二次電壓中性點兩點接地引起的保護誤動分析及處理

徐興發

（廣東電網有限責任公司韶關供電局，廣東 韶關 512026）

2017年 08月 02日19∶52∶27.477，在較強的雷雨天氣下，110kV孟蒙線發生AB相間接地故障，相鄰線路110kV芙孟線零序Ⅰ段保護出口動作跳開關，導致兩個110kV水電站與系統孤立。本文對區外故障110kV芙孟線零序Ⅰ段保護動作行為進行分析，并結合二次電壓中性點兩點接地的現象，重點分析引起保護誤動的原因，提出此類事故的相關處理措施。

1 事故前運行方式

1.1 220kV芙蓉站事故前運行狀態

220kV芙蓉站 110kV側雙母雙分段代旁路，110kV側1M、2M并列運行，2臺主變高、中壓側并列運行，低壓側分列運行。110kV側中性點接地，112000刀閘閉合狀態。110kV芙孟線1217開關在合閘運行狀態。

1.2 110kV孟洲壩電廠事故前運行狀態

孟洲壩電廠110kV芙孟線 1217開關在合閘狀態、110kV孟蒙線1292開關在合閘狀態，2條線路均在運行狀態，110kV 母聯開關1012在合閘狀態，即1M、2M并列運行，主變中性點不接地（111000、112000刀閘斷開）狀態。

1.3 110kV蒙里電廠事故前運行狀態

110kV蒙里電廠110kV母線為單母接線方式，110kV孟蒙線1292開關在合閘運行狀態，如圖2所示，110kV 1M運行，#1主變高壓側1101、低壓側501開關均在合閘狀態；#2主變高壓側1102開關、低壓側502開關均在合閘狀態。

2 保護動作行為分析

通過現場檢查，初步判斷為雷雨天氣引起110kV孟蒙線AB相間接地故障，圖1所示，引起110kV孟蒙線、110kV芙孟線線路保護動作。

圖1 系統接線示意圖

110kV孟洲壩電廠110kV孟蒙線采用南瑞繼保RCS-941A保護裝置。初步判斷為雷雨天氣引起110kV孟蒙線 AB相間接地故障，故障時 IM、2M母線 A、B相電壓降低，產生零序電壓，零序電流二次為 57.8A，CT變比為 400/5，即零序電流一次為 4624A，現場打印保護裝置動作報告見表 1，保護裝置定值見表 2，可知，零序過流Ⅰ段、距離Ⅰ段動作出口跳閘。110kV孟蒙線零序Ⅰ段保護起動（故障電流 57.8A＞零序過流Ⅰ段保護電流定值10A），故障持續 11ms保護裝置零序過流Ⅰ段動作出口跳閘，距離Ⅰ段保護，經過82ms開關三跳，重合閘未投，1292開關在分閘位置。

表1 110kV孟蒙線保護動作時序情況

表2 110kV孟蒙線保護定值

110kV孟蒙線 AB相間接地故障時，零序電流3I0=28.9A，已經達到110kV孟蒙線零序過流Ⅰ段動作值 14.1A及動作時限，并且自產零序 3U0為88.75V，零序電流超前零序電壓80°，如圖2所示，線路零序保護判斷零序功率方向為正方向，快速動作。針對220kV芙蓉站110kV為中性點接地系統，AB相間接地故障，為正方向故障線路零序保護屬于故障范圍內，保護正確動作。

圖2 零序電流超前零序電壓80°

3 保護誤動分析

孟洲壩電廠110kV芙孟線采用RCS-941線路保護裝置，結合保護裝置動作報告，可知，孟蒙線AB相間接地時，故障時母線 A、B相電壓降低，產生了零序電壓，自產零序電流二次值為 24.37A，CT變比為400/5，芙孟線零序電流一次電流為3900A。現場查看保護裝置動作報告，可知零序過流Ⅰ段動作跳閘。零序Ⅰ段保護起動（故障電流24.37A＞零序過流Ⅰ段保護電流定值 14.1A），故障持續 39ms保護裝置零序過流Ⅰ段動作出口跳閘，經過 78ms開關1217在分閘位置，重合閘未投。但是，故障點孟蒙線 AB相，屬于保護反方向，而線路投Ⅰ段零序方向保護，因此110kV芙孟線保護誤動作。

3.1 現場檢測保護裝置

為了查找引起 110kV芙孟線誤動作的事故原因，將線路轉為檢修方式。維護人員采用昂立調試儀在保護屏模擬故障，針對110kV芙孟線1217開關保護裝置進行數次零序反方向試驗，保護裝置均不動。模擬正方向故障，零序保護均正確動作[1-2]。

3.2 線路保護零序Ⅰ段反方向誤動分析

RCS-941線路保護裝置，零序方向判別元件、零序過流元件正常時均采用自產的零序電流計算。孟洲壩電廠110kV芙孟線保護裝置錄波圖，如圖3所示。

圖3 芙孟線保護誤動波形

基于中元華電CAAP2008波形分析軟件，通過選取一個周波6個采樣點，采樣2.5個周波，獲取孟洲壩電廠110kV芙孟線保護裝置錄波數據，見表3。

表3 110kV孟蒙線保護裝置采樣數據

結合表3與芙孟線保護動作波形，保護起動后，故障采樣前 12個數據可知，3I0滯后 3U0在 15°之內，雖然零序保護沒有誤動作，但是已接近動作。根據線路保護裝置RCS-941技術說明書[3-7]，正方向的零序正方向繼電器的動作方程為

式中，ζ 為 3U0的幅角；δ 為 3I0的幅角；ψ 為系統零序阻抗角，一般為80°。

根據表3采樣的第 13至16個數據，可知 3I0超前3U0＞15°，并結合零序正方向繼電器的動作方程（1）可得，P0＜?1VA，滿足零序正方向繼電器動作條件保護裝置判為正方向故障；同時零序電流3I0（18.6A）遠大于保護裝置零序Ⅰ段定值（14.1A），滿足零序方向過流Ⅰ段的判據，因此，孟洲壩電廠110kV芙孟線線路保護起動后，1217開關在 40ms零序Ⅰ段動作，發出三相跳閘令，完全符合保護錄波圖動作情況，如圖3所示。在39.96ms時刻，3I0零序電流超前3U0零序電壓17.8°，電壓互感器兩點接地在故障發生期間，引起零序電壓相位發生變化，引起功率發生變化，滿足零序方向保護動作判別，功率變化關系，如圖4所示。

圖4 功率時序圖

3.3 N600兩點接地引起零序電壓相位失真分析

110kV孟洲壩電廠保護電壓互感器二次中性點N600存在兩點接地，發生故障后在二次回路產生一個疊加電壓ΔU˙。ΔU˙電壓疊加到ABC三相中去，因此保護測量的各相電壓為故障電壓與疊加電壓之和。在正確情況下110kV孟蒙線發生接地故障時，110kV孟洲壩電廠110kV芙孟線保護安裝處三相電壓為在兩點接地的情況下發生相同故障時三相電壓分別為U˙M′A、U˙M′B、U˙M′C，故有以下關系，即

式中，Δ˙U的幅值大小與二次回路流過的電流成正比，其相位可能超前于故障相電壓100°～120°，也可能滯后于故障相電壓60°～80°。前一種情況零序方向元件能夠正確動作，后一種情況零序方向元件則可能不正確動作[8]。針對第二種情況進行分析，圖5為各電氣量之間的相位關系。

圖5 N600兩點接地情況下A相故障相量圖

圖5中，分別為正常情況下故障的零序電壓和保護實際測量的零序電壓。若故障點在反方向，如圖6中F點，則M側保護測量的的零序電流相位如圖5中 I˙落后約80°。只有當較大，引起落于第一象限才有可能將反方向故障誤判為正方向。A相測量電壓也受ΔU˙的影響進入第一象限，之間的相位差小于90°，若故障點在正方向，如圖6中K點，則M側保護測量的零序電流相位如圖5中所示，超前約110°，若較大，零序方向同樣將出現誤判，將正方向故障誤判為反方向，而出現此情況時與之間的相位差同樣也比較小。電壓互感器 N600兩點接地時（系統發生故障）二次回路中性線上產生的偏移電壓Δ˙U。偏移電壓Δ˙U導致各相電壓產生幅值和相位變化，將對保護裝置方向元件產生干擾，嚴重情況下將導致保護裝置不正確動作。

圖6 輸電線路故障點模型

綜合以上分析判斷，在110kV孟蒙線發生AB相間接地故障時，孟洲壩電廠110kV芙孟線保護裝置的零序Ⅰ段保護屬于零序反方向誤動作。經檢查孟洲壩電廠保護二次回路接線，發現其 110kV PT二次繞組 N600沒有執行繼電保護反措要求，直接在端子箱接地，導致自產零序電壓相位失真是零序保護反方向誤動的根本原因。

4 防范措施

類似變電站（廠站）發生過幾次由于保護電壓互感器二次中性點N600多點接地引起110kV及以上保護裝置誤動事件，為了防止此類事件的再次發生，采取以下措施[9-11]：

1）執行《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》中規定：經控制室零相小母線（N600）連通的幾組電壓互感器二次回路，只應在控制室將 N600一點接地，各電壓互感器二次中性點在開關場地接地點應斷開；為保證接地可靠，各電壓互感器的中性線不得接有可能斷開的斷路器或接觸器等。

2）加強對所轄廠站電壓互感器二次回路 N600接地情況進行檢查。

3）在新建廠站投運前，認真檢查驗收中性點N600一點接地情況，確保設計圖紙及相關二次回路接線正確無誤，并將中性點 N600接地線測試數據存檔備查。

4）改擴建的廠站在設備投運前，需要對 N600公共接地線電流進行測試并記錄數據。

5）加強運維管理，每半年進行一次N600接地線電流值的測試，發現多點接地，須立檢查排除N600以外的接地故障點。

6）實施一種變電站電壓互感器二次中性線接地在線監測及定位技術。

5 結論

通過對孟洲壩電廠110kV芙孟線零序Ⅰ段反方向誤動進行保護與理論分析，得出零序保護誤動的原因是電壓互感器二次中性點存在兩點接地。為了防止變電站內的電壓互感器中性點多點造成的零序方向保護、距離保護誤動，提出了一些防范措施，并指出了執行繼電保護反事故措施的必要性和重要性。

參考文獻

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