一起110 kV线路保护动作故障分析

汪阳，严德祥，曹举，顾沈卉

［摘 要］文章针对长庆油田马岭变发生的110 kV线路零序方向电流保护动作情况，从故障现象、保护原理、现场检查等方面，利用录波数据全面分析110 kV线路接地诱发变电所母线PT避雷器击穿的故障发展过程，指出线路保护电流互感器（Current Transfo，CT）极性错误、线路绝缘子及母线电压互感器（Potential Transformer，PT）避雷器绝缘性能下降等问题，提出加强设备检修试验管理、完善保护配置等相关措施。文章在逐步推演分析故障原因的同时，深入剖析调度故障处置流程，提出“统一时间基准点、厘清事件顺序一条线”的联合故障诊断方法，为复杂故障诊断提供有效方法。

［关键词］零序方向电流保护；极性；绝缘性能；故障诊断

doi：10.3969/j.issn.1673 - 0194.2023.16.044

［中图分类号］F273.1；TM773［文献标识码］A［文章编号］1673-0194（2023）16-0137-03

0     引 言

110 kV线路通常配置光纤差动保护作为主保护，距离保护、带方向零序过流保护作为后备保护。在保护投运前，必须检查互感器极性、二次回路接线，并校验保护装置的动作逻辑。然而，在现场实际运行中，会出现互感器极性错误导致的保护误动与拒动，因此在做好保护校验的同时需要进行带负荷测试。

同时，当前电网智能化建设正处于快速发展的关键时期，在数字化条件下实现快速准确的故障诊断，从而减少停电时间以保障油气生产至关重要。在复杂故障分析过程中，须考虑上下游保护配合及保护范围，结合站内及上下游告警信息全面分析保护动作情况，这样才能为故障排查提供依据。

1     保护动作及故障处置

马岭变有110 kV、35 kV、10 kV 3个电压等级，总负荷约14 000 kW，其中10 kV侧小电流接带负荷约7 000 kW。该站所110 kV系统为单母线分段接线方式，110 kVⅡ段1113线为电源进线（上游变电站对应1114出线开关），带变电所全部负荷，110 kVⅠ段电压互感器（Potential Transformer，PT）运行。110 kVⅠ段1111线空载运行，1112线为备用电源进线。

该变电站110 kV母线未配置母差保护。1113线采用南瑞继保PCS-943AM型保护装置，无光纤差动保护，相间距离保护、零序方向电流保护投入，故障电流从母线流向线路为保护动作正方向。110 kV 1113开关电流互感器（Current Transfo，CT）变比为600/5，接地距离I段定值为2.04Ω、0 s；对侧变电站110 kV 1114开关CT变比为600/1，接地距离Ⅰ段定值为8.54Ω、0 s。

某日，该变电站对侧1114开关、本侧1113线开关相继保护动作跳闸。对侧1114开关接地距离Ⅰ段动作，故障相A相，保护测距50.15 km；本侧1113开关接地距离Ⅰ段动作，故障相C相，保护测距5.9 km。

110 kV 1113线全长65 km。

保护动作跳闸后，经调度初步判断，认为变电站110 kV 1113线路故障，随后将1113线路隔离，通过备用电源1112开关送电带变电站负荷，由于变电站110 kV母线故障，送电不成功。

2     故障分析及现场检查

2.1   故障录波分析

故障跳闸时，该变电站110 kVⅠ段母线电压与1113间隔电流波形如图1所示，波形图可分为几个阶段进行分析。

第一阶段，1113线保护动作正方向指向线路，故障前1113线为电源进线运行电流0.33 A，相电流滞后相电压4°，与实际潮流方向不符。由此可断定1113开关电流互感器保护绕组极性接线错误。

第二阶段，持续约4个周波，110 kV系统A相接地，对侧1114开关接地距离Ⅰ段保护动作跳闸。此时弱馈侧1113开关无零序大电流，由此可断定110 kV线路发生A相接地故障。西马线电源侧保护动作切除故障时，马岭变110 kV非故障相电压由正常运行时的60 V升高至70～75 V（不超过1.4倍运行相电压），说明在故障切除过程中产生工频暂态过电压，该过电压属于故障切除时的正常现象。

第三階段，故障转换为AC相接地，持续约400 ms；随后故障转换成C相接地，持续约600 ms。在此阶段，因站所下游10 kV小电流为系统提供较小的故障电流，且该变电站110 kV系统转为中性点不接地系统，110 kV中性点电压高达180 V，超过主变间隙零序保护定值150 V，因过电压为间隙性失电，且无间隙零序电流，未能持续保持0.5 s延时，因此主变高压侧间隙零序保护未动作跳闸。

第四阶段，对侧1114开关延时1 s后重合，此时弱馈侧1113开关C相电流Ic及零序电流3IO约10 A，接地距离Ⅰ段保护动作跳闸，弱馈侧有大电流说明下游有故障点［1］。由此可断定1113开关背侧发生C相接地故障，因1113开关保护动作正方向指向线路，故1113开关电流互感器保护绕组极性接反。

2.2   线路故障

根据对侧1114开关保护动作故障测距结果，对该线路50.15 km所在杆段进行检查，发现#170杆A相第一片绝缘子闪络、导线有闪络痕迹，如图2所示。该线路于1995年建成投运，该杆段瓷质绝缘子投运时间超过20年，绝缘性能下降。由此说明对侧1114开关接地距离Ⅰ段保护动作正确，测距与实际故障点位置相近。

2.3   站所故障

经现场检查，110 kVⅠ段PT C相避雷器击炸，造成本体与连接引线处发生断裂，冲击力造成引线反方向搭挂，且与PT本体发生碰撞，灼烧痕迹明显，如图3所示。

故障避雷器型号为Y10W5-100，避雷器额定电压为100 kV，持续运行电压80 kV。根据录波分析，该避雷器击炸为线路接地的继发性故障，线路A相接地故障切除时，非故障相产生瞬时暂态过电压最高70 V（一次侧约77 kV）。经试验发现，未击炸的AB相避雷器0.75 U 1 mA下的泄漏电流均大于50μA。因此，110 kV

Ⅰ段PT C相避雷器击炸原因为长期运行导致的绝缘性能下降。

2.4   二次回路检查

110 kV线路保护要求以指向线路侧为保护动作正方向，CT一次侧极性端P1靠母线，二次侧同名端S1为首进保护装置［2］，如图4所示。经现场检查，弱馈侧1113开关保护CT一次侧P1靠线路侧，二次侧S1为首进保护装置，不满足保护动作正方向CT极性接线要求。

2.5   小电源并网安全分析

根据录波分析，上游电源跳闸后，小电源机组并网容量较大，在故障长线路空载无功支撑作用下，引起机组长时间（12 s）倒送电未脱网，对系统产生较大的安全隐患。

为了瞄准国家“双碳”目标，越来越多的伴生气、分布式光伏风电等小电源将并入电网，面对高比例分布式电源并网，电力电子型逆变电流源采取了防孤岛保护措施，但对于下游传统伴生气发电机组并网未采取防孤岛措施。

目前，分布式电源坚持“自发自用、余电不上网”的原则，为了确保电网安全运行，计划在分布式电源并网点安装逆功率保护装置［3］，当上游电网发生故障分布式电源倒送短路电流时，并网点逆功率保护装置动作跳闸，将分布式电源与电网隔离，确保大电网运行与检修安全。

2.6   故障处置流程分析

因变电站1113开关与对侧1114开关几乎在同一时间跳闸，调度人员误认为线路故障，在故障处置过程中存在疏漏。

一是系统故障后未能及时查看录像，导致故障处置前期未及时发现站内设备故障。在保护动作跳闸后系统故障发生转换，变电站内110 kV避雷器故障C相接地，录像回放过程中可明显看到在接地过程中产生弧光放电（应同时伴有异常响动），值班员只是根据跳闸告警信息及线路测距结果片面认为线路故障，后续恢复供电过程中在站内设备接地情况下对备用电源开关进行操作，带故障多次试送电存在较大风险。

二是调度信息传递存在漏洞。调控中心下令操作备用电源开关送电期间信息传递不对称，在变电站内故障点未隔离情况下，操作维护班在户外查看设备情况，存在较大的安全隐患。

三是系统告警监控不到位。在故障处置过程中，因故障信息较多，值班员未能综合判断调控系统报文及保护动作信息，导致误判带故障送电。

四是缺乏联合分析的网络化思维。调度指挥在故障判断时未能从继电保护动作行为及故障录波多源信息入手，导致故障判断较为片面，应从电网全局、多源故障信息入手，采用“统一时间基准点、厘清事件顺序一条线”的方法对大数据进行联合推演论证。

3     采取措施

（1）项目部加强设备检修管理。检修单位严格按照电气设备检修作业操作规程要求，严格设备检修、试验周期管理，并将避雷器检查、试验作为重点工作任务管理，避免此类故障再次发生。

（2）线路维护班更换瓷质悬式绝缘子。本次110 kV故障线路瓷质绝缘子使用年限已超20年，瓷质绝缘子的使用寿命为15～25年。后期必须逐步更换“服役期满”的瓷质绝缘子。

（3）项目部严格二次回路检验及保护调试。按照规程规范及反措要求，加强新建、改建站所间隔设备试验、验收，做好各间隔CT极性核查，运行状态下带负荷数据分析及向量图核对，确保新建、改建、扩建间隔保护一次性正确投入，从源头杜绝因一、二次回路接线错误，试验漏项，数据核对不及时等导致保护误动拒动问题发生［4］。

（4）继保部门加强大量分布式电源并网保护配置分析。针对高比例分布式电源并网的发展趋势，需要进一步分析电网潮流，计算大容量并网对上游系统故障电流的影响，充分考虑保护配置、定值配合及运行检修的安全性。针对自发自用余电不上网的分布式电源，加装逆功率保护装置，防止功率倒送。

（5）项目部加强培训，提升值班人员故障判断能力。值班人员切实掌握调控系统、视频监控系统等各平台的告警信息查看与主体功能，有效发挥相关系统在应急处置过程中的效用，确保异常情况及时发现。同时，强化值班员对变电站一次后台间隔图、保护装置告警信息的查看应用，通过多种信息渠道综合判断。

（6）继保部门优化故障测距及保护配置。针对线路与站所同一时间段复合性故障，在变电站无母线保护的情况下容易导致故障范围的误判，后续计划完善110 kV电压等级母差保护，并在110 kV线路部署分布式行波测距故障监测终端［5］，实现对故障类型、故障点的精确判断。

主要参考文献

［1］国家电力调度通信中心.国家电网公司继电保护培训教材［M］.北京：中国电力出版社，2009：125-129.

［2］胡金玉，曹际华.变电站继电保护二次极性的分析［J］.湖北电力，2010（6）：15-17.

［3］胡筱，趙喆，朱美玲，等.分布式光伏电站自发自用模式下的逆功率保护优化配置研究［J］.自动化技术与应用，2017（10）：124-127.

［4］国家能源局.继电保护和电网安全自动装置检验规程［S］.北京：中华人民共和国国家发展和改革委员会，2016：1.

［5］张怿宁，孟令军，王越杨.基于非接触式行波采集的分布式高压直流故障测距方法［J］.电网与清洁能源，2020（4）：55-59，65.