配電網線路異名相跨線故障引起的主變保護動作分析

王 松，岑榮佳

（貴州電網有限責任公司都勻供電局，貴州 都勻 558000）

配電網大都采用中性點非有效接地方式，單相接地故障占配電線路故障總數的70%以上[1-2]。中性點非有效接地系統的單相接地故障電流小，瞬時性故障電弧能夠自動熄滅，目前中性點非有效接地系統還普遍采用常規的過流保護和小電流接地選線裝置[3]，對于單相接地故障單一故障，以上保護往往效果并不良好，而對于多點故障，易造成保護的越級動作[4]，單相接地是配電網最常見的故障，但由于中國配電網普遍采用中性點非有效接地方式，單相接地故障電流特征不如相間短路明顯，單相接地選線、選段和保護遇到很大困難[5-7]。配電網單點故障研究做了很多工作，但是多點故障的研究相對不足，本文針對一起配電網線路異名相跨線故障導致的主變保護動作進行細致分析，剖析了隱藏的故障原因，根據存在的問題提出了解決建議。

1 故障前基本情況

35 kV 某變電站主接線圖如圖1 所示，35 kV 母線有3 條35 kV 線路，301、302、303 三臺斷路器處于運行狀態，1 號主變運行狀態，1 號主變容量為4 MV·A，其接線組別為Yd-11，10 kV 部分有4條10 kV 線路，002、003、004 三臺斷路器處于運行狀態，001 斷路器為熱備用狀態。其中高壓側變比為200/5，低壓側變比為600/5。

圖1 35 kV 某變電站主接線圖

故障前變電站負荷狀況如表1 所示，35 kV 天清線運行狀態但是未帶負荷，35 kV天席線和35 kV江天線帶1 號主變負荷，1 號主變帶全站負荷。

表1 故障前變電站負荷表

2 故障發生情況

2021 年7 月13 日06:52，監控系統報35 kV 某變電站1 號主變高后備保護過流Ⅱ段動作出口跳311、011 斷路器，事件造成10 kVⅠ母失壓。07:35，值班負責人接監控中心電話通知35 kV 天某變1 號主變10 kV 側011 斷路器顯示分閘位置、全站通信中斷，須派人到站現場檢查。08:26，運維人員到達現場檢查站內1 號主變間隔、35 kVⅠ段母線間隔、10 kVⅠ段母線間隔所有一、二次設備，經檢查1 號主變高后備保護裝置在06:52:1.620 ms 過流Ⅱ段動作、故障相BN、最大相電流2.002 A，1 號主變35 kV 側311 斷路器、10 kV 側011 斷路器分閘位置；06:52，1 號主變高后備保護動作時，小電流接地選線裝置判別出有接地發生，選線成功10 kV 天九線A 相接地，保護動作0.13 s 后接地消失，10 kV 天九線003 斷路器分閘位置，其余設備無明顯異常。檢修人員到現場對主變后備保護裝置進行試驗正常，隨后監控中心將10 kVⅠ段母線上運行開關遙控斷開，對1 號主變試送電正常，10 kVⅠ段母線帶電正常；然后逐個對10 kV 饋線進行試送電，除10 kV天平線外其余間隔試送電正常，運維人員將10 kV天平線轉冷備用，待線路巡線進行故障點排除。

3 保護動作分析

故障發生以后，現場收集1 號主變保護裝置及小電流選線裝置動作報文、波形，對報文、波形進行分析。

3.1 主變保護動作報文

1 號主變高后備保護報文如下：

2021-07-13 06:52:14.021；

0 ms 保護啟動【動作】，最大相電流 2.002 A；

1 620 ms 過流Ⅱ段動作【動作】，最大相電流2.049 A，故障類別 BN；

1 635 ms HWJ【分】；

1 660 ms 過流Ⅱ段動作【返回】；

1 664 ms TWJ【合】。

低后備保護：

遙信變位記錄 2021-07-13 06:52:18.070；

SOE 0 ms TWJ【合】。

除以上收集到的信息外，1 號主變差動保護、35 kV 江天線、35 kV 天席線、35 kV 天清線保護及10 kV 所有饋線保護在1 號主變高后保護動作同時間內沒有啟動信息。

1 號主變高后備、低后備過流定值如表2 所示，高后備過流Ⅱ段電流定值2.0 A ，時間定值0.9 s ，過流Ⅱ段跳主變兩側311 和011 斷路器，高后備復合電壓壓閉鎖退出，低后備過流Ⅱ段電流定值2.48 A，時間定值0.6 s，跳主變兩側311 和011 斷路器，低后備復合電壓壓閉鎖退出。

表2 主變保護定值表

3.2 保護動作情況分析

3.2.1 10 kV 饋線保護未動作分析

監控系統故障前上傳的遙測數據信息如表3 所示，根據監控系統故障前上傳的遙測數據信息中可以看出，故障時35 kV 母線電壓正常，10 kV 母線B 相電壓一次值為2.53 kV，低于正常值，零序電壓10.73 kV，即1 號主變保護動作前10 kV 母線B相存在不完全接地故障。

表3 故障時母線電壓kV

變電站站內配置小電流接地選線裝置，10 kV母線B 相電壓一次值為2.53 kV，換算成二次值為25.3 V，而小電流接地選線裝置選線啟動定值為24 V，因此小電流接地選線裝置未啟動。在后續檢查過程中確定接地線路為10 kV 天平線，由于35 kV天文變為中性點不接地系統，不完全接地時接地電流較小，沒有達到10 kV 天平線過流保護啟動值240 A（一次值），因此10 kV 天平線保護未啟動。

2021 年7 月13 日06:52，故障發生時，根據小電流接地選線裝置信息記錄顯示10 kV 饋線發生接地，此時10 kV 母線遙測電壓二次值為19.269 V，低于選線啟動定值24 V，選線低電壓啟動；小電流選線裝置根據采集的各饋線電流，經過邏輯計算判別出10 kV 天九線A 相接地，跳閘啟動，經過0.13 s后跳閘成功，接地故障消失。10 kV 天九線故障前負荷電流一次值為15.6 A，由于經高阻接地后電流未達到線路保護電流啟動定值4 A（折算到一次值為240 A），因此電流保護未啟動。而同一時間1號主變高后備保護過流Ⅱ段動作出口跳開311、011開關。

3.2.2 主變高后備保護動作分析

綜合分析，故障前10 kV 母線有B 相不完全接地故障，通過運維人員現場聯系監控中心對10 kV饋線逐個間隔進行試送，當對10 kV 天平線進行送電時10 kV 母線B 相電壓再次降低，因此確定為10 kV 天平線B 相不完全接地。10 kV 天平線B 相不完全接地時，系統再次發生天九線A 相接地，造成相間高阻短路故障，由于高阻故障電流較小，故障電流未達到1 號主變低后備保護啟動值，且沒有明顯畸變，易與負荷電流形成疊加電流，故障時負荷電流較大，根據調度自動化系統采集記錄，1 號主變高后備保護動作前，1 號主變低壓側負荷電流達到了243.98 A，同時10 kV 高阻故障電流易與1號主變低壓側負荷電流疊加，且故障類型為角形側AB 相間短路，反應在高壓側為B 相電流最高，使得1 號主變保護高壓側采集的B 相電流達到保護動作定值而動作出口。

3.2.3 故障錄波分析

現場1 號主變低后備保護沒有啟動，僅1 號主變高后備保護裝置錄存本次故障波形如圖2 所示。

圖2 主變高后備裝置故障波形圖

根據1 號主變高后備保護裝置錄存故障波形分析，電流波形無畸變情況，B 相電流較AC 相電流大，B 相電流約為AC 相電流2 倍，AC 相電流相等方向相同，B 相電流方向與AC 相相反，符合典型的Yd-11 主變低壓側區外故障特征。保護啟動以后，故障電流持續達到保護定值，1 號主變高后備保護跳閘時刻，高壓側三相電流分別為IA=1.028 A 、IB=2.001 A、IC=1.127 A 。根據Yd-11 型接線變壓器低壓側ab 相短路時短路電流分布情況如圖3所示。

圖3 低壓側ab 相間故障高壓側電流分布情況

由此可見當主變低壓側ab 相間短路時，低壓側ab 相短路電流大小相等方向相反，高壓側短路電流AC 相大小相等，高壓側短路電流B 相為AC 相的2 倍，方向相反，與主變高后備保護裝置錄波波形一致。

根據主變高壓側二次電流計算主變低壓側二次電流（如表4 所示）。

表4 故障電流計算表

計算后低壓側電流值如圖4 所示。

圖4 計算后低壓側電流故障錄波波形圖

當主變低壓側發生AB 相間高阻短路時，低壓側實際電流值Ia1、Ib1為故障電流疊加負荷電流，Ic1為負荷電流。通過主變高后備保護裝置錄波波形分析，高壓側電壓和相位故障前后基本無變化，判斷本次故障對電壓影響較小。主變低壓側C 相無故障，C 相電流主要為負荷電流，則可以通過低壓側Ic1負荷電流進一步計算低壓側A、B 相負荷電流值（因35 kV 某變電站帶負荷不包括機車、高耗能等不平衡負荷，假定負荷為三相平衡負荷）。

低壓側三相負荷電流為：Ia2=Ic1×ej120°，Ib2=Ic1×ej240°，Ic2=Ic1，如圖5 所示。

圖5 低壓側負荷電流故障錄波波形圖

而低壓側故障電流為IKa=Ia1-Ia2，IKb=Ib1-Ib2，如圖6 所示。

圖6 低壓側故障電流故障錄波波形圖

通過公式計算低壓側故障電流：IKa=-IKb=1.583 A， 折算到一次電流IKa=-IKb=1.583 A×600/5=189.96 A。現場10 kV 線路保護動作整定值為4 A（二次值），折算到一次值為4 A×300/5=240 A，1 號主變低后備動作定值為2.8 A×600/5=285.6 A，故障電流均未達到10 kV 線路保護及1 號主變低后備動作定值。如表5 所示10 kV 天平線及10 kV 天九線負荷情況，10 kV 天九線A 相故障，故障電流疊加負荷電流后，故障電流IKa 為204.9 A，10 kV 天平線B 相故障，故障電流疊加負荷電流后，故障電流IKb 為225.2 A，依然未達到10 kV 線路保護動作定值。

表5 故障時變電站負荷表

故障時35 kV 天某變負荷情況如表5 所示。

4 原因及防范建議

通過以上故障分析推斷出本次事件發生原因，即35 kV 某變電站10 kV 天平線B 相、10 kV 天九線A 相先后發生接地故障，形成相間高阻短路故障，故障電流未能達到10 kV 天平線、10 kV 天九線保護啟動電流值；同時1 號主變保護采集負荷電流及故障電流的總和未達到1 號主變低后備保護啟動電流值，但達到了1 號主變高后備保護啟動電流值，致使1 號主變高后備保護動作，此次主變保護動作性質為保護裝置正確動作。

本次故障直接原因為10 kV 天平線B 相、10 kV天九線A 相先后發生接地故障，故障未及時消除隔離，進而形成相間高阻故障，致使1 號主變高后備保護動作出口跳開311、011 斷路器。

本次故障間接原因為35 kV 天某變保護定值整定存在靈敏度不足問題，導致10 kV 天平線B 相、10 kV 天九線A 相發生接地故障形成相間高阻故障時，故障電流未能達到10 kV 天平線、10 kV 天九線保護啟動電流值，1 號主變保護采集負荷電流及故障電流的總和未達到1 號主變低后備保護啟動電流值，但達到了1 號主變高后備保護啟動電流值，故障持續0.9 s 后，1 號主變高后備過流Ⅱ段保護動作跳開311、011 斷路器。

為解決以上問題，建議對主變及線路保護進行定值調整，提高主變低壓側及線路過流保護靈敏度，本次故障主變高壓側電壓未發生明顯畸變，可考慮主變后備保護投入復合電壓閉鎖功能，對于小電流接地選線裝置而言，可考慮調整小電流選線裝置啟動定值，提高小電流接地選線靈敏度。

5 結束語

本文通過對轄區內一起配電網線路異名相跨線故障導致的主變保護動作進行深入分析，通過僅有的主變高壓側故障波形反推主變低壓測故障波形和負荷電流波形，進而查找出了導致此次事件發生的原因，同時也發現本站運行存在的隱患，提出了相應的改進建議，為今后的配電網故障分析和運維提供參考。