一起方向過流保護誤動作的原因分析及對策

陳 龍，葉 影，楊曉林

(國網上海市電力公司金山供電公司, 上海 200540)

隨著國家鼓勵新能源發電政策的實施以及資源的綜合利用，風電、天然氣三聯供及光伏發電等小電源發電項目逐步接入配電網。與此同時也不可避免地對電網的調度運行、保護配置等諸多方面產生不利影響。傳統的35 kV配電網線路配置了電流速斷、過電流保護[1]。隨著分布式電源的大量接入，目前配電網已從單側電源轉變成為了雙側電源，這勢必增加了繼電保護配置的難度和復雜程度[2-4]。為了適應分布式電源的接入，在相應線路的兩側均需裝設保護裝置，為了防止保護的誤動作必須在可能誤動作的保護上增設功率方向閉鎖元件。該元件在短路功率方向由母線流向線路時可靠動作，而當短路功率方向由線路流向母線時可靠不動作，從而使繼電保護的動作具有一定的方向性[5-6]。

1 事故簡介

1.1 電網接線方式

某電網系統接線圖如圖1所示。

甲站為系統側35 kV開關站，其一次主接線采用單母線分段接線方式；乙廠為35 kV分布式光伏發電站，分別通過102、202線路經與甲開關站相聯接并網；丙廠為一家35 kV雙電源用戶站，分別通過103、203線路與甲站相聯接；丁站為為甲站的上級電源變電站，分別通過101、201線路與甲站相聯接。其中，甲站內101和201開關使用配置了縱聯差動和方向過流保護作為線路保護的主保護以及小電源供電的時的后備保護，采用南瑞繼保的PCS-9613D型微機裝置；35 kV分段100開關裝設配置了備自投裝置，采用南瑞繼保的PCS-9651D型微機保護裝置；此外甲站35 kV一、二段母線還裝設有故障解列裝置，為南瑞繼保的PCS-9658D型微機裝置。

圖1 某電網系統接線圖

1.2 事故前電網的運行方式

(1)系統開關站甲站101、102、103、201、202、203開關閉合，100開關熱備用，35 kV分段備自投投入，其中103出線無負荷。

(2)小電源光伏發電站乙廠正常發電，102、103兩條線路發電功率為10 MW；用戶站丙廠內103開關在冷備用，203開關正常運行帶有1 MW負荷；電源站丁站101、201開關運行狀態。

1.3 事故發生過程

當日用戶站丙廠103開關所供1號主變檢修完畢，操作人員執行丙廠103開關改運行操作對丙廠內的1號主變進行充電。在丙廠內103開關改運行時，甲站101線路方向過流I段AB相動作，開關跳閘，35 kV分段備自投動作；備自投聯跳102開關(光伏發電小電源乙廠)，合35 kV分段開關；瞬時甲站201線路方向過流I段AB相動作，開關跳閘，35 kV二段母線失電，35 kV二段母線故障解列動作，202開關(光伏發電小電源乙廠)跳閘。此時系統開關站甲站全站失電，甲站兩路電源進線101、201線路處于空載充電運行狀態。甲站內開關動作具體情況如圖2所示。

圖2 事故發生后電網接線圖

2 35 kV方向過流保護誤動作原因分析

2.1 方向過流保護

過電流保護一般稱為III段電流保護，是一種以躲過線路的最大負荷電流來整定的保護裝置[6]。正常運行時不應該啟動，電網發生故障時能反應于電流增大而動作。一般情況下，它不僅能夠保護本線路的全場全長，也能保護相鄰線路的全長，起到后備保護的作用。

過電流保護的定值：

(1)

式中Kk——可靠系數，一般取1.15～1.25；Kzq——電動機自起動系數，數值大于1，由網絡具體接線和負荷性質決定；Kh——電流繼電器的返回系數，一般取0.85；Imax——流過線路的最大負荷電流。

在雙側電源網絡接線中，由于線路兩側都有電源，為了合上和斷開線路，在每條線路的兩側均需裝設斷路器和保護裝置。過電流保護中，反方向短路一般很難以電流整定值躲開，而需要在每個保護上加裝功率方向元件。該元件只當功率方向由母線流向線路時動作，而當短路功率方向由線路流向母線時不動作，從而使保護繼電器的動作具有一定的方向性。按照這個要求配置的功率方向元件及規定的動作方向如圖3所示，即構成了方向過流保護。

圖3 方向過電流保護原理接線圖

利用判別短路故功率的方向或電流、電壓之間的相位關系，就可以判別發生故障的方向。用以判別功率方向或測定電流、電壓間相位角的繼電器稱為功率方向繼電器。由于它主要反應于加入繼電器中電流和電壓之間的相位而工作，因此用相位比較方式最為簡單。一般的功率方向繼電器當輸入電壓和電流幅值不變時，其輸出(轉矩或電壓)值隨兩者間相位差的大小而改變，輸出為最大時的相位差稱為繼電器的最大靈敏角。為了在最常見的短路情況下使繼電器動作最靈敏，采用接線的功率方向繼電器應做成最大靈敏角φsen.max=φk。又為了保證當短路點有過渡電阻、線路阻抗角φk在0°～90°范圍內變化情況下正方向故障時，繼電器都能可靠動作，繼電器動作的角度范圍通常取為(電壓超前電流)φsen.max±90°。其動作方程可表示為

(2)

為了減小和消除死區，在實際應用中廣泛采用90°接線方式，即采用非故障的相間電壓作為接入功率方向元件的參考相量來判別故障相電流的相位。此動作特性在復數平面上是一條直線，如圖4所示，陰影部分為動作區。

圖4 功率方向繼電器的動作特性

特別指出，在正常運行情況下，位于線路送電側的功率方向繼電器，在負荷電流的作用下，一般都是處于動作狀態，其觸點是閉合的。

2.2 變壓器勵磁涌流特性

當變壓器空載投入或外部故障切除后電壓恢復時，可能出現數值很大的勵磁電流[7-8]。這是因為如果變壓器在空載合閘時，正好在電壓瞬時值u=0時接通電路，則鐵心中具有磁通-φm。但是由于鐵心中的磁通不能突變，因此將出現一個非周期分量的磁通，其幅值為+φm。這樣在經過半個周期以后鐵心中的磁通就達到了2φm。如果鐵心中還有剩余磁通φr，則總磁通將為2φm+φr。此時變壓器的鐵心嚴重飽和，根據鐵心磁化曲線，此時勵磁電流IE將急劇增大，此電流就稱為變壓器的勵磁涌流IEF，其數值最大可達額定電流的6～8倍，同時包含有大量的非周期分量和高次諧波分量。三相變壓器由于三相電壓之間有120°的相位差，因此在任何情況下空載投入變壓器，至少在兩相中要出現不同程度的勵磁涌流[9]。

2.3 方向過流保護誤動原因分析

系統開關站甲站101、201線路方向過流保護配置為PCS-9613D方向過流保護，采用90°接線方式，三相方向元件動作邊界誤差在2°范圍內，最大靈敏角φsen.max=45°。電流元件在0.95倍整定值不動作，1.05倍整定值可靠動作；方向過流保護所用流變極性為減極性。

事故發生后，繼保人員對甲站的保護裝置、二次回路接線、35 kV一段壓變極性進行了檢查。通過試驗排除了由于壓、流極性錯誤導致的保護動作的可能性，與此同時調閱了繼電保護故障錄波并進行了比較(見圖5、圖6)。

圖5 甲站101開關保護動作故障錄波

圖6 甲站201開關保護動作故障錄波

通過對比分析可知，甲站101和201保護動作后，保護安裝處所采集到的A、B、C三相電流具有如下特點：(1)均偏于時間軸的一側；(2)有很大的間斷角度；(3)利用軟件分析均含有較高的直流分量和諧波分量；(4)在同一時刻三相電流之和近似為零，PCS-9613中零序電流幾乎為0；由此可以得出故障錄波所采集到的電流具有勵磁涌流特性。此外甲站35 kV母線電壓在事故過程中線電壓一直正常，并未發生過存在短路故障時的電壓急劇下降[6]，因此可以基本排除由于電網故障造成保護動作的可能性。

進一步以甲站進線101開關A相方向過流繼電器為例進行分析(如圖7所示)。

圖7 A相功率方向繼電器動作情況分析

小電源乙廠通過102線并網容量為10 MW，為了保證方向過流保護的靈敏性，整定值按1.2倍的機組最大出力電流來進行整定，時限為0 s，且在最小運行方式下無法保證靈敏性[10]。正常運行時，IA為流經甲站進線101線的電流，由于小電源乙廠處于并網發電狀態，且甲站母線所帶負荷較小；正常運行方式下，IA方向均為母線指向線路，即IA與UA同向(忽略線路阻抗)，所以功率方向繼電器一直處于開放狀態，其觸點是閉合的。在用戶站丙廠操作103開關對主變進行沖擊時產生的勵磁涌流IE(純感性)使得流經甲站101線的合成電流IK′=IA+IE幅值超過了整定值，且功率方向處于動作區內，進而使得甲站101進線方向過流保護動作，101開關跳閘。同理甲站102進線方向過流保護動作致使102開關跳閘亦是如此。通過比較故障錄波裝置所采集到的電流IA、電壓UA波形可以看出UA超前IA近90°，這也驗證了功率方向繼電器處于動作區內[11-12]。

通過分析，基本上可以確認本次方向過流保護動作系為用戶變壓器空投時產生的勵磁涌流疊加小電源并網電流達到保護定值引起保護誤動作。

3 結語

本文闡述了一起正常運行方式下，分布式電源接入電網受勵磁涌流的影響，造成的方向過流保護誤動。

(1)加強電網規劃管理，對分布式電源特別是光伏發電系統接入電網的可靠性進行科學合理評估，確保分布式電源并網容量適度[13-15]。

(2)為避免類似事故重演，一方面保護整定要確定合理的保護定值，考慮不同運行方式對保護裝置的影響并加入時間延時來躲過勵磁涌流；一方面應增加電壓閉鎖元件進行輔助判別，正常運行時線路電壓正常，電壓閉鎖元件閉鎖保護，防止保護誤動，存在電網故障時，線路電壓下降，電壓閉鎖元件開放保護。