錄

在故障發(fā)生后，繼保人員立即前往現(xiàn)場檢查，檢查結(jié)果如下：

1）#2消弧可控裝置實測得容性電流為65.8A，實際補(bǔ)償電流為70A，小電阻未投入，故障期間無異常。

2）10kV#2接地變52QB保護(hù)裝置顯示，高側(cè)零序過電流Ⅰ段動作值3I0H=3.88A（零序保護(hù)CT變比為150/5，一次電流為116.4A），高側(cè)零序過電流Ⅱ段動作值3I0H=2.69A。

3）10kV 饋線6706開關(guān)保護(hù)裝置顯示，保護(hù)動作值I0=2.29A（零序保護(hù)CT變比為150/5，一次電流為68.7A）。

2.2 原因分析

從保護(hù)裝置顯示的報文及電流數(shù)據(jù)可以看出，在線路發(fā)生接地故障，消弧線圈進(jìn)行補(bǔ)償時，接地變保護(hù)即可以檢測到零序電流，且電流值達(dá)到接地變保護(hù)的啟動值（該型保護(hù)達(dá)到定值的90%約2.25A即啟動），此時流經(jīng)故障線路的電流為0.14A，未達(dá)到饋線6的保護(hù)定值。

其中，接地變52QB、饋線6 706開關(guān)的保護(hù)定值分別見表2、表3。隨后，由于選線需要，消弧裝置加入了擾動電流，此時流過接地變零序保護(hù)CT的電流為3.88A，達(dá)到接地變零序過電流Ⅰ段定值，跳開5023分段開關(guān)，3M母線失電壓。

此時，故障未消失，接地變零序過電流Ⅱ段保護(hù)動作，跳開原處于分位的#2主變變低552A開關(guān)，由表4可知，接地變保護(hù)零序過電流Ⅰ、Ⅱ段均正確動作。

與此同時，由于3M母線失電壓，流經(jīng)故障線路的對地電容電流減少，補(bǔ)償電流不變，則流經(jīng)故障線路的電流差值增大，達(dá)到線路零序過電流Ⅰ段保護(hù)定值，保護(hù)正確動作，跳開706開關(guān)。

表2 10kV #2接地變保護(hù)定值

表3 10kV饋線6保護(hù)定值

表4 跳閘矩陣

由于保護(hù)均正確動作，需停電對設(shè)備進(jìn)行詳細(xì)的檢查分析。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，10kV#2接地變高壓側(cè)零序保護(hù)使用的零序保護(hù)CT安裝于接地變10kV電纜處，而低壓側(cè)零序保護(hù)使用的零序保護(hù)CT安裝于中性點小電阻處，具體安裝位置如圖2所示。系統(tǒng)發(fā)生單相接地且消弧線圈補(bǔ)償時的電流分布如圖3所示。

可以看出，在線路Ⅱ發(fā)生A相接地消弧線圈進(jìn)行補(bǔ)償時，接地點流過的故障電流為

一般地，在10kV線路發(fā)生瞬時性故障消弧線圈進(jìn)行補(bǔ)償時，接地變零序過電流保護(hù)作為后備保護(hù)不應(yīng)動作；若是永久性故障，在消弧線圈補(bǔ)償10s后，故障未消失，則投入小電阻，增大故障電流，

圖2 #2接地變零序保護(hù)CT安裝位置

圖3 系統(tǒng)發(fā)生單相接地且消弧線圈補(bǔ)償時的電流分布

使故障線路保護(hù)動作，若此時故障線路保護(hù)拒動接地變保護(hù)才應(yīng)動作。由表2可知，110kV A站接地變高側(cè)零序過電流保護(hù)投入，低側(cè)零序過電流保護(hù)退出。而接地變高側(cè)零序過電流保護(hù)CT安裝于10kV電纜處，在10kV饋線6發(fā)生接地故障時，其流經(jīng)的零序電流為消弧線圈補(bǔ)償?shù)碾娏?，且因特殊運行方式下系統(tǒng)電容電流大，補(bǔ)償電流較大，使接地變保護(hù)流入的零序電流達(dá)到保護(hù)動作值是導(dǎo)致本次事件的主要原因。

3 事件暴露問題及整改措施

3.1 暴露問題

1）在10kV小電阻改造過程中，10kV接地變零序保護(hù)CT配置無相應(yīng)的設(shè)計規(guī)范。

2）繼保驗收人員技能水平不足，未能發(fā)現(xiàn)接地變高側(cè)零序保護(hù)CT取自10kV電纜處存在的隱患。

3.2 整改措施

1）將110kV A變電站10kV #2接地變高壓側(cè)零序保護(hù)電流調(diào)整為取自中性點小電阻處零序保護(hù)CT。

2）明確接地變零序保護(hù)CT的配置要求，完善相應(yīng)的驗收作業(yè)指導(dǎo)書，并將相關(guān)情況反饋給設(shè)計單位，完善設(shè)計規(guī)范，確保未進(jìn)行小電阻改造的變電站不會出現(xiàn)類似的情況。

3）將此案例作為繼保專業(yè)的典型教材進(jìn)行培訓(xùn)學(xué)習(xí)，總結(jié)此次事件的經(jīng)驗教訓(xùn)。

4）對經(jīng)消弧線圈并聯(lián)小電阻接地的變電站進(jìn)行關(guān)于接地變零序保護(hù)CT配置情況的專項檢查，確保投入運行的接地變零序保護(hù)CT安裝于接地變中性點小電阻處，并對不滿足要求的變電站進(jìn)行整改。

4 結(jié)論

本文通過分析一起110kV A變電站接地變保護(hù)誤動作的事故，發(fā)現(xiàn)了該站在小電阻改造過程中存在接地變零序保護(hù)CT配置不合理的問題，并提出了將10kV接地變高壓側(cè)零序保護(hù)CT安裝在接地變中性點小電阻處的的整改措施，同時提出要完善相應(yīng)的驗收作業(yè)指導(dǎo)書、設(shè)計規(guī)范，有效降低接地變高側(cè)零序過電流保護(hù)誤動的概率，避免再次發(fā)生此類事件，對10kV系統(tǒng)中性點改造工程具有實際的指導(dǎo)意義。

本文編自2021年第2期《電氣技術(shù)》，論文標(biāo)題為“一起10kV接地變零序保護(hù)誤動的事件分析”，作者為鄭瑜、蔣炯鋒。