一起主变低后备保护误动原因分析及对策

刘 明

(广西金川有色金属有限公司， 广西 防城港 538002)

0 引言

某有色金属冶炼工业企业主要生产铜、镍两大类产品，副产品有硫酸、铜盐、镍盐等，项目于2013年建成投运，各个生产单元运行正常。与项目配套的供配电系统有一座110 kV变电站和若干座下级10 kV配电站。其中110 kV变电站设置有2台63 000 kVA双圈电力变压器，2台变压器高压侧分别接入110 kV甲、乙段母线上，变压器低压侧电压为10 kV，分别接至变电站10 kVⅠ、Ⅱ段母线上，变电站10 kV主接线为单母线分段接线，电力变压器主保护为差动保护和重瓦斯保护，变压器低压侧后备保护为五段复合电压闭锁过流保护和零序电流保护等，保护装置为RCS- 9681CS微机综合保护装置。110 kV变电站所带各下级10 kV配电站的母线主接线均为单母线分段接线，1#、2#进线分别引自110 kV变电站10 kVⅠ、Ⅱ段母线，线路配备差动保护和过电流保护，两侧保护装置均为RCS- 9613CS微机综合保护装置。正常运行方式：110 kV变电站和10 kV配电站均为分段运行。本文针对一起因RCS- 9681CS微机综合保护装置五段复合电压闭锁方向过电流保护误动情况进行了分析，并且重点介绍RCS- 9681CS微机综合保护装置与下级配电站保护的级差配合问题进行了说明。

1 RCS- 9681CS微机综合保护装置简介

由南京南瑞继保电气有限公司研制生产的RCS- 9681CS微机综合保护装置适用于110 kV电压或以下等级变压器的110 kV、35 kV或10 kV侧后备保护装置。本保护装置具有五段复合电压闭锁方向过电流保护(可带方向)；一段过流保护；接地零序方向过电流保护；不接地零序电压保护；间隙零序过电流保护；过负荷保护；过负荷告警等保护。该装置同时还具有变压器冷却风机控制、过载闭锁有载调压；PT断线、控制回路断线、装置失电闭锁及告警；可实现遥控、遥测、遥信等功能。RCS- 9681CS微机综合保护装置是工矿企业供电系统中110 kV及以下电压等级变压器的高(低)后备保护较为理想的设备之一。

2 变压器复合电压闭锁过流保护与下级过电流保护配合

2.1 一起继电保护越级跳闸事故

2019年2月，该企业一个无人值守的10 kV配电站(为110 kV变电站的下级配电站)Ⅱ段母线上的容量为50 kVA的所用变压器着火，所用变压器为柜内安装，所变一次侧配高压熔断器，因火势较大，高压熔断器熔丝熔断后着火点仍无法熄灭，随着火势的扩大，电气故障性质由一般电气火灾演变为电力系统短路。系统故障保护动作分析如图1所示。

图1 系统故障保护动作分析

如图1所示，1DL为110 kV变电站2#主变压器高压侧110 kV断路器，2DL为110 kV变电站主变低压侧10 kV断路器，3DL为110 kV变电站10 kV母线上为下一级配电站供电的出线断路器，4DL为10 kV配电站的进线断路器。断路器1DL保护配置按照变压器常规保护设置。断路器2DL保护设置为五段复合电压闭锁方向过电流保护和过负荷保护，方向指向母线，保护装置为RCS- 9681CS微机综合保护装置。断路器3DL保护设置为线路比率差动保护和过电流保护，保护装置为RCS- 9613CS微机综合保护装置。断路器4DL保护设置为线路比率差动保护和过电流保护，保护装置为RCS- 9613CS微机综合保护装置。根据电力系统继电保护设置原则，该电力故障应该由10 kV配电站Ⅱ段进线断路器4DL过电流保护首先动作跳闸来切除系统短路故障，上一级110 kV变电站的10 kVⅡ段出线断路器3DL过电流保护和110 kV主变10 kV侧断路器2DL复合电压闭锁方向过电流保护作为远后备保护可启动但不应动作跳闸。或者，断路器4DL保护启动未成功或断路器4DL拒动不能及时切除系统短路故障点时，应由断路器3DL保护启动切除系统短路故障点。当断路器4DL保护和断路器3DL保护均不能成功启动切除系统短路故障点时，断路器2DL保护才可启动动作，确保能够准确切除系统短路故障点。

经现场查看各级保护动作情况，10 kV配电站Ⅱ段进线断路器4DL过电流保护动作，110 kV变电站Ⅱ段10 kV出线断路器3DL过电流保护未动作，4DL、3DL保护配合正确，实现了继电保护的选择性。110 kV变电站主变10 kV侧(低压侧)断路器2DL五段复合电压闭锁方向Ⅰ段过电流保护动作，同时断开了110 kV变电站主变10 kV侧断路器2DL，造成110 kV变电站10 kV Ⅱ段母线全部失电，影响110 kV变电站10 kVⅡ段母线上其他负荷的正常供电，扩大了事故范围，2DL保护动作属误动，需进一步分析和查找保护误动的原因。110 kV变电站、10 kV配电站有关的各级继电保护设置及整定值如表1所示。

表1 110 kV变电站、10 kV配电站继电保护定值汇总表

表1中，按照电力系统继电保护设置要求，为提高保护的灵敏性，110 kV变电站主变10 kV侧2DL保护选择为五段复合电压闭锁方向过电流保护，这部分定值由供电部门给定值。其中负序相电压值(二次值)5 V，线电压低电压值(二次值)70 V，为线电压的70%，均为系统标准保护给定值。过电流保护共分五段，其中过电流Ⅰ段电流值(一次值)8 452 A，延时1.2 s，过电流Ⅱ段电流值8 452 A，延时1.5 s，过电流Ⅰ段、Ⅱ段的电流值相同，保护动作延时级差为0.3 s；过电流Ⅲ段电流值(一次值)4 618 A，延时1.9 s，过电流Ⅳ段电流值4 618 A，延时2.2 s，过电流Ⅴ段电流值4 618 A，延时2.5 s，过电流Ⅲ段、Ⅳ段、Ⅴ段的电流值相同，保护动作延时级差均为0.3 s。从保护动作延时设置看，五段复合电压闭锁方向过电流保护在其保护范围内由时间级差来实现选择性，这种设置是电力系统保护设计的常规应用。

在表1中，110 kV变电站10 kVⅡ段出线3DL保护设置为，线路比率差动保护，电流值768 A，过电流保护，电流值2 400 A，延时1.5 s。10 kV配电站进线4DL保护设置为，线路比率差动保护，电流值768 A，电流值1 920 A，延时1.2 s。其中线路比率差动保护的保护范围仅限于10 kV线路，与本次系统故障时继电保护误动没有关联。由于在110 kV变电站10 kVⅡ段出线3DL过电流保护和10 kV配电站进线4DL过电流保护设置均相同，过电流动作值差别不大，只有80 A，基本是工矿企业常用的保护设置方式。要实现3DL和4DL过电流保护之间动作的选择性，保护动作延时级差亦为0.3 s，即在过电流动作值都满足的条件下，首先由4DL保护动作切除故障点，如果4DL未能正确及时地切除故障点，延时0.3 s后再由3DL来切除故障点。

比较110 kV变电站主变10 kV侧出线2DL保护配置和110 kV变电站Ⅱ段10 kV出线3DL保护设置与10 kV配电站进线4DL保护设置，当10 kV配电站所用变压器着火引起系统短路时，系统产生负序电压，110 kV变电站10 kV母线电压下降，在五段复合电压闭锁方向过电流保护中，满足复合电压闭锁条件的启动要求，110 kV变电站主变10 kV侧2DL复合电压闭锁方向过电流保护越级动作具备条件。主变10 kV侧2DL过电流Ⅰ保护值为8 452 A，110 kV变电站10 kV出线3DL过电流保护值为2 400 A，10 kV配电站进线4DL过电流保护值为1 920 A，依据系统短路电流计算结果均都满足动作值要求。在保护动作延时时间上，110 kV变电站主变10 kV侧2DL复合电压闭锁方向过电流保护时间延时1.2 s，110 kV变电站10 kV出线3DL过电流保护时间延时1.5 s，10 kV配电站进线4DL过电流保护时间延时1.2 s，不难看出，当复合电压闭锁和短路电流均满足启动条件的情况下，110 kV变电站主变10 kV侧断路器2DL和10 kV配电站进线断路器4DL将首先动作跳闸。

经过技术人员对事故着火现场勘查，比较系统参数的变化，进行事故分析，还原了事故起因和保护越级跳闸的真相。10 kV配电站所用变压器着火初期，10 kV电力系统为单相接地故障，接着火势增大，系统变化为两相短路接地，电力系统产生负序电压，10 kV配电站和110 kV变电站10 kV母线电压下降，110 kV变电站主变低压侧2DL低后备复压闭锁过电流保护中的复压闭锁元件启动，过电流保护具备动作条件；随着火势的快速发展系统出现三相短路，短路电流超过8.7 kA(一次值，110 kV变电站故障录波装置记录)，在2DL低后备复压闭锁元件启动的同时，2DL保护的过电流元件启动，同时3DL、4DL过电流保护亦开始启动，由于110 kV变电站10 kV出线3DL过电流保护时间延时比2DL、4DL长0.3 s，因此，110 kV变电站10 kV出线断路器3DL未动作，而110 kV变电站主变10 kV侧断路器2DL和10 kV配电站进线断路器4DL动作分闸。正是2DL保护误动作，才造成110 kV变电站10 kVⅡ段母线失电，扩大了事故范围。

2.2 微机综合保护装置复合电压闭锁方向过电流保护与下级保护定值整定配合

在工厂实际供电系统中，110 kV变电站主变压器及以上保护定值多为供电部门提供。供电部门提供的保护定值是以电力系统大网为主要因素来设置各级保护的系统配合问题，对电力用户配网系统的继电保护设置情况没有提出更为合理的解决方案。为了更好地适应电力系统大网继电保护设置，电力用户配网系统需要根据自身的实际，适时调整各级保护的定值和延时级差。经分析计算，将110 kV变电站主变10 kV侧复合电压闭锁方向过电流保护中的电压闭锁条件作局部修改：负序相电压5 V，线电压低电压值65 V，为线电压的65%，过电流定值及保护时间延时不变。而110 kV变电站主变110 kV侧复合电压闭锁方向过电流保护定值保持不变：负序相电压5 V，线间低电压70 V，过电流定值及保护时间延时亦不变。如此，在主变110 kV侧后备保护的保护范围、启动条件、切除时限等都能满足电力系统要求前提下，主变10 kV侧后备保护的保护范围、启动条件做了微调，即将保护延伸范围适度缩小，以适应上下各级过电流保护范围的调整。

为提高110 kV变电站主变10 kV侧断路器2DL、110 kV变电站10 kVⅡ段出线断路器3DL和10 kV配电站进线断路器4DL三级过电流保护的选择性，110 kV变电站主变10 kV侧复合电压闭锁方向过电流保护定值已由主管部门复核确认，需对110 kV变电站10 kVⅡ段出线断路器3DL和10 kV配电站进线断路器4DL过电流保护定值重新核算，根据继电保护整定原则，综合考虑保护定值设置和上下级时间延时级差等因素，保护定值调整如表2所示。

表2 110 kV变电站、10 kV配电站继电保护定值调整汇总表

按照上述保护定值和修改方案，将110 kV变电站10 kVⅡ段其他所有出线回路的过电流保护定值和下级各10 kV配电站进线的过电流保护定值都依照保护定值调整表二进行了相应的调整。保护定值调整后，经过一年多时间的运行考验，整个电力系统保护运行正常，未出现因复合电压闭锁方向过电流保护越级跳闸情况的发生。

2.3 结论

在供电系统继电保护定值整定上，电力系统与工矿企业有联系，但要有区别，特别是继电保护范围延伸与多级保护级差配合问题尤为突出。在满足电力系统继电保护一般要求条件下，要结合工矿企业供电线路短、用电负荷复杂、保护装置多样等不利情况，综合考虑供电系统配置情况，实现继电保护应有的灵敏性、选择性。