朱曉紅

(云南電網(wǎng)公司曲靖供電局，云南 曲靖 655000)

0 前言

母線保護(hù)裝置是保護(hù)母線的重要設(shè)施，它的誤動和拒動都將給電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行帶來嚴(yán)重威脅。母線故障時，必須準(zhǔn)確快速地切除故障，確保系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，同時也要防止各種因素影響導(dǎo)致母差保護(hù)誤動，避免造成系統(tǒng)事故或經(jīng)濟(jì)損失。

1 故障情況

1.1 事故前運行方式

圖1 為500kV DL 變電站的主接線圖。

圖1 500kV DL 變電站主接線圖

1.2 運行天氣狀況

保護(hù)動作時為強(qiáng)雷雨，惡劣氣象條件極易引起線路瞬時性故障。500 kV DY II 回線第次故障即為瞬時性故障，單跳單重。

1.3 絕緣檢查

檢查保護(hù)裝置相關(guān)電流回路絕緣正常;檢查相關(guān)電纜絕緣正常;檢查5461 斷路器TA 二次側(cè)時發(fā)現(xiàn)7LH (I 母第一套母差)絕緣不正常，發(fā)現(xiàn)A 相極性端絕緣皮壓破，搭接在接線盒上，存在兩點接地。

1.4 保護(hù)裝置試驗

對保護(hù)裝置進(jìn)行試驗，各種保護(hù)特性正常，未發(fā)現(xiàn)有較大偏差。

2 故障類型定位

2.1 保護(hù)配置

500 kV DY II 回線路保護(hù)配置見表1。500 kV斷路器保護(hù)配置RCS－921 (版本R2.00)。500 kV 母線保護(hù)配置為BP－2C－H。

表1 500 kV DY II 回線路保護(hù)配置表

2.2 保護(hù)動作時序

本次事故收集到的資料有:DY II 回線主一、主二保護(hù)裝置打印報告，#5461、#5462 斷路器保護(hù)裝置打印報告，#5461 保護(hù)裝置錄波文件，500 kV I 母第一套母線保護(hù)錄波文件。從錄波文件來看，系統(tǒng)經(jīng)歷了兩次故障，第一次故障為500 kV DY II 回線B 相瞬時性故障，而第二次故障，故障現(xiàn)象錯綜復(fù)雜，涉及動作的保護(hù)較多，使故障分析查找一度陷入僵局。

為了分析各保護(hù)動作先后順序及相對時間，還原故障發(fā)生的整個過程，需將各保護(hù)動作的時間統(tǒng)一到同一個時間坐標(biāo)軸上，這個統(tǒng)一的時間坐標(biāo)軸就是以多永II 回線主一、主二保護(hù)啟動為起始時刻的時間坐標(biāo)軸。在時間坐標(biāo)軸的統(tǒng)一過程中，忽略控制電纜的傳輸延時及裝置接受信號的時間，#5461、#5462 保護(hù)啟動(40 ms)和DY II 回線主一、主二保護(hù)是同時啟動的。60 ms 時，#5461 斷路器保護(hù)跳閘返回，重合閘開始計時，經(jīng)重合閘延時0.9s 后，#5461 斷路器保護(hù)于963 ms 發(fā)重合令，再經(jīng)60 ms (6 ms 出口繼電器固有延時+54 ms 合閘時間)，#5461 合閘成功。

圖2 #5461 斷路器保護(hù)故障錄波圖

圖3 500kVI 母第一套母線保護(hù)故障錄波圖(一)

在分析過程中，如何將第一套母差保護(hù)動作時間統(tǒng)一到線路保護(hù)時間坐標(biāo)軸，需要有說服力的特征量。這個特征量就是#5461 斷路器保護(hù)感受到的第二次電流突變(1 063 ms)，和第一套母差保護(hù)感受到的第一次電流突變(39 ms)是同一時刻。

圖4 保護(hù)動作時序圖

從時序圖可以看出，#5461 斷路器合閘成功的同時，系統(tǒng)第二次故障，第一套母差保護(hù)于1 060 ms 跳開500 kV I 母上的多個斷路器，#5462斷路器保護(hù)繼續(xù)走重合閘后重延時(0.5 s)，于1 463 ms，發(fā)重合閘令，再經(jīng)60 ms 后，合閘成功，恢復(fù)500kV DY II 回線合環(huán)運行。

2.3 第二次故障分析

系統(tǒng)出現(xiàn)的第二次故障，電流、電壓呈現(xiàn)250 Hz 的高頻衰減波(一周波約為4 ms)，持續(xù)時間極短，只持續(xù)了一個周波，結(jié)合電流峰值的時刻，電壓出現(xiàn)過電壓(二次峰值為93.5 V，正常電壓峰值為85 V)?？梢酝茢啻舜喂收蠟槔纂姄糁袟U塔或避雷線，雷擊點對B 相導(dǎo)線發(fā)生閃絡(luò)所致。

表2 第二次故障采樣表

圖3 中，各斷路器保護(hù)均感受到此次故障。#5411、#5432、#5442、#5451 間隔的電流相位相同，與#5461 相位相反。表2 為此次故障的四個采樣點，對表進(jìn)行分析，不難發(fā)現(xiàn)#5411、#5432、#5442、#5451 間隔的電流矢量和約等于#5461 間隔的矢量。根據(jù)基爾霍夫定律，圖5 中A 點流進(jìn)和流出的電流相等。此時的故障電流是經(jīng)#5461斷路器流向故障點的(#5462 此刻還在分位)。可以判斷故障是發(fā)生在500kV DY II 回線靠變電站附近。圖5 是擬制的此次故障時的零序網(wǎng)絡(luò)分布示意圖。

圖5 第二次故障時系統(tǒng)零序網(wǎng)絡(luò)圖

圖5 中，短路點B 相短路電流(3I0)經(jīng)四個系統(tǒng)中性點流回到系統(tǒng)中。I01、I02、I03、I04的大小取決于系統(tǒng)中性點與故障點的遠(yuǎn)近。

3 事故推理分析

3.1 母差保護(hù)中A 相電流

500 kV 第一套母差保護(hù)#5461 間隔A 相出現(xiàn)與B 相相位相同，幅值不同的電流。經(jīng)檢查，#5461A 相本體接至該母差保護(hù)的電纜線芯絕緣壓破，銅芯搭接在外殼上，造成500 kV 第一套母差保護(hù)二次電流回路兩點同時接地。

圖6 兩點接地時，差電流形成原理圖

由于開關(guān)場和控制室存在電位差，二次回路多點接地時，就會產(chǎn)生電流。圖6 中，Ud 為開關(guān)場和控制室的電位差，該電位差正比于流過地網(wǎng)間連線的電流。

系統(tǒng)中出現(xiàn)的第二次故障，故障點變電站外附近(正常情況和第一次線路故障，A 相并未出現(xiàn)電流)。TA 變比為4 000/1，換算到一次的故障電流峰值約為4 800 A。如圖5，該故障電流絕大部分流過開關(guān)場。根據(jù)相關(guān)記錄查得本站接地電阻為0.819 Ω，考慮到雷雨天氣，按0.1Ω 來算，地電位最高也可抬高到480 V。由于電流互感器二次側(cè)阻值較大，保護(hù)裝置的電流變換線圈阻值較小，抬高的地電位，使母差保護(hù)A 相流過很大的Id，該Id 第一個峰值達(dá)4.85 A。Id 與開關(guān)場流過的一次雷電流是同相位的，這也就能解釋前面提及的A 相電流與B 相相比，相位相同，幅值是B 相的4 倍之多。

3.2 母差保護(hù)動作分析

BP－2C－H 型微機(jī)母線保護(hù)采用復(fù)式比率差動判據(jù)，如式(1):

Ir=“和電流”，母線上所有連接支路電流的絕對值之和。

復(fù)式比率差動判據(jù)，由于在制動量的計算中引入了差電流，使其在母線區(qū)外故障時有極強(qiáng)的制動特性，在母線區(qū)內(nèi)故障時無制動，因此能更明確地區(qū)分區(qū)外故障和區(qū)內(nèi)故障。

圖7 500kVI 母第一套母線保護(hù)故障錄波圖(二)

B 相差動元件，故障對母線來說，是區(qū)外故障，流進(jìn)母線的電流等于流出母線的電流。差動電流Idb=0，制動電流Irb≠0，差動元件不動作。

A 相差動元件，只有#5461 間隔有電流，啟動后的前三個毫秒內(nèi)，共有三個點，動作電流Ida分別為－9.72 A、－1.35 A、19.19 A，Ida 等于Ira且兩者同步，保護(hù)邏輯判為區(qū)內(nèi)故障，差動元件動作出口。

4 結(jié)束語

對于大型、超高壓變電站，感應(yīng)電壓較高，接地網(wǎng)有一定電阻，因此會在接地網(wǎng)形成電位差，如果TA 回路存在兩點或多點接地，則會在保護(hù)裝置中引入串?dāng)_電流，即可能引起保護(hù)裝置誤動。為了防止此類事故的再次發(fā)生，應(yīng)從兩方面來進(jìn)行整治。

一方面，在大型、超高壓變電站施工時，要采用反事故措施來降低地網(wǎng)接地電阻，構(gòu)造二次回路接地的等電位面，盡量消除地網(wǎng)電位差。另一方面，設(shè)備投運前驗收及投運后檢修，繼電保護(hù)人員應(yīng)加強(qiáng)對電流、電壓二次回路一點接地反事故措施的檢查和回路絕緣試驗的檢驗。由于此類缺陷在正常運行條件下不易顯露，應(yīng)及時收集保護(hù)裝置故障錄波文件、故障報文、異常信息，運用系統(tǒng)分析的方法，對數(shù)據(jù)進(jìn)行橫向、縱向比較，從而提高檢修維護(hù)專業(yè)技術(shù)水平。

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