導讀
廣東電網有限責任公司韶關供電局的研究人員徐興發，在2018年第6期《電氣技術》雜誌上撰文，文針對一起110kV線路保護動作與智能備自投重合閘動作，導致系統合環運行的方式進行了詳細的分析，通過對事故現場的檢查、保護裝置動作波形的分析，得出雷擊110kV線路造成變壓器中性點放電間隙擊穿是引起110kV線路零序電流Ｉ段保護，提出了線路重合閘與備自投動作的時間需要合理配合以及預防合環運行情況的防範措施，對落實電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施具有良好的借鑑作用。
2016年08月09日18∶28∶45.733，110kV武北線雷擊過電壓引起A相接地故障，同時造成110kV北區站變壓器中性點放電間隙擊穿，110kV北區站110kV武北線保護裝置零序過流Ⅰ段、距離Ⅰ段保護動作跳1240開關，重合閘動作1240開關閉合。
對側220kV武江站110kV武北線保護裝置零序過流Ⅱ段、距離Ⅱ段保護動作跳1240開關，重合閘動作1240開關閉合。同時，110kV良村站智能備自投RCS-9651C裝置動作重合閘合110kV良北線，導致系統110kV北區站與110kV良村站經110kV良北線形合環運行狀態，即220kV武江—110kV北區—110kV良村—110kV東郊—220kV馬壩。
1 事故前運行方式
1.1 110kV北區站事故前運行狀態
110kV北區站110kV武北線在運行狀態，如圖1所示，110kV 1M運行，110kV良北線1262開關在合閘狀態（對側1262開關在熱備用狀態）；#1主變高壓側1101、低壓側501開關均在合閘狀態、中性點不接地（111000斷開）狀態；#2主變高壓側1102開關、低壓側502開關均在合閘狀態、中性點不接地（112000斷開）狀態；10kV 1M與10kV 2M分段500開關分閘狀態。
1.2 110kV良村站事故前運行狀態
110kV良村站110kV東良線在運行狀態，如圖2所示，110kV良灣線在運行狀態，110kV 1M運行，
圖1 110kV北區站主接線示意圖
圖2 110kV良村站主接線示意圖
110kV良北線1262開關在熱備用狀態；#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；10kV 1M與10kV 2M分段500開關分閘狀態。
1.3 事故前電網的運行方式
110kV武北線兩側在運行狀態，110kV北區站110kV良北線1262開關在合閘狀態，對側110kV良村站1262開關在熱備用狀態；110kV良村站110kV智能備自投當良北線失壓時，合良村站良北線開關，恢復北區站供電。110kV良北線作為2個220kV系統的開環點，系統電網正常運行時，110kV良北線斷開，形成開環點，如圖3所示。
圖3 電網示意圖
2 保護動作行為分析
2.1 北區站110kV武北線故障動作分析
110kV北區站110kV武北線採用南瑞繼保RCS-941保護裝置。初步判斷為雷雨天氣引起110kV武北線A相接地故障，故障時Ⅰ母A相電壓降低，產生了零序電壓，A相故障接地過流二次電流12.24A，CT變比為400/5，即故障A相一次電流979.2A，零序電流二次值為30.21A。現場打印保護裝置動作報告，查看動作報告時序見表1。
由表1可知，零序過流Ⅰ段、距離Ⅰ段動作出口跳閘[1-2]。110kV武北線零序Ⅰ段保護啟動（故障電流30.21A＞過流Ⅰ段保護電流定值12.5A），故障持續18ms保護裝置零序過流Ⅰ段動作出口跳閘，經過60ms開關在分閘位置，2761ms保護裝置檢母無壓線有壓合1240開關，重合閘成功。表2所示為110kV武北線保護定值可知110kV武北線保護裝置投入重合閘（投檢同期方式與檢母無壓線有壓）。
表1 110kV武北線保護動作時序情況
表2 110kV武北線保護定值
現場調取110kV武北線保護裝置的動作波形文件進行分析，如圖4所示。
圖4 110kV武北線保護裝置動作波形
1）零序保護動作
根據線路保護裝置RCS-941技術說明書，正方向的零序正方向繼電器的動作方程為
（1）
式中，為3U0的幅角；為3I0的幅角；為系統零序阻抗角，一般為80°。
根據保護動作波形可知，3I0超前3U0大於75°，並結合零序正方向繼電器的式（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[3-10]；同時零序電流3I0（30.21A）遠大於保護裝置零序Ⅰ段定值（12.5A），滿足零序方向過流Ⅰ段的判據，因此，110kV武北線線路保護起動後，開關在18ms零序Ⅰ段動作，發出三相跳閘。
A相接地故障時，零序電流3Io為30.21A，已經達到武北線零序過流Ⅰ段動作值12.5A及動作時限，且自產零序3U0為54.82V，零序電流超前零序電壓75°，線路零序保護判斷零序功率方向為正方向，快速動作。
針對110kV北區站110kV為中性點不接地系統，並基於運行方式，正常情況線路零序保護不應動作。因此，開展事故動作形成檢查，發現#1主變中性點間隙有擊穿放電的痕跡[8]，間接引起系統運行方式變為中性點接地系統，從而引起110kV武北線零序出口動作，保護屬於正確動作。
查看110kV北區站兩臺主變保護定值，可知主變110kV側後備保護不接地時零序過壓、間隙零序過流、零序過流都沒有投入控制字，所以當110kV武北線A相接地故障時，引起#1主變中性點間隙擊穿，主變備保護不會動作。
2）距離保護動作
雷擊過電壓引起武北線A相接地，電壓下降很快，按電流最大的點計算，接地阻抗Zzd=U/I(1+k)= 5.8/(12.24×1.6)=0.296＜接地距離Ⅰ段定值0.31，故障點在距離Ⅰ段保護整定值範圍內，故距離保護正確動作。
由上述分析可知，雷擊過電壓引起A相接地故障時，北區站110kV武北線保護裝置正確動作。
2.2 武江站110kV武北線保護動作分析
220kV武江站110kV武北線保護裝置動作報告，可知，武北線A相接地故障，故障時Ⅱ母A相電壓降低，產生了零序電壓，A相故障接地過流二次電流6.25A，CT變比為800/1，即故障A相一次電流5000A，零序電流二次值為6.25A。現場查看保護裝置動作報告，可知零序過流Ⅱ段、距離Ⅱ段動作跳閘。
零序Ⅱ段保護啟動（故障電流6.25A＞過流Ⅱ段保護電流定值2.5A），故障持續620ms保護裝置零序過流Ⅱ段動作出口跳閘，經過47ms開關在分閘位置，1689ms保護裝置檢線無壓母線有壓合1240開關，重合閘成功。
綜上所述，A相接地故障時，武江站110kV武北線保護正確動作。
2.3 良村站智能備自投裝置動作分析
110kV良村站110kV備自投裝置採用南瑞繼保智能備自投RCS-9651C。110kV智能備自投運行定值在2區，見表3，其為智能備自投模式（重合閘模式）：①當良北線失壓時，合良村站良北線開關，恢復北區站供電；②當良村站母線失壓時，不切良村站東良線開關，直接合良村站良北線開關，恢復良村站供電；③當良村站孤網運行時，不切良村站東良線開關，同期合良村站良北線開關，若同期失敗，切良村站良灣線開關，再檢無壓合良村站良北線開關。
表3 110kV線路備自投定值
110kV武北線故障跳閘後，18∶28∶46∶407 110kV良村站110kV良北線1262線路失壓，即智能備自投裝置檢測到良北線失壓，滿足備自投模式（當良北線失壓時，合良村站良北線開關，恢復北區站供電。），因此，18∶28∶49∶327智能備自投動作，開出110kV良北線合閘命令，110kV良北線1262開關於18∶28∶49∶373合上。
3 動作時序及合環分析
110kV武北線A相瞬間接地故障保護動作時序見表4。
表4 保護動作時序表
分析上述保護裝置動作時序情況，可知110kV武北線保護跳閘後，110kV良北線線路失壓，良村站智能備自投RCS-9651C裝置滿足條件動作。期間，對側220kV武江保護裝置故障切除，重合閘滿足“檢線無壓母線有壓”合1240開關成功，本側北區站110kV武北線重合閘滿足“檢母無壓線有壓”也動作，最終110kV北區站與110kV良村站經110kV良北線形合環運行狀態（220kV武江-110kV北區- 110kV良村-110kV東郊-220kV馬壩）。
此環網運行情況為調度中心根據線路檢修、運行方式改變，電網各種合環狀態保護配合情況說明，並將根據電網實際變更、定值變更及重合閘方式變化而動態改變。此次動作分析可知，110kV北區站與110kV良村站經110kV良北線形合環運行狀態，如圖5所示，即220kV武江-110kV北區-110kV良村-110kV東郊-220kV馬壩，符合調度運行方式。
4 防範措施
4.1 定期檢查變壓器中性點放電間隙
運行實踐表明，曾因變壓器中性點放電間隙誤擊穿致使間隙保護動作的現象比較多。因此，為了提高間隙保護的工作可靠性，正確地整定放電間隙的間隙距離是非常必要的。在計算放電間隙的間隙距離之前，需要確定危及變壓器中性點安全的決定因素。要根據變壓器所在的系統的正序阻抗及零序阻抗的大小，計算電力系統發生了接地故障又失去中性點接地時是否會危及變壓器中性點絕緣，如果不危及，那麼根據衝擊過電壓來選擇放電間隙的距離。
北區站變壓器的間隙稍小，按照規程要求，主網站的變壓器，在高壓側的中性點要求不接地運行時候，110kV變電站的變壓器間隙零序保護中的間隙求在10～12cm之間，可是該變壓器超過了該間隙，事故後進行了更改。
4.2 合理配置線路重合閘與備自投動作時間
合理配置線路重合閘與備自投動作的時間，避免躲不過故障線路的重合閘時間，造成備自投動作於故障線路重合閘動作，導致系統合環運行。
4.3 兩側線路保護升級
兩側線路保護升級，兩側110kV線路保護具備光纖差動保護，快速動作，避免兩側重合閘不一致導致系統合環運行。
圖5 武江-北區-良村-東郊-馬壩符合合環要求
結論
本文通過對一起110kV線路保護動作與智能備自投重合閘動作而導致系統合環運行的方式進行分析，得出結論：雷擊110kV線路造成變壓器中性點放電間隙擊穿是引起110kV線路零序電流Ｉ段保護的重要原因。
在線路保護、智能備自投裝置的保護動作均正確的，同時，提出加強線路重合閘與備自投的合理配合及預防線路重合閘與備自投同時動作，提高間隙保護的工作可靠性，正確地整定放電間隙的間隙距離是非常必要的。同時，需要加強落實電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施的執行。
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