何方明，陳 晶，馬成廉，李大鵬，康永生

（1.國網(wǎng)北京市電力公司檢修分公司，北京 100071；2.國網(wǎng)北京電力經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，北京 100086；3.東北電力大學(xué) 輸變電技術(shù)學(xué)院，吉林 吉林 132012）

0 引 言

目前，零序保護(hù)是國內(nèi)使用最廣泛、有效的快速保護(hù)之一，在發(fā)展性故障、高阻接地等故障時(shí)具有重要作用。由于影響零序電流保護(hù)正確動(dòng)作的因素很多，分析其保護(hù)動(dòng)作行為時(shí)要綜合考慮各種條件。其中，中性點(diǎn)接地方式的配置，是影響零序保護(hù)的重要因素之一[1-3]。

電力系統(tǒng)中，中性點(diǎn)接地方式的配置非常重要，對(duì)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定影響很大，主要有以下兩個(gè)方面。

（1）當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障且一部分處于失地情況時(shí)，不接地變壓器中性點(diǎn)和變壓器線端均會(huì)產(chǎn)生較高幅值的工頻穩(wěn)態(tài)過電壓，威脅變壓器中性點(diǎn)和線端設(shè)備，須采取保護(hù)措施加以保護(hù)。

（2）當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障而引起變壓器中性點(diǎn)間隙擊穿放電接地時(shí)，將改變110 kV零序序網(wǎng)結(jié)構(gòu)，而整定計(jì)算是按改變前的零序序網(wǎng)整定的，沒有考慮變壓器中性點(diǎn)間隙擊穿后的情況，使其零序電流超過了保護(hù)定值，從而造成相關(guān)保護(hù)不必要跳閘，降低了供電的可靠性。

因此，研究如何預(yù)防變壓器中性點(diǎn)間隙擊穿和如何在變壓器中性點(diǎn)擊穿后防止零序保護(hù)元件誤動(dòng)作，具有重要意義。

近年來，變壓器中性點(diǎn)間隙擊穿對(duì)零序保護(hù)的影響呈上升趨勢(shì)，應(yīng)引起電網(wǎng)運(yùn)行部門的重視[4]。曾經(jīng)某電網(wǎng)出現(xiàn)過一起因?yàn)?10 kV線路出口不遠(yuǎn)處發(fā)生A相接地故障而造成變壓器中性點(diǎn)擊穿，繼而引起同桿架設(shè)的非故障線路方向性零序過流保護(hù)誤動(dòng)跳閘的事故。本文將重點(diǎn)對(duì)此事故進(jìn)行深入分析，詳細(xì)探究其發(fā)生的原因，并提出針對(duì)性的防范措施。

1 某電網(wǎng)方向性零序過流保護(hù)誤動(dòng)事故分析

該110 kV系統(tǒng)運(yùn)行方式為電廠Ⅰ、變電站Ⅱ、變電站Ⅲ合環(huán)運(yùn)行，變電站Ⅱ雙回線帶變電站Ⅳ，變電站Ⅲ單回線帶變電站Ⅵ，變電站Ⅴ沒有接入該系統(tǒng)，如圖1所示。

圖1 系統(tǒng)運(yùn)行方式接線分析圖

1.1 事故經(jīng)過簡(jiǎn)介

110 kV Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)出口不遠(yuǎn)處發(fā)生A相接地故障，19 ms后該線路Ⅱ側(cè)方向性零序過流一段保護(hù)動(dòng)作，70 ms后開關(guān)跳閘。隨之，流過Ⅰ-Ⅲ線路的零序電流出現(xiàn)反向。96 ms后Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)方向性零序過流保護(hù)一段誤動(dòng)作，140 ms后開關(guān)跳閘；接著，Ⅰ-Ⅱ線路Ⅰ側(cè)方向性零序過流二段保護(hù)動(dòng)作，開關(guān)跳閘，四站失壓。Ⅰ-Ⅲ、Ⅰ-Ⅱ線路開關(guān)分別重合后，由于故障點(diǎn)沒有消失，3 865 ms后Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)、Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)、Ⅰ-Ⅱ線路Ⅰ側(cè)保護(hù)再次動(dòng)作，開關(guān)跳閘，造成區(qū)域系統(tǒng)解列的惡性事故。

1.2 零序保護(hù)動(dòng)作分析

1.2.1 110 kV Ⅰ-Ⅱ線路保護(hù)動(dòng)作分析

由現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)可知，Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)出口不遠(yuǎn)處發(fā)生A相金屬性接地故障。19 ms后，Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)，零序電流達(dá)到19.50 A（以下部分如無特殊說明均為二次值），超過零序一段保護(hù)定值（10 A）[5]，零序一段出口70 ms后開關(guān)跳閘。1 491 ms后，Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)開關(guān)重合，由于故障點(diǎn)尚未消失，Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)零序電流仍然達(dá)到17.13 A，超過零序一段保護(hù)定值，開關(guān)再次跳閘。

對(duì)于Ⅰ-Ⅱ線路Ⅰ側(cè)，故障后其零序電流達(dá)到8.063 A，超過零序過流二段保護(hù)定值（5.650 A），305 ms后零序二段出口開關(guān)跳閘。1 565 ms后開關(guān)重合，由于故障沒有消失，4 184 ms后Ⅰ-Ⅱ線路Ⅰ側(cè)保護(hù)再次動(dòng)作，開關(guān)跳閘。

1.2.2 110 kV Ⅰ-Ⅲ線路保護(hù)動(dòng)作分析

由現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)可知，故障開始的70 ms內(nèi)，Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)零序電流雖然滿足定值動(dòng)作條件，但方向?yàn)榉捶较?，保護(hù)不動(dòng)作。故障后70 ms，Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)保護(hù)動(dòng)作，開關(guān)跳閘，隨之Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)的零序電流相位反向（見圖2變電站Ⅲ現(xiàn)場(chǎng)錄波波形），零序電流8.05 A，96 ms后Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)保護(hù)誤動(dòng)，140 ms時(shí)開關(guān)跳閘，1 361 ms開關(guān)重合，由于此時(shí)穿越電流沒有消失，導(dǎo)致Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)保護(hù)再次誤動(dòng)作，開關(guān)跳閘。

圖2 變電站Ⅲ錄波波形

1.2.3 變電站Ⅳ保護(hù)動(dòng)作分析

由變電站Ⅳ故障錄波數(shù)據(jù)可知，110 kV Ⅱ-Ⅳ線雙回線路A、B、C三相均有故障電流，且相位為同相位。同時(shí)，1、2號(hào)主變保護(hù)高壓側(cè)也存在零序電流，如圖3、圖4所示。

實(shí)地勘察變電站Ⅳ1、2號(hào)主變的中性點(diǎn)間隙，均發(fā)現(xiàn)明顯的放電痕跡，即零序電流流向該中性點(diǎn)。圖5為變電站Ⅳ1、2號(hào)主變的中性點(diǎn)間隙球放電痕跡照片。

圖3 Ⅱ-Ⅳ線各相電流波形

圖4 變電站Ⅳ1、2號(hào)主變錄波

圖5 變電站Ⅳ1、2號(hào)主變的中性點(diǎn)間隙球放電痕跡照片

綜上所述，可以得到該保護(hù)誤動(dòng)是由三個(gè)條件綜合影響形成的，即：

（1）110 kV Ⅰ-Ⅱ線Ⅱ側(cè)出口不遠(yuǎn)處發(fā)生A相接地故障；

（2）變電站Ⅳ1、2號(hào)主變中性點(diǎn)間隙擊穿；

（3）110 kV Ⅰ-Ⅱ線兩側(cè)開關(guān)不同時(shí)跳閘。

2 ATP仿真深入分析

采用實(shí)際線路參數(shù)，用ATP仿真軟件搭建模型，對(duì)該事故進(jìn)行深入分析。具體地，本次事故仿真分為兩個(gè)階段。

（1）Ⅰ-Ⅱ線路離Ⅰ側(cè)19.35 km處，50 ms發(fā)生A相金屬性接地故障。故障發(fā)生瞬間，變電站Ⅳ1、2號(hào)主變中性點(diǎn)間隙擊穿，電阻為j5 Ω。

（2）故障發(fā)生60 ms后，Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)斷路器跳閘。

本次事故中，Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)方向性零序過流一段出現(xiàn)誤動(dòng)。誤動(dòng)的保護(hù)裝置中，零序電流保護(hù)原理邏輯如圖6所示，其中零序一段判據(jù)為I0＞IZ（I=0.96kA），零序方向元件的動(dòng)作判據(jù)為18°≤arg(3I0/3U0)≤ 180°。

圖6 零序電流保護(hù)原理邏輯

采用全波傅氏算法實(shí)現(xiàn)以上判據(jù)，Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)的仿真結(jié)果如圖7所示。圖7（a）中，水平直線表示零序電流一段的門坎值。圖7（b）中，水平直線上方表示零序方向正方向，下方表示零序方向反方向。

圖7 Ⅰ-Ⅲ線Ⅲ側(cè)零序電流保護(hù)

由圖7可知，50 ms發(fā)生故障后，Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)的零序電流很快超過零序過流I段保護(hù)的門坎值，滿足動(dòng)作條件。但是，此時(shí)零序方向元件判斷為反方向，因此保護(hù)不動(dòng)作。110 msⅠ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)斷路器跳閘后，零序方向元件判為正反向，又由于零序電流I段條件滿足，于是保護(hù)出現(xiàn)誤動(dòng)。由此可知，Ⅰ-Ⅱ線Ⅱ側(cè)斷路器跳閘后，零序電流反向是本次事故的重要特征。因此，下面將結(jié)合故障后的系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)圖對(duì)其進(jìn)行詳細(xì)分析。

與該系統(tǒng)其他阻抗相比，變電站Ⅳ中性點(diǎn)擊穿后對(duì)應(yīng)的接地阻抗相對(duì)較大。因此，變電站Ⅳ中性點(diǎn)擊穿相當(dāng)于變電站Ⅱ經(jīng)一較高阻抗接地，由此可得斷路器跳閘前后零序電流的流向，如圖8所示。

圖8 Ⅰ—Ⅱ線Ⅱ側(cè)斷路器跳閘前后零序網(wǎng)絡(luò)

由圖8可知，變電站Ⅳ中性點(diǎn)擊穿后，Ⅰ-Ⅱ線Ⅱ側(cè)斷路器跳閘是導(dǎo)致Ⅰ-Ⅲ線Ⅲ側(cè)零序電流出現(xiàn)反向的重要原因。又由于Ⅰ-Ⅱ、Ⅰ-Ⅲ線路為同桿雙回線路，考慮雙回線零序互感[6-9]，則Ⅰ-Ⅱ線Ⅱ側(cè)跳閘后的零序網(wǎng)絡(luò)如圖9所示。

不考慮相間零序互感時(shí)，Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)的零序保護(hù)結(jié)果如圖10所示。與圖7（a）比較可知，零序互感在跳閘前后所起的作用不同。具體地，跳閘前使零序電流幅值降低，跳閘后使零序電流幅值增大。

圖10 不考慮零序互感時(shí)Ⅰ—Ⅲ線Ⅲ側(cè)零序電流保護(hù)

綜上所述，故障瞬間變電站Ⅳ中性點(diǎn)電壓擊穿和Ⅰ-Ⅱ線Ⅱ側(cè)斷路器跳閘，是造成Ⅰ-Ⅲ線Ⅲ側(cè)零序方向元件動(dòng)作的主要原因。Ⅱ側(cè)斷路器跳閘前，Ⅰ-Ⅲ線Ⅲ側(cè)零序方向元件判為反向，此時(shí)即使零序電流I段條件滿足，保護(hù)也不會(huì)動(dòng)作。Ⅱ側(cè)斷路器跳閘后，零序網(wǎng)絡(luò)發(fā)生變化，造成Ⅰ-Ⅲ線Ⅲ側(cè)零序方向元件判為正向。此時(shí)，由于跳閘后零序互感使非故障線路零序電流幅值增大，最終超過其零序電流一段的保護(hù)定值，從而造成了保護(hù)的誤動(dòng)作。

3 預(yù)防措施

基于對(duì)本次事故的深入分析，提出以下預(yù)防措施。

第一，針對(duì)零序過流保護(hù)不能全線速動(dòng)、故障后線路兩側(cè)出現(xiàn)不同時(shí)跳閘的情況，可在故障后本側(cè)方向性零序過流保護(hù)判斷區(qū)外故障時(shí)就將其閉鎖，待其躲過線路零序過流二段的動(dòng)作時(shí)間后再將其投入。采用該方案后，Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)保護(hù)在Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)跳閘前就被閉鎖，不會(huì)出現(xiàn)誤動(dòng)情況。保護(hù)邏輯原理，如圖11所示。

圖11 原理框圖

第二，利用零序阻抗的變化特征。故障后零序網(wǎng)絡(luò)變化時(shí)，保護(hù)安裝處對(duì)應(yīng)的正向零序阻抗會(huì)發(fā)生變化，可利用此變化特征閉鎖零序過流保護(hù)。

第三，配置光纖電流差動(dòng)保護(hù)。本次誤動(dòng)為Ⅰ-Ⅱ線Ⅱ側(cè)出口不遠(yuǎn)處發(fā)生A相接地故障。Ⅰ-Ⅲ線屬于區(qū)外故障，因此兩端電流和一直為0。故障70 ms后，Ⅰ-Ⅱ線Ⅱ側(cè)跳閘。由于是區(qū)外斷路器跳閘，此時(shí)Ⅰ-Ⅲ線路兩側(cè)電流也一直為0。由此可知，若采用電流差動(dòng)保護(hù)，在本次事故中，Ⅰ-Ⅲ線路兩側(cè)保護(hù)也都會(huì)可靠不動(dòng)作。因此，大力推廣光纖差動(dòng)保護(hù)，使其代替零序方向保護(hù)，即可解決此類問題。

第四，距離保護(hù)利用了短路時(shí)電壓、電流的變化特征，所以可通過測(cè)量故障阻抗來確定故障所處的范圍，使保護(hù)區(qū)穩(wěn)定，且方式的靈敏度高，動(dòng)作情況受電網(wǎng)運(yùn)行方式變化影響也較小。因此，可以用接地距離替代零序保護(hù)。

4 結(jié) 論

本文主要介紹和分析了某110 kV電網(wǎng)由于故障后零序網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)發(fā)生變化造成非故障線路方向性零序過流保護(hù)誤動(dòng)跳閘的事故，得到以下結(jié)論：

（1）故障瞬間變電站Ⅳ中性點(diǎn)電壓擊穿和Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)斷路器先跳閘，是造成Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)零序方向元件動(dòng)作的主要原因。Ⅱ側(cè)斷路器跳閘前，Ⅰ-Ⅲ線路Ⅲ側(cè)零序方向元件判為反向，此時(shí)即使零序電流I段條件滿足，保護(hù)也不會(huì)動(dòng)作。Ⅱ側(cè)斷路器跳閘后，零序網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，造成Ⅰ-Ⅲ線Ⅲ側(cè)零序方向元件判為正向，滿足零序方向元件的動(dòng)作條件。

（2）同桿雙回線零序互感將對(duì)零序電流元件造成影響。本事故中，Ⅰ-Ⅱ線路Ⅱ側(cè)斷路器跳閘后，零序互感對(duì)Ⅰ-Ⅲ線路的零序電流起助增作用，使其超過零序電流I段的保護(hù)定值，滿足零序電流元件的動(dòng)作條件。

（3）本次保護(hù)誤動(dòng)涉及零序方向元件和零序電流I段的配合問題。跳閘后，Ⅰ-Ⅲ線保護(hù)Ⅲ側(cè)零序電流方向元件判為正向，零序電流幅值超過零序電流I段保護(hù)定值。由于零序方向元件和零序I段的動(dòng)作條件都滿足，因此保護(hù)出現(xiàn)誤動(dòng)。現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)和ATP仿真對(duì)比，驗(yàn)證了以上分析的正確性。

（4）針對(duì)故障分析的結(jié)果，提出了預(yù)防措施：故障后方向性零序過流保護(hù)判斷為區(qū)外故障時(shí)，可短時(shí)將閉鎖，待躲開線路零序過流二段的動(dòng)作時(shí)間后再將其投入；故障后零序網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)變化時(shí)，利用保護(hù)安裝處對(duì)應(yīng)的正向零序阻抗發(fā)生變化的特征，閉鎖零序過流保護(hù)；配置光纖差動(dòng)保護(hù)；采用接地距離保護(hù)替代零序保護(hù)。

以上措施均經(jīng)過仿真驗(yàn)證，能夠有效防止此次事故的發(fā)生。

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