110kv线路保护拒动原因分析

110kV线路保护拒动原因分析
[摘 要] 本文是从110kV线路发生接地故障，线路保护装置拒动，引起越级跳闸的事故入手，剖析保护装置拒动的原因。指出在电气设备安装工程中，注意电气一次设备极性的重要性，以提高保护动作的选择性、可靠性。[关键词]110kV线路 保护拒动 问题分析
1.概述
明星电力公司电力系统水力发电装机总容量70580kW，以自发电为主，不足部分从国家电网双堰220kV变电站引进解决。供电电网是以110kV和35kV线路为骨架的输送电网络，10kV线路为配电网络。主要电源及联络线构成的明星电网如图1所示。
图1明星电网主接线图

2.110kV线路故障现象
2007年7月某日，遂北变电站至双堰变电站的堰北Ⅰ线因雷击发生接地故障（如图1中d1所示）。后经巡线发现因雷击110kV堰北Ⅰ线从双堰站出线第8#铁塔A相有2片绝缘子被击穿，过桥损伤。故障前运行方式及故障后保护动作状况如下：
2.1 110kV系统：
①电源部分：三星水电厂2#机、3#机（2#主变中性点接地）。
②电网部分：三星水电厂110kV南星线→110kV遂南变电站110kV南北线；遂北变电站110kV堰北Ⅰ线、堰北Ⅱ线并联运行（110kV母联113#开关处于运行状态），遂北站Ⅱ#主变中性点接地。
2. 2 35kV系统：
①电源部分：三星水电站1#机、小白塔电站1～5#机、龙凤电站1～5#机。
②电网部分：小白塔电站、龙凤电站所有机组通过35kV龙金线→35kV金梅变电站35kV热金线→热电厂35kV变电站35kV热北线→110kV遂北变电站35kV母线。
三星水电站1#机通过35kV星小线→110kV遂南变电站35kV南金线→35kV金梅变电站母线。
2.3保护动作情况
双堰站→三星水电站方向：
①双堰站110kV堰北Ⅰ线163#开关接地距离Ⅰ段动作跳闸。故障录波装置显示0.3km，保护动作测距0.6km，A相接地故障；3473ms后检无压重合闸成功。
保护定值：接地距离Ⅰ段2.86Ω，0s
②遂北站Ⅱ#主变零序电压闭锁零序过流Ⅱ段一时限出口动作跳闸；
保护定值：84A，1.2s
三星水电站→双堰站方向：
①三星水电厂110kV星南线111#开关零序电流Ⅲ段动作跳闸，动作值：247A；
保护定值：零序电流Ⅲ段210A、2.2s。
②双堰站164#开关接地距离Ⅱ段、零序过流Ⅱ段动作跳闸；3474ms后检无压重合闸成功。
保护定值：接地距离Ⅱ段：6.1Ω，1.1s；零序电流Ⅱ段1200A、1.1s。
3.保护动作分析：
3.1应正确动作的保护：
①双堰站110kV堰北Ⅰ线163#开关接地距离Ⅰ段动作；
②遂北站110kV堰北Ⅰ线153#开关接地距离Ⅱ段、零序电流Ⅱ段。
因遂北站153#开关保护拒动，双堰站164#开关接地距离、零序电流Ⅱ段动作断开双堰站侧短路电流；遂北站Ⅱ#主变高压侧零序电压闭锁电流保 护动作断开Ⅱ#主变35kV侧提供到遂北站110kV 3M的短路电流；金梅站35kV金515#开关过流Ⅲ段动作，断开35kV侧提供到遂北站110kV 1M、3M的短路电流；因遂南站南北线141#开关保护装置故障拒动，三星水电厂星南线111#开关零序电流Ⅲ段动作断开三星2#、3#发电机提供的短路 电流，从而，断开了所有与短路点有关的电源。堰北Ⅰ线2007年6月投产，全线采用双串防污型绝缘子，在雷击线路接地短路电弧消失后，线路绝缘仍满足运行 电压要求，双堰站堰北Ⅰ、Ⅱ检无压重合成功。
3.2110kV线路保护拒动的原因分析
遂南站110kV南北线141#开关保护装置在故障发生之前已检查到是保护模块问题，处理尚未完成。遂北站153#开关保护零序电流、接地距离 均未动作。遂北站110kV堰北Ⅰ线153#开关采用北京四方利水的HSL-164保护装置。该保护装置的零序方向电流保护由零序电流元件与零序方向元件 组成；接地距离保护由三部分组成即：偏移特性阻抗元件、零序电抗元件、方向元件。无论是零序电流保护，还是接地距离保护均在保护装置起动元件起动后达到定 值时动作。
HSL-164的起动元件由两部分构成：*部分是带有浮动门槛的相电流突变量起动；第二部分是零序辅助电流起动，该零序辅助电流由保护装置内部接在N411线上的零序电流互感器产生的外接零序电流，其原理如图2所示。
图２HSL-164保护装置交流电流回路
当线路发生接地故障时，相电流突变量、零序辅助电流起动元件同时起动。保护起动后，由零序电压与外接零序电流判别零序功率方向及零序电流是否达 到定值。在中性点直接接地的网络中，零序电压与零序电流的关系是：保护安装处的零序电流由母线流向被保护线路（保护取用的电流方向），同时零序分量电流、 电压仅存在零序网络中。零序网络是无源网络，因此保护方向上接地故障时的零序网络如图3所示。

Z0是保护安装处保护反方向的等值零序阻抗，由图3可得
式中：φ0为Z0的阻抗角，一般φ0=70°～85°。
在保护方向上发生接地故障时，3U0滞后3I0的相角是110°～95°，且滞后的相角不受过渡电阻Rg影响，仅取决于反方向上的零序阻抗角。用微机继电保护测试仪在HSL-164保护装置上加一相（A相）电流，从保护装置本体上显示Ia：，0°；3I0： ，-180°。由保护装置交流电流回路可知，在这种试验条件下Ia、3I0应该一致。而实际数据表明3I0方向接反，由上图可知在3I0反向时保护装置不会判别为故障方向，保护不动作。
接地距离保护是受系统运行方式影响zui小，反映接地故障较零序方向电流更灵敏的保护装置，为什么在这种接地故障时它也不动作呢？是不是也是方向不正确呢？带着疑问阅读了接地距离保护的资料。
当阻抗元件用于反映接地故障时，采用相电压和带有零序电流补偿的相电流接线方式，其测量阻抗Zm可表示为

由方向判据的公式可知，故障相电流与3倍零序电流同时由母线流向故障点，因零序电流极性接反与相电流方向相抵，使阻抗继电器的方向元件无法正确判别，保护装置拒动。
由上面的分析，可以确定因为零序电流回路的极性接反造成线路保护装置拒动。经检查发现在堰北Ⅰ线投运时，因为一次回路电流互感器极性接反，做带 负荷试验时保护装置检测的功率方向与实际的功率方向相反。于是将二次回路中A、B、C相电流极性交换。即将HSL-164交流电流回路中端子接线9、 10、11与13、14、15互换，而忽视了交换12、16。因为线路在正常运行情况下是没有零序电流产生的，保护装置也未告警，从而造成本次接地故障保 护拒动。
4.结论
根据《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（GBJ148-90）第3.3.2条条文说明：“对同一型式、同一种电压等级的互感器，当并列安装时，要求在同一水平面上，极性方向一致”。
对于变电站改造工程，在原有电气设备已经运行的情况下，应正确区分电气设备的极性，并正确安装，避免在电气二次回路上带电进行的调线工作。因一 次设备极性安装不正确需在二次回路上改变极性时应在CT、PT出口端子箱处更改，避免在保护装置上更改而造成失误。为了防止保护误动，根据国家电网公司 《防止继电保护和直流系统事故》制度的要求，将电压互感器二次线圈中性点接地引至主控室一点接地。