一起110kV线路故障引起保护动作的合环运行原因分析

徐兴发



一起110kV线路故障引起保护动作的合环运行原因分析

徐兴发

（广东电网有限责任公司韶关供电局，广东 韶关 512026）

本文针对一起110kV线路保护动作与智能备自投重合闸动作，导致系统合环运行的方式进行了详细的分析，通过对事故现场的检查、保护装置动作波形的分析，得出雷击110kV线路造成变压器中性点放电间隙击穿是引起110kV线路零序电流Ｉ段保护，提出了线路重合闸与备自投动作的时间需要合理配合以及预防合环运行情况的防范措施，对落实电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施具有良好的借鉴作用。

110kV线路；零序过流；保护动作；合环运行

2016年08月09日18∶28∶45.733，110kV武北线雷击过电压引起A相接地故障，同时造成110kV北区站变压器中性点放电间隙击穿，110kV北区站110kV武北线保护装置零序过流Ⅰ段、距离Ⅰ段保护动作跳1240开关，重合闸动作1240开关闭合。对侧220kV武江站110kV武北线保护装置零序过流Ⅱ段、距离Ⅱ段保护动作跳1240开关，重合闸动作1240开关闭合。同时，110kV良村站智能备自投RCS-9651C装置动作重合闸合110kV良北线，导致系统110kV北区站与110kV良村站经110kV良北线形合环运行状态，即220kV武江—110kV北区—110kV良村—110kV东郊—220kV马坝。

1 事故前运行方式

1.1 110kV北区站事故前运行状态

110kV北区站110kV武北线在运行状态，如图1所示，110kV 1M运行，110kV良北线1262开关在合闸状态（对侧1262开关在热备用状态）；#1主变高压侧1101、低压侧501开关均在合闸状态、中性点不接地（111000断开）状态；#2主变高压侧1102开关、低压侧502开关均在合闸状态、中性点不接地（112000断开）状态；10kV 1M与10kV 2M分段500开关分闸状态。

1.2 110kV良村站事故前运行状态

110kV良村站110kV东良线在运行状态，如图2所示，110kV良湾线在运行状态，110kV 1M运行，110kV良北线1262开关在热备用状态；#1主变高压侧1101、低压侧501开关均在合闸状态；#2主变高压侧1102开关、低压侧502开关均在合闸状态；10kV 1M与10kV 2M分段500开关分闸状态。

图1 110kV北区站主接线示意图

图2 110kV良村站主接线示意图

1.3 事故前电网的运行方式

110kV武北线两侧在运行状态，110kV北区站110kV良北线1262开关在合闸状态，对侧110kV良村站1262开关在热备用状态；110kV良村站110kV智能备自投当良北线失压时，合良村站良北线开关，恢复北区站供电。110kV良北线作为2个220kV系统的开环点，系统电网正常运行时，110kV良北线断开，形成开环点，如图3所示。

图3 电网示意图

2 保护动作行为分析

2.1 北区站110kV武北线故障动作分析

110kV北区站110kV武北线采用南瑞继保RCS-941保护装置。初步判断为雷雨天气引起110kV武北线A相接地故障，故障时Ⅰ母A相电压降低，产生了零序电压，A相故障接地过流二次电流12.24A，CT变比为400/5，即故障A相一次电流979.2A，零序电流二次值为30.21A。现场打印保护装置动作报告，查看动作报告时序见表1。由表1可知，零序过流Ⅰ段、距离Ⅰ段动作出口跳闸[1-2]。110kV武北线零序Ⅰ段保护启动（故障电流30.21A＞过流Ⅰ段保护电流定值12.5A），故障持续18ms保护装置零序过流Ⅰ段动作出口跳闸，经过60ms开关在分闸位置，2761ms保护装置检母无压线有压合1240开关，重合闸成功。表2所示为110kV武北线保护定值可知110kV武北线保护装置投入重合闸（投检同期方式与检母无压线有压）。

表1 110kV武北线保护动作时序情况

注：绝对时间为保护启动的时间2016年08月09日18∶28∶45.733。