一起10kV母线电压波动引发配网台区停电故障原因分析

郭 亮，李升健，安 义，邓才波，朱志杰

（1.国网江西省电力有限公司电力科学研究院，江西 南昌 330096；2.国网江西省电力有限公司，江西 南昌 330077）

0 引言

变电站的10 kV母线往往连接有多条10 kV出线线路，线路发生故障时，线路保护装置启动出口动作切除故障，故障从发生到被切除的过程中，不同程度地影响母线电压并产生电压波动。这个电压波动根据其波动范围大小，或多或少对同一母线的其他出线产生影响，有些会导致线路跳闸，有些会导致线路部分区域停电。

本文针对一起具体配网线路故障引发的10 kV母线电压波动，进而引发部分供电用户停电的故障进行详细分析，最终找到线路跳闸原因。

1 故障情况描述

据运维人员反应，2017年7月8日凌晨3:34分左右，某110 kV变电站两条同杆架设的10 kV线路，10 kV新城II线、10 kV新沂线同时跳闸，重合闸失败（后在线路上找到故障点，线路确实发生了故障）；与此同时，运维人员所在的运维部门大楼及附近居民楼由10 kV新城III线供电，当时也发生了停电，运维人员发现新城III线也同时跳闸了。后经调查，10 kV新城II线和10 kV新沂线为两条同杆架设线路，因同类型故障发生同时跳闸，是符合逻辑的。

另据运维人员反应，2017年6月30日也发生了类似的情况。当天15:03分左右，10 kV新城II线发生跳闸，故障原因系该线路的15号杆上的水泥厂支线的电缆发生相间短路引起。而与此同时，运维人员所在的县公司大楼及附近居民楼也发生停电。运维人员判断为10 kV新城III线同时跳闸。

三条线路均接于某110 kV变电站的10 kV母线上，如图1所示。

图1 某110 kV变电站10 kV母线出线示意图

以上两次停电事件，由于运维人员巡线时发现台区配变有电，也未发现新城III线的故障点，故判断10 kV新城III线跳闸后自动重合闸成功，因此对低压侧断路器合闸恢复了大楼及附近小区的供电。

2 故障现场调研及原因分析

2.1 线路故障信息

为了找到10 kV新城III线不明原因跳闸的原因，首先在110 kV某变电站的10 kV高压开关柜室，对保护装置的记录的信息进行调取，各保护装置均接入了对时系统且对时准确，通过保护装置可查询3条线路在2017年7月8日当天的故障信息。

但10 kV新城III线在当天没有任何故障信息，故障查询的具体情况如表1所示。再调取三条线路的保护定值及CT变比和导线型号等相关信息，如表2所示。

表1 各线路跳闸信息

表2 各线路的保护定值

从以上信息显示各保护动作正确，保护装置未发生误动或拒动。

现场检查发现10 kV新城III线的变电站出线开关7月8日无故障跳闸信息，并未发生运维人员误以为的不明原因跳闸而后重合闸。因此可以确定变电站开关当天未发生跳闸。

由于新城III线3号杆上设有智能开关，该开关也有可能发生跳闸，因此查看3号杆该开关的跳闸信息。与北京时间核对，发现该开关对时准确，且在7月8日也无跳闸信息，最近一次跳闸在2017年6月3日，如图2。

沿导线供电路径巡线至停电小区所在配变，发现反映停电的小区与5号杆智能开关之间的10 kV保护只有配变前端的熔断器，而该熔断器运行良好，未发生熔断。

图2 10 kV新城III线5号杆柱上开关保护装置信息

再往后侧，停电小区均由同一个低压400V断路器供电。该断路器型号为DW 15-630型万能式断路器，额定电流为630 A，其铭牌如图3。

图3 10 kV新城III线停电小区的低压断路器铭牌

结合当时运维人员恢复送电时对该断路器进行了合闸，因此很大可能是该断路器发生了跳闸，但低压断路器没有控制器，没有跳闸记录。不能肯定是不是发生了跳闸。

由于低压断路器供电后侧的线路和负荷未发现任何故障，而且供电安全稳定进行，不可能是过流引起该断路器跳闸。

查看该万能式断路器的说明书和设置，发现该断路器具有低压保护功能，且设置了无延时的瞬时低压保护；后经了解，该小区以前有电动机负荷运行，为了保护电动机不受电压过低引起设备损坏，因此当时启用了断路器的低压保护，该小区的电动机早已退出运行，而低压保护未相应退出。

因此有可能是低压保护在其他线路故障时发生了动作引起断路器跳闸，为了验证此种猜测，需要对故障进行计算分析来加以论证。

2.2 由故障电流求算故障电压

查看该型号的说明书，该无延时低压保护由瞬时欠压脱扣器实现，当低压母线电压低于70%额定电压（即配变低压侧额定电压400 V）时，脱扣器会瞬时脱扣将断路器断开[1]。为了确定其他线路故障时低压母线电压是否低于额定电压的70%，需根据短路信息进行简要计算如下。

故障时，10 kV线路由110 kV某变电站容量较小的2号主变供电，可认为运行方式为最小方式，查询该变电站10 kV母线的最小方式下的系统阻抗为1.046 1（标幺值）。在电网结构一定的情况下，短路越严重即短路电流越大，母线电压会越小[2-3]。为了估计断路时母线电压的下降情况，需考虑最乐观情况，因此以10 kV新城II线短路电流较小的C相的29.3 A（3 516 A）计算，该线路型号为LGJ-120，单位长度阻抗为0.29+j0.35（Ω/km）。

假设为金属性短路，短路点距离变电站为l，因此短路点的总阻抗Z总为：

式中：Uφ为非故障相相电压，V；IC为C相故障电流，A。根据江西电网调度统计数据，110 kV变电站的系统阻抗角大都位于85°至90°之间系统阻抗角，取系统阻抗角88°，则可求得系统阻抗Z0为：

式中：l为故障点距离变电站的导线长度，km。联立式（1）、式（2）解得：

l=1.45（km）

得母线与故障点间的导线阻抗ZL为：

式中：UN为10 kV母线额定电压即10 500 V；计算结果表明，此次故障发生时10 kV母线电压至少降低到额定电压的38%左右，与10 kV母线相连的新城III线整条线路包括万能式断路器同时能感受到电压的降低，即电压同样降低到额定值的38%＜70%，远低于低电压保护动作值，因此断路器会瞬时动作跳开断路器，引起小区用户停电。

综上，此次10 kV新城III线在其他两条线路跳闸时并未发生同时跳闸，事实上10 kV线路并未停电，而是停电小区的400 V供电断路器感受到电压暂降致使瞬时低压保护动作引发停电。

2.3 低压保护动作过程分析

为了更清楚地说明此次故障的过程，需要对故障时序进行进一步分析。此次故障的母线电压波动是由其他两条线路故障引发的，故障发生后不久即被过流I段切除，电压又恢复正常，故障从发生到切除的时间包括保护反应时间和保护出口后开关跳开时间两部分。如图4所示，故障在t1时刻发生引发保护启动，经过t2-t1时间，保护动作出口，驱动开关传动机构，至t3时刻，开关断开。其中t2-t1约20 ms，t3-t2约50 ms，因此，t3-t1约70 ms。

图4 故障动作示意图

因此故障维持了约70 ms的时间，在这个时间内，故障引起的母线电压也持续了约70 ms的时间。

该型万能断路器，内部设置了电磁脱扣器，欠电压脱扣器是电磁一体化的机构，主要包括控制电路和电磁系统两大部分。其中，电磁系统由励磁线圈、铁芯（静铁芯和动铁芯）、磁轭支持板和反作用力弹簧等组成。当线路电压为（85%～110%）UN时，衔铁被吸合，断路器处于合闸运行状态；而当线路电压降低到小于70%UN时，欠电压脱扣器的电磁吸力小于其反作用力，衔铁打开，脱扣杆撞击断路器的脱扣板或破坏四连杆机构的平衡，使之断开。在故障发生并切除过程中的70 ms的时间内，断路器低压保护动作并断开，引发了用户的停电。

3 改进措施建议

3.1 退出低压保护

本故障例中的低压保护可以退出。

根据以上分析，此次新城III线同时跳闸故障，系配变低压侧的400 V断路器低压保护动作引发部分用户停电。由于该低压保护所保护的电动机已退出运行了，因此建议将该低压保护设置为退出。

而对于普遍存在的含有大量对电压波动敏感的电动机或变频器负荷的台区及其断路器，通常需要配置低压保护，以避免长时间电压偏低导致负荷设备损坏。从前述分析可知，故障引起的电压暂降时间与保护延时、保护动作时间等有关，因此若能使万能断路器低压保护的延时时间大于故障处理时间即故障电压暂降时间，则可避免低压断路器跳闸的发生。

但另一方面，低压保护延时时间又不能任意设置，因为负荷承受的欠压过程越长，那么负荷损坏的可能性越大。因此在避免低压保护误跳闸的前提下，需要在遇到电压崩溃时低压断路器低压保护尽快动作，即要求低压保护的延时时间最短。

3.2 断路器低压保护延时与线路保护延时时间的配合

为了使低压断路器在配网线路故障时不误动，且在真正电压崩溃时的低电压时能尽快动作。必须确保低压断路器能避开10 kV母线任一配网线路的保护动作时引发的母线低电压。由于配网线路的保护装置设置有两段或三段保护，三段跳闸时间不一样，对于可能触发低电压保护动作对应的电流定值，则可通过相应的延时避开；对于电流定值较小，且动作时不会触发低电压保护动作，则无需采取延时。现具体说明。

低压断路器配置的低电压保护的动作电压为，需要考察10 kV母线所有出线中，各段保护的电流定值对应的母线压降与低电压保护动作电压的比较情况。本故障所在10 kV母线的所有出线均配置了两段式保护：过流I段2 400 A/0 s；过流II段600 A/0.5 s。

首先分析最长时间的电流定值即过流II段，其电流定值为600 A，时间定值为0.5 s。过流II段定值对应的最大压降，由于过流II段动作的最大故障电流可接近于过流I段，即2 400 A。为了能有效避免误动作，需要计算最极端情况下的结果，即2 400 A的故障电流能引发的最低母线电压。

由于配网线路短路容量相对于主网短路而言非常小，因此可以忽略短路故障时电源的暂态波动，可认为电网电源为无穷大电源。在同样的条件下，故障电流一定时，当系统运行在最小方式下时，10 kV母线上的压降达到最大。在此基础上，再分析三相短路时的母线电压达到最小的条件，图5为故障时电压向量示意图。

图5 电压向量图

图中：U·N为额定电压向量，U·MX为母线电压向量，·为电压降向量，角度j为电压降向量与额定电压向UJ量U·N的夹角，角度q为故障电流向量落后于额定电压向量的角度，角度d为电压降向量U·J与其电抗分量的夹角，即：

式中：X0为系统阻抗的电抗分量，Ω；R0为系统阻抗的电阻分量，Ω。由图5可知，故障时各电压降UJ对应的10 kV母线处的电压UMX为：

电压降UJ是与电流定值相等的故障电流在系统阻抗上引起的电压降，三相短路时：

式中：Z0为系统阻抗有名值的幅值，Ω；IK为故障电流值，A。

显然，在故障电流IK的大小等于电流定值Id的情况下，电压降UJ大小是一定的，而电压降向量与额定电压向量的夹角j是可能变化的，由式（3）可知，当角j为最小时，母线处电压UMX为最小。同时由图5可知，角度j、角度q及角度d之和为90。，即：

式中：X0为10 kV母线处系统阻抗的电抗分量，Ω；R0为母线处系统阻抗的电阻分量，Ω；Xl为故障点与变电站间导线阻抗的电抗分量，Ω；Rl为故障点与变电站间导线阻抗的电阻分量，Ω；RG为故障点的过渡电阻，Ω。

式（5）表明，角j的大小与系统阻抗、线路阻抗及过渡电阻RG密切相关，对于某一线路在某处发生的故障而言，系统阻抗和线路阻抗是固定的，唯一可能变化的是过渡电阻，由式（5）可知，当RG=0时，角达到最小值：

由于系统阻抗X0>>R0，而导线阻抗的电抗电阻比由线路类型决定，当线路类型为电抗与电阻比最大时，式（6）最小。由于10 kV母线的出线中，10 kV新沂线的线径为LGJ-240，单位长度电抗xl与电阻rl之比最大[4]。

由以上分析可知，要确定低电压保护延时时间，需将新沂线发生金属性三相短路时的母线电压与低压断路器低电压保护的动作定值做比较。

设电流等于速断定值的三相金属性短路点距离变电站导线长度为l，则该短路点的总阻抗为：

式中：Uφ为非故障相相电压，V；Id为线路速断保护定值，A。新沂线所在母线系统阻抗如前所述为：

Z0=0.0403+j1.1526（Ω）

因此

联立式（7）、式（8）解得：

l=5.386（km）

得母线与三相金属性故障点间的导线阻抗为：

过流II段动作时可能引发的母线处的最低电压为母线额定电压的0.78倍，大于低压断路器的低电压保护定值，因此不会引发低电压保护误动作。因此低电压保护延时时间可以不避开过流II段的时间定值，而只需避开过流I段时间定值，而过流I段时间为0 s，保护动作加上开关跳开需要约70 ms的时间，低电压保护只需延时0.1 s即可避开。

因此本次故障所涉电网片区的所有低压断路器的低电压保护延时0.1 s即可避开配网线路故障后保护动作引发的跳闸。

4 结语

本文对一起低压小区停电故障进行了详细分析，找到其原因系配网线路故障时的母线电压波动导致低压断路器跳闸引起。提出了退出低电压保护和低电压保护延时两种改进方案。并对低电压保护延时时间的有效性进行了详细的理论分析，找到了确定最佳延时时间的方法。本故障暴露的问题在配网中具有一定的普遍性，本文提出的查找故障方法及改进低压断路器设置的方法，对于减少或避免类似停电、提升配网专业运维水平具有重要参考意义。

参考文献：

[1]迟长春，任晓明，武一.具有过电压保护功能的欠电压脱扣器[J].上海电机学院学报.2012，15（5）:287-289.

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[5]张翼洲，郜参观，俞月娇.针对过电压和低压保护装置的建模[J].电气工程应用.2007，第2期:12-14.

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