一起500 kV 母差保护误动分析

朱晓红

(云南电网公司曲靖供电局，云南 曲靖 655000)

0 前言

母线保护装置是保护母线的重要设施，它的误动和拒动都将给电力系统安全稳定运行带来严重威胁。母线故障时，必须准确快速地切除故障，确保系统安全稳定运行，同时也要防止各种因素影响导致母差保护误动，避免造成系统事故或经济损失。

1 故障情况

1.1 事故前运行方式

图1 为500kV DL 变电站的主接线图。

图1 500kV DL 变电站主接线图

1.2 运行天气状况

保护动作时为强雷雨，恶劣气象条件极易引起线路瞬时性故障。500 kV DY II 回线第次故障即为瞬时性故障，单跳单重。

1.3 绝缘检查

检查保护装置相关电流回路绝缘正常;检查相关电缆绝缘正常;检查5461 断路器TA 二次侧时发现7LH (I 母第一套母差)绝缘不正常，发现A 相极性端绝缘皮压破，搭接在接线盒上，存在两点接地。

1.4 保护装置试验

对保护装置进行试验，各种保护特性正常，未发现有较大偏差。

2 故障类型定位

2.1 保护配置

500 kV DY II 回线路保护配置见表1。500 kV断路器保护配置RCS－921 (版本R2.00)。500 kV 母线保护配置为BP－2C－H。

表1 500 kV DY II 回线路保护配置表

2.2 保护动作时序

本次事故收集到的资料有:DY II 回线主一、主二保护装置打印报告，#5461、#5462 断路器保护装置打印报告，#5461 保护装置录波文件，500 kV I 母第一套母线保护录波文件。从录波文件来看，系统经历了两次故障，第一次故障为500 kV DY II 回线B 相瞬时性故障，而第二次故障，故障现象错综复杂，涉及动作的保护较多，使故障分析查找一度陷入僵局。

为了分析各保护动作先后顺序及相对时间，还原故障发生的整个过程，需将各保护动作的时间统一到同一个时间坐标轴上，这个统一的时间坐标轴就是以多永II 回线主一、主二保护启动为起始时刻的时间坐标轴。在时间坐标轴的统一过程中，忽略控制电缆的传输延时及装置接受信号的时间，#5461、#5462 保护启动(40 ms)和DY II 回线主一、主二保护是同时启动的。60 ms 时，#5461 断路器保护跳闸返回，重合闸开始计时，经重合闸延时0.9s 后，#5461 断路器保护于963 ms 发重合令，再经60 ms (6 ms 出口继电器固有延时+54 ms 合闸时间)，#5461 合闸成功。

图2 #5461 断路器保护故障录波图

图3 500kVI 母第一套母线保护故障录波图(一)

在分析过程中，如何将第一套母差保护动作时间统一到线路保护时间坐标轴，需要有说服力的特征量。这个特征量就是#5461 断路器保护感受到的第二次电流突变(1 063 ms)，和第一套母差保护感受到的第一次电流突变(39 ms)是同一时刻。

图4 保护动作时序图

从时序图可以看出，#5461 断路器合闸成功的同时，系统第二次故障，第一套母差保护于1 060 ms 跳开500 kV I 母上的多个断路器，#5462断路器保护继续走重合闸后重延时(0.5 s)，于1 463 ms，发重合闸令，再经60 ms 后，合闸成功，恢复500kV DY II 回线合环运行。

2.3 第二次故障分析

系统出现的第二次故障，电流、电压呈现250 Hz 的高频衰减波(一周波约为4 ms)，持续时间极短，只持续了一个周波，结合电流峰值的时刻，电压出现过电压(二次峰值为93.5 V，正常电压峰值为85 V)。可以推断此次故障为雷电击中杆塔或避雷线，雷击点对B 相导线发生闪络所致。

表2 第二次故障采样表

图3 中，各断路器保护均感受到此次故障。#5411、#5432、#5442、#5451 间隔的电流相位相同，与#5461 相位相反。表2 为此次故障的四个采样点，对表进行分析，不难发现#5411、#5432、#5442、#5451 间隔的电流矢量和约等于#5461 间隔的矢量。根据基尔霍夫定律，图5 中A 点流进和流出的电流相等。此时的故障电流是经#5461断路器流向故障点的(#5462 此刻还在分位)。可以判断故障是发生在500kV DY II 回线靠变电站附近。图5 是拟制的此次故障时的零序网络分布示意图。

图5 第二次故障时系统零序网络图

图5 中，短路点B 相短路电流(3I0)经四个系统中性点流回到系统中。I01、I02、I03、I04的大小取决于系统中性点与故障点的远近。

3 事故推理分析

3.1 母差保护中A 相电流

500 kV 第一套母差保护#5461 间隔A 相出现与B 相相位相同，幅值不同的电流。经检查，#5461A 相本体接至该母差保护的电缆线芯绝缘压破，铜芯搭接在外壳上，造成500 kV 第一套母差保护二次电流回路两点同时接地。

图6 两点接地时，差电流形成原理图

由于开关场和控制室存在电位差，二次回路多点接地时，就会产生电流。图6 中，Ud 为开关场和控制室的电位差，该电位差正比于流过地网间连线的电流。

系统中出现的第二次故障，故障点变电站外附近(正常情况和第一次线路故障，A 相并未出现电流)。TA 变比为4 000/1，换算到一次的故障电流峰值约为4 800 A。如图5，该故障电流绝大部分流过开关场。根据相关记录查得本站接地电阻为0.819 Ω，考虑到雷雨天气，按0.1Ω 来算，地电位最高也可抬高到480 V。由于电流互感器二次侧阻值较大，保护装置的电流变换线圈阻值较小，抬高的地电位，使母差保护A 相流过很大的Id，该Id 第一个峰值达4.85 A。Id 与开关场流过的一次雷电流是同相位的，这也就能解释前面提及的A 相电流与B 相相比，相位相同，幅值是B 相的4 倍之多。

3.2 母差保护动作分析

BP－2C－H 型微机母线保护采用复式比率差动判据，如式(1):

Ir=“和电流”，母线上所有连接支路电流的绝对值之和。

复式比率差动判据，由于在制动量的计算中引入了差电流，使其在母线区外故障时有极强的制动特性，在母线区内故障时无制动，因此能更明确地区分区外故障和区内故障。

图7 500kVI 母第一套母线保护故障录波图(二)

B 相差动元件，故障对母线来说，是区外故障，流进母线的电流等于流出母线的电流。差动电流Idb=0，制动电流Irb≠0，差动元件不动作。

A 相差动元件，只有#5461 间隔有电流，启动后的前三个毫秒内，共有三个点，动作电流Ida分别为－9.72 A、－1.35 A、19.19 A，Ida 等于Ira且两者同步，保护逻辑判为区内故障，差动元件动作出口。

4 结束语

对于大型、超高压变电站，感应电压较高，接地网有一定电阻，因此会在接地网形成电位差，如果TA 回路存在两点或多点接地，则会在保护装置中引入串扰电流，即可能引起保护装置误动。为了防止此类事故的再次发生，应从两方面来进行整治。

一方面，在大型、超高压变电站施工时，要采用反事故措施来降低地网接地电阻，构造二次回路接地的等电位面，尽量消除地网电位差。另一方面，设备投运前验收及投运后检修，继电保护人员应加强对电流、电压二次回路一点接地反事故措施的检查和回路绝缘试验的检验。由于此类缺陷在正常运行条件下不易显露，应及时收集保护装置故障录波文件、故障报文、异常信息，运用系统分析的方法，对数据进行横向、纵向比较，从而提高检修维护专业技术水平。

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