關於一次電網事故的繼電保護動作分析
General 更新 2024年12月23日
摘 要 220kV變電站110kV出線由於山火，引起一系列繼電保護裝置動作跳閘，造成變電站 110kV母線失壓。針對此次事故就繼電保護動作情況進行分析，並對開關保護越級跳閘誤動原因提出整定值的管理及開關機構維護的整改意見。
關鍵詞 220kV變電站；繼電保護裝置；動作分析
1 事故前的執行方式
台山站：1號主變220kV側中性點221000、110kV側中性點11000地刀在合閘位置，2號主變220kV側中性點222000、110kV側中性點12000地刀在斷開位置。
台山站：110kV1M母線與110kV2M母線經110kV母聯100開關並列執行；1號主變110kV側101、110kV臺北線121、110kV臺長線122、110kV臺聯線125、110kV臺紅線126掛110kV1M母線執行；2號主變110kV側102、110kV臺鬥乙線127、110kV臺湖線129、110kV臺塔甲線130掛110kV2M母線執行。
白沙站：由塔山站110kV塔沙線供電。
2 事故經過
2009年7月22日11h44min06s472.9ms，110kV臺鬥乙線C相故障，台山站110kV臺鬥乙線零序過流Ⅰ、距離Ⅰ段保護動作，因開關拒動。引起零序過流Ⅱ、Ⅲ段，距離Ⅱ、Ⅲ段相繼動作。11h44min08s809.5ms：台山站l號主變110kV側零序方向過流Ⅱ段第二時限（t=2.3s）動作，跳開l號主變三側開關。11h44min09s159.7ms：台山110kV臺聯線零序過流Ⅱ段動作，開關跳閘，不重合。11:44:09：778.9s：台山站2號主變複合電壓方向過流Ⅰ段第一時限（t=3.3s）動作，跳110kV母聯100開關，引起台山站110kv1M母線失壓，同時引起北區站、長塘站、公益站、聯盛站、紅嶺站等5個110kV站全站失壓。11h44min10s126.9ms：台山站2號主變複合電壓方向過流I段第二時限（t=3.6s）動作，跳2號主變110kV側102開關，引起台山站110kV2M母線失壓，同時引起橫湖站、塔山站、白沙站等3個110kV站全站失壓。
1）11h54min，由110kV昌益線帶北區站、長塘站、公益站等3個110kV站的負荷執行。2）11h56min，由110kV鬥紅線供電紅嶺站負荷執行。3）12h15min台山站拉開110kV臺鬥乙線1274、1272刀閘，並經檢查110kV母線無異常。4）12h30min台山站合上2號主變110kV側102開關，向110kV2M母線充電正常。5）12h35min台山站供電110kV臺塔甲線、110kV臺湖線；12：40時塔山站、白沙站、橫湖站恢復正常供電。6）12h46min台山站合上110kV母聯100開關，充電110kV1M母線。7）12h40min台山站供電110kV臺聯線，12：50時聯盛站恢復正常供電。8）13h16min台山站l號主變投入執行，13：24時110kV系統恢復正常方式。
4 保護動作分析
4.1 號主變、2號主變繼保裝置中壓側後備保護定值整定情況
1）1號主變、2號主變中壓側的CT變比1200/5。2）1號主變、2號主變中壓側複合電壓方向過流定值4.38A；第一時限3.3s切母聯，第二時限3.6s切變中。3）中壓側零序方向過流Ⅰ段電流定值31.4A，第一時限1.5s切母聯，第二時限1.8s切變中。4）中壓側零序方向過流Ⅱ段電流定值2.9A，2.3s切主變三側。5）110kV臺鬥乙線零序Ⅰ段電流33A，時間0s；零序Ⅱ段電流10A，時間0.9s；零序Ⅲ段電流2.9A，時間1.8s。6）110kV臺聯線零序Ⅰ段電流8A，時間0s；零序Ⅱ段電流2A、時間0.3s。
4.2 保護動作行為分析
1）110kV臺鬥乙線C相故障，110kV臺鬥乙線距離I段、零序I段動作出口，開關拒動，故障仍然存在，引起110kV臺鬥乙線距離Ⅱ、Ⅲ段、零序Ⅱ、Ⅲ段相繼動作，故障電流（二次值3Io=49A，Ic=49A，CT變比為600/5）。2）由於1號主變110kV側中性點11000地刀在合閘位置，2號主變110kV側中性點12000地刀在斷開位置。所以只有1號主變有零序電流通過，故障電流（二次值3Io=25A，Ic=17A，CT變比為1200/5）只達到中壓側零序方向過流保護Ⅱ段保護動作值，2.3s切＃l主變三側開關，此時，故障電流依然存在，再由＃2主變中壓側復壓閉鎖過流I段t1=3.3s跳開110kV母聯100開關，t2=3.6s切開＃2主變中壓側開關。3）1號主變跳開三側開關後，110kV系統失去接地點，成為不接地系統，單相接地，非故障相電壓升高，變壓器中性點電壓升高，110kV臺聯零序保護動作是由於110kV聯盛站主變中性點放電間隙擊穿（有小水電）形成零序電流回路，致使零序Ⅱ段保護動作，0.3s跳閘。4）保護動作評價：這是一次典型開關拒動造成越級跳閘故障。從以上分析可以得出結論：故障時，台山站1號、2號主變保護、110kV臺鬥乙線保護、110kV臺聯線保護動作行為正確。
5 開關機構故障分析
台山站110kV臺鬥乙線開關由於“就地/遠方”切換開關在遠方位置時，接點不導通，“就地/遠方”切換開關與跳閘迴路串在一個迴路上，導致保護動作出口後開關控制迴路斷線而拒動。又由於迴路設計的缺陷，“就地/遠方”切換開關在遠方位置時該接點不導通，但不能報出控制迴路斷線告警訊號。執行人員正常維護無法及時發現裝置缺陷，埋下了執行隱患，從而導致此次大面積事故的發生。
6 反事故措施
根據這次故障現象（一次很普通的山火），繼電保護裝置動作行為正確，但事故影響很大，導致八個變電站停電，為避免此類事故再次發生，可採取以下方式：
1）從設計方案避免。保護跳閘迴路是保護的最重要的迴路之一，迴路上的任何元件發生故障，都會造成保護出口而不能跳閘。因此，保護跳閘迴路整個迴路都應在監視的範圍內，任何時候斷開都應可靠發出“控制迴路斷線”訊號以引起執行人員的注意，及時處理缺陷。2）從保護方案上考慮。主變中壓側後備保護零序保護建議增設一段跳母聯開關而避免出線開關拒動時造成兩段母線失壓，造成大面積停電。3）從執行方式上考慮。110kV臺鬥乙線是熱備用線路，一般不應接在主電源側，從而避免在故障時對主系統造成不必要的衝擊甚至大面積停電。
7 小結
通過此次電網事故的繼電保護動作分析，總結出如下經驗教訓：
1）加強對設計圖紙的審查。圖紙設計是一項十分專業的工作，但難免有出錯的地方，這需要我們細心審查，發現其中的細小的錯誤；甚至在竣工投產後也經常對圖紙進行檢查，發現比較難以發現的錯誤。從而使繼電保護裝置完全發揮電網衛士的作用。2）加強對開關機構的維護工作，及時處理缺陷。執行人員一定要有憂患意識，任何細小的缺陷都有可能導致事故，一定要細心巡視，發現缺陷要積極要求修試部門及時處理缺陷。
淺析電網公司營銷戰略研究
淺析電氣工程質量問題與對策
關鍵詞 220kV變電站；繼電保護裝置；動作分析
1 事故前的執行方式
台山站：1號主變220kV側中性點221000、110kV側中性點11000地刀在合閘位置，2號主變220kV側中性點222000、110kV側中性點12000地刀在斷開位置。
台山站：110kV1M母線與110kV2M母線經110kV母聯100開關並列執行；1號主變110kV側101、110kV臺北線121、110kV臺長線122、110kV臺聯線125、110kV臺紅線126掛110kV1M母線執行；2號主變110kV側102、110kV臺鬥乙線127、110kV臺湖線129、110kV臺塔甲線130掛110kV2M母線執行。
白沙站：由塔山站110kV塔沙線供電。
2 事故經過
2009年7月22日11h44min06s472.9ms，110kV臺鬥乙線C相故障，台山站110kV臺鬥乙線零序過流Ⅰ、距離Ⅰ段保護動作，因開關拒動。引起零序過流Ⅱ、Ⅲ段，距離Ⅱ、Ⅲ段相繼動作。11h44min08s809.5ms：台山站l號主變110kV側零序方向過流Ⅱ段第二時限（t=2.3s）動作，跳開l號主變三側開關。11h44min09s159.7ms：台山110kV臺聯線零序過流Ⅱ段動作，開關跳閘，不重合。11:44:09：778.9s：台山站2號主變複合電壓方向過流Ⅰ段第一時限（t=3.3s）動作，跳110kV母聯100開關，引起台山站110kv1M母線失壓，同時引起北區站、長塘站、公益站、聯盛站、紅嶺站等5個110kV站全站失壓。11h44min10s126.9ms：台山站2號主變複合電壓方向過流I段第二時限（t=3.6s）動作，跳2號主變110kV側102開關，引起台山站110kV2M母線失壓，同時引起橫湖站、塔山站、白沙站等3個110kV站全站失壓。
1）11h54min，由110kV昌益線帶北區站、長塘站、公益站等3個110kV站的負荷執行。2）11h56min，由110kV鬥紅線供電紅嶺站負荷執行。3）12h15min台山站拉開110kV臺鬥乙線1274、1272刀閘，並經檢查110kV母線無異常。4）12h30min台山站合上2號主變110kV側102開關，向110kV2M母線充電正常。5）12h35min台山站供電110kV臺塔甲線、110kV臺湖線；12：40時塔山站、白沙站、橫湖站恢復正常供電。6）12h46min台山站合上110kV母聯100開關，充電110kV1M母線。7）12h40min台山站供電110kV臺聯線，12：50時聯盛站恢復正常供電。8）13h16min台山站l號主變投入執行，13：24時110kV系統恢復正常方式。
4 保護動作分析
4.1 號主變、2號主變繼保裝置中壓側後備保護定值整定情況
1）1號主變、2號主變中壓側的CT變比1200/5。2）1號主變、2號主變中壓側複合電壓方向過流定值4.38A；第一時限3.3s切母聯，第二時限3.6s切變中。3）中壓側零序方向過流Ⅰ段電流定值31.4A，第一時限1.5s切母聯，第二時限1.8s切變中。4）中壓側零序方向過流Ⅱ段電流定值2.9A，2.3s切主變三側。5）110kV臺鬥乙線零序Ⅰ段電流33A，時間0s；零序Ⅱ段電流10A，時間0.9s；零序Ⅲ段電流2.9A，時間1.8s。6）110kV臺聯線零序Ⅰ段電流8A，時間0s；零序Ⅱ段電流2A、時間0.3s。
4.2 保護動作行為分析
1）110kV臺鬥乙線C相故障，110kV臺鬥乙線距離I段、零序I段動作出口，開關拒動，故障仍然存在，引起110kV臺鬥乙線距離Ⅱ、Ⅲ段、零序Ⅱ、Ⅲ段相繼動作，故障電流（二次值3Io=49A，Ic=49A，CT變比為600/5）。2）由於1號主變110kV側中性點11000地刀在合閘位置，2號主變110kV側中性點12000地刀在斷開位置。所以只有1號主變有零序電流通過，故障電流（二次值3Io=25A，Ic=17A，CT變比為1200/5）只達到中壓側零序方向過流保護Ⅱ段保護動作值，2.3s切＃l主變三側開關，此時，故障電流依然存在，再由＃2主變中壓側復壓閉鎖過流I段t1=3.3s跳開110kV母聯100開關，t2=3.6s切開＃2主變中壓側開關。3）1號主變跳開三側開關後，110kV系統失去接地點，成為不接地系統，單相接地，非故障相電壓升高，變壓器中性點電壓升高，110kV臺聯零序保護動作是由於110kV聯盛站主變中性點放電間隙擊穿（有小水電）形成零序電流回路，致使零序Ⅱ段保護動作，0.3s跳閘。4）保護動作評價：這是一次典型開關拒動造成越級跳閘故障。從以上分析可以得出結論：故障時，台山站1號、2號主變保護、110kV臺鬥乙線保護、110kV臺聯線保護動作行為正確。
5 開關機構故障分析
台山站110kV臺鬥乙線開關由於“就地/遠方”切換開關在遠方位置時，接點不導通，“就地/遠方”切換開關與跳閘迴路串在一個迴路上，導致保護動作出口後開關控制迴路斷線而拒動。又由於迴路設計的缺陷，“就地/遠方”切換開關在遠方位置時該接點不導通，但不能報出控制迴路斷線告警訊號。執行人員正常維護無法及時發現裝置缺陷，埋下了執行隱患，從而導致此次大面積事故的發生。
6 反事故措施
根據這次故障現象（一次很普通的山火），繼電保護裝置動作行為正確，但事故影響很大，導致八個變電站停電，為避免此類事故再次發生，可採取以下方式：
1）從設計方案避免。保護跳閘迴路是保護的最重要的迴路之一，迴路上的任何元件發生故障，都會造成保護出口而不能跳閘。因此，保護跳閘迴路整個迴路都應在監視的範圍內，任何時候斷開都應可靠發出“控制迴路斷線”訊號以引起執行人員的注意，及時處理缺陷。2）從保護方案上考慮。主變中壓側後備保護零序保護建議增設一段跳母聯開關而避免出線開關拒動時造成兩段母線失壓，造成大面積停電。3）從執行方式上考慮。110kV臺鬥乙線是熱備用線路，一般不應接在主電源側，從而避免在故障時對主系統造成不必要的衝擊甚至大面積停電。
7 小結
通過此次電網事故的繼電保護動作分析，總結出如下經驗教訓：
1）加強對設計圖紙的審查。圖紙設計是一項十分專業的工作，但難免有出錯的地方，這需要我們細心審查，發現其中的細小的錯誤；甚至在竣工投產後也經常對圖紙進行檢查，發現比較難以發現的錯誤。從而使繼電保護裝置完全發揮電網衛士的作用。2）加強對開關機構的維護工作，及時處理缺陷。執行人員一定要有憂患意識，任何細小的缺陷都有可能導致事故，一定要細心巡視，發現缺陷要積極要求修試部門及時處理缺陷。
淺析電氣工程質量問題與對策