汪陽，嚴德祥，曹舉，顧沈卉

［摘 要］文章針對長慶油田馬嶺變發(fā)生的110 kV線路零序方向電流保護動作情況，從故障現(xiàn)象、保護原理、現(xiàn)場檢查等方面，利用錄波數(shù)據(jù)全面分析110 kV線路接地誘發(fā)變電所母線PT避雷器擊穿的故障發(fā)展過程，指出線路保護電流互感器（Current Transfo，CT）極性錯誤、線路絕緣子及母線電壓互感器（Potential Transformer，PT）避雷器絕緣性能下降等問題，提出加強設(shè)備檢修試驗管理、完善保護配置等相關(guān)措施。文章在逐步推演分析故障原因的同時，深入剖析調(diào)度故障處置流程，提出“統(tǒng)一時間基準點、厘清事件順序一條線”的聯(lián)合故障診斷方法，為復(fù)雜故障診斷提供有效方法。

［關(guān)鍵詞］零序方向電流保護；極性；絕緣性能；故障診斷

doi：10.3969/j.issn.1673 - 0194.2023.16.044

［中圖分類號］F273.1；TM773［文獻標識碼］A［文章編號］1673-0194（2023）16-0137-03

0? ? ?引 言

110 kV線路通常配置光纖差動保護作為主保護，距離保護、帶方向零序過流保護作為后備保護。在保護投運前，必須檢查互感器極性、二次回路接線，并校驗保護裝置的動作邏輯。然而，在現(xiàn)場實際運行中，會出現(xiàn)互感器極性錯誤導(dǎo)致的保護誤動與拒動，因此在做好保護校驗的同時需要進行帶負荷測試。

同時，當(dāng)前電網(wǎng)智能化建設(shè)正處于快速發(fā)展的關(guān)鍵時期，在數(shù)字化條件下實現(xiàn)快速準確的故障診斷，從而減少停電時間以保障油氣生產(chǎn)至關(guān)重要。在復(fù)雜故障分析過程中，須考慮上下游保護配合及保護范圍，結(jié)合站內(nèi)及上下游告警信息全面分析保護動作情況，這樣才能為故障排查提供依據(jù)。

1? ? ?保護動作及故障處置

馬嶺變有110 kV、35 kV、10 kV 3個電壓等級，總負荷約14 000 kW，其中10 kV側(cè)小電流接帶負荷約7 000 kW。該站所110 kV系統(tǒng)為單母線分段接線方式，110 kVⅡ段1113線為電源進線（上游變電站對應(yīng)1114出線開關(guān)），帶變電所全部負荷，110 kVⅠ段電壓互感器（Potential Transformer，PT）運行。110 kVⅠ段1111線空載運行，1112線為備用電源進線。

該變電站110 kV母線未配置母差保護。1113線采用南瑞繼保PCS-943AM型保護裝置，無光纖差動保護，相間距離保護、零序方向電流保護投入，故障電流從母線流向線路為保護動作正方向。110 kV 1113開關(guān)電流互感器（Current Transfo，CT）變比為600/5，接地距離I段定值為2.04Ω、0 s；對側(cè)變電站110 kV 1114開關(guān)CT變比為600/1，接地距離Ⅰ段定值為8.54Ω、0 s。

某日，該變電站對側(cè)1114開關(guān)、本側(cè)1113線開關(guān)相繼保護動作跳閘。對側(cè)1114開關(guān)接地距離Ⅰ段動作，故障相A相，保護測距50.15 km；本側(cè)1113開關(guān)接地距離Ⅰ段動作，故障相C相，保護測距5.9 km。

110 kV 1113線全長65 km。

保護動作跳閘后，經(jīng)調(diào)度初步判斷，認為變電站110 kV 1113線路故障，隨后將1113線路隔離，通過備用電源1112開關(guān)送電帶變電站負荷，由于變電站110 kV母線故障，送電不成功。

2? ? ?故障分析及現(xiàn)場檢查

2.1? ?故障錄波分析

故障跳閘時，該變電站110 kVⅠ段母線電壓與1113間隔電流波形如圖1所示，波形圖可分為幾個階段進行分析。

第一階段，1113線保護動作正方向指向線路，故障前1113線為電源進線運行電流0.33 A，相電流滯后相電壓4°，與實際潮流方向不符。由此可斷定1113開關(guān)電流互感器保護繞組極性接線錯誤。

第二階段，持續(xù)約4個周波，110 kV系統(tǒng)A相接地，對側(cè)1114開關(guān)接地距離Ⅰ段保護動作跳閘。此時弱饋側(cè)1113開關(guān)無零序大電流，由此可斷定110 kV線路發(fā)生A相接地故障。西馬線電源側(cè)保護動作切除故障時，馬嶺變110 kV非故障相電壓由正常運行時的60 V升高至70～75 V（不超過1.4倍運行相電壓），說明在故障切除過程中產(chǎn)生工頻暫態(tài)過電壓，該過電壓屬于故障切除時的正?，F(xiàn)象。

第三階段，故障轉(zhuǎn)換為AC相接地，持續(xù)約400 ms；隨后故障轉(zhuǎn)換成C相接地，持續(xù)約600 ms。在此階段，因站所下游10 kV小電流為系統(tǒng)提供較小的故障電流，且該變電站110 kV系統(tǒng)轉(zhuǎn)為中性點不接地系統(tǒng)，110 kV中性點電壓高達180 V，超過主變間隙零序保護定值150 V，因過電壓為間隙性失電，且無間隙零序電流，未能持續(xù)保持0.5 s延時，因此主變高壓側(cè)間隙零序保護未動作跳閘。

第四階段，對側(cè)1114開關(guān)延時1 s后重合，此時弱饋側(cè)1113開關(guān)C相電流Ic及零序電流3IO約10 A，接地距離Ⅰ段保護動作跳閘，弱饋側(cè)有大電流說明下游有故障點［1］。由此可斷定1113開關(guān)背側(cè)發(fā)生C相接地故障，因1113開關(guān)保護動作正方向指向線路，故1113開關(guān)電流互感器保護繞組極性接反。

2.2? ?線路故障

根據(jù)對側(cè)1114開關(guān)保護動作故障測距結(jié)果，對該線路50.15 km所在桿段進行檢查，發(fā)現(xiàn)#170桿A相第一片絕緣子閃絡(luò)、導(dǎo)線有閃絡(luò)痕跡，如圖2所示。該線路于1995年建成投運，該桿段瓷質(zhì)絕緣子投運時間超過20年，絕緣性能下降。由此說明對側(cè)1114開關(guān)接地距離Ⅰ段保護動作正確，測距與實際故障點位置相近。

2.3? ?站所故障

經(jīng)現(xiàn)場檢查，110 kVⅠ段PT C相避雷器擊炸，造成本體與連接引線處發(fā)生斷裂，沖擊力造成引線反方向搭掛，且與PT本體發(fā)生碰撞，灼燒痕跡明顯，如圖3所示。

故障避雷器型號為Y10W5-100，避雷器額定電壓為100 kV，持續(xù)運行電壓80 kV。根據(jù)錄波分析，該避雷器擊炸為線路接地的繼發(fā)性故障，線路A相接地故障切除時，非故障相產(chǎn)生瞬時暫態(tài)過電壓最高70 V（一次側(cè)約77 kV）。經(jīng)試驗發(fā)現(xiàn)，未擊炸的AB相避雷器0.75 U 1 mA下的泄漏電流均大于50μA。因此，110 kV

Ⅰ段PT C相避雷器擊炸原因為長期運行導(dǎo)致的絕緣性能下降。

2.4? ?二次回路檢查

110 kV線路保護要求以指向線路側(cè)為保護動作正方向，CT一次側(cè)極性端P1靠母線，二次側(cè)同名端S1為首進保護裝置［2］，如圖4所示。經(jīng)現(xiàn)場檢查，弱饋側(cè)1113開關(guān)保護CT一次側(cè)P1靠線路側(cè)，二次側(cè)S1為首進保護裝置，不滿足保護動作正方向CT極性接線要求。

2.5? ?小電源并網(wǎng)安全分析

根據(jù)錄波分析，上游電源跳閘后，小電源機組并網(wǎng)容量較大，在故障長線路空載無功支撐作用下，引起機組長時間（12 s）倒送電未脫網(wǎng)，對系統(tǒng)產(chǎn)生較大的安全隱患。

為了瞄準國家“雙碳”目標，越來越多的伴生氣、分布式光伏風(fēng)電等小電源將并入電網(wǎng)，面對高比例分布式電源并網(wǎng)，電力電子型逆變電流源采取了防孤島保護措施，但對于下游傳統(tǒng)伴生氣發(fā)電機組并網(wǎng)未采取防孤島措施。

目前，分布式電源堅持“自發(fā)自用、余電不上網(wǎng)”的原則，為了確保電網(wǎng)安全運行，計劃在分布式電源并網(wǎng)點安裝逆功率保護裝置［3］，當(dāng)上游電網(wǎng)發(fā)生故障分布式電源倒送短路電流時，并網(wǎng)點逆功率保護裝置動作跳閘，將分布式電源與電網(wǎng)隔離，確保大電網(wǎng)運行與檢修安全。

2.6? ?故障處置流程分析

因變電站1113開關(guān)與對側(cè)1114開關(guān)幾乎在同一時間跳閘，調(diào)度人員誤認為線路故障，在故障處置過程中存在疏漏。

一是系統(tǒng)故障后未能及時查看錄像，導(dǎo)致故障處置前期未及時發(fā)現(xiàn)站內(nèi)設(shè)備故障。在保護動作跳閘后系統(tǒng)故障發(fā)生轉(zhuǎn)換，變電站內(nèi)110 kV避雷器故障C相接地，錄像回放過程中可明顯看到在接地過程中產(chǎn)生弧光放電（應(yīng)同時伴有異常響動），值班員只是根據(jù)跳閘告警信息及線路測距結(jié)果片面認為線路故障，后續(xù)恢復(fù)供電過程中在站內(nèi)設(shè)備接地情況下對備用電源開關(guān)進行操作，帶故障多次試送電存在較大風(fēng)險。

二是調(diào)度信息傳遞存在漏洞。調(diào)控中心下令操作備用電源開關(guān)送電期間信息傳遞不對稱，在變電站內(nèi)故障點未隔離情況下，操作維護班在戶外查看設(shè)備情況，存在較大的安全隱患。

三是系統(tǒng)告警監(jiān)控不到位。在故障處置過程中，因故障信息較多，值班員未能綜合判斷調(diào)控系統(tǒng)報文及保護動作信息，導(dǎo)致誤判帶故障送電。

四是缺乏聯(lián)合分析的網(wǎng)絡(luò)化思維。調(diào)度指揮在故障判斷時未能從繼電保護動作行為及故障錄波多源信息入手，導(dǎo)致故障判斷較為片面，應(yīng)從電網(wǎng)全局、多源故障信息入手，采用“統(tǒng)一時間基準點、厘清事件順序一條線”的方法對大數(shù)據(jù)進行聯(lián)合推演論證。

3? ? ?采取措施

（1）項目部加強設(shè)備檢修管理。檢修單位嚴格按照電氣設(shè)備檢修作業(yè)操作規(guī)程要求，嚴格設(shè)備檢修、試驗周期管理，并將避雷器檢查、試驗作為重點工作任務(wù)管理，避免此類故障再次發(fā)生。

（2）線路維護班更換瓷質(zhì)懸式絕緣子。本次110 kV故障線路瓷質(zhì)絕緣子使用年限已超20年，瓷質(zhì)絕緣子的使用壽命為15～25年。后期必須逐步更換“服役期滿”的瓷質(zhì)絕緣子。

（3）項目部嚴格二次回路檢驗及保護調(diào)試。按照規(guī)程規(guī)范及反措要求，加強新建、改建站所間隔設(shè)備試驗、驗收，做好各間隔CT極性核查，運行狀態(tài)下帶負荷數(shù)據(jù)分析及向量圖核對，確保新建、改建、擴建間隔保護一次性正確投入，從源頭杜絕因一、二次回路接線錯誤，試驗漏項，數(shù)據(jù)核對不及時等導(dǎo)致保護誤動拒動問題發(fā)生［4］。

（4）繼保部門加強大量分布式電源并網(wǎng)保護配置分析。針對高比例分布式電源并網(wǎng)的發(fā)展趨勢，需要進一步分析電網(wǎng)潮流，計算大容量并網(wǎng)對上游系統(tǒng)故障電流的影響，充分考慮保護配置、定值配合及運行檢修的安全性。針對自發(fā)自用余電不上網(wǎng)的分布式電源，加裝逆功率保護裝置，防止功率倒送。

（5）項目部加強培訓(xùn)，提升值班人員故障判斷能力。值班人員切實掌握調(diào)控系統(tǒng)、視頻監(jiān)控系統(tǒng)等各平臺的告警信息查看與主體功能，有效發(fā)揮相關(guān)系統(tǒng)在應(yīng)急處置過程中的效用，確保異常情況及時發(fā)現(xiàn)。同時，強化值班員對變電站一次后臺間隔圖、保護裝置告警信息的查看應(yīng)用，通過多種信息渠道綜合判斷。

（6）繼保部門優(yōu)化故障測距及保護配置。針對線路與站所同一時間段復(fù)合性故障，在變電站無母線保護的情況下容易導(dǎo)致故障范圍的誤判，后續(xù)計劃完善110 kV電壓等級母差保護，并在110 kV線路部署分布式行波測距故障監(jiān)測終端［5］，實現(xiàn)對故障類型、故障點的精確判斷。

主要參考文獻

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［2］胡金玉，曹際華.變電站繼電保護二次極性的分析［J］.湖北電力，2010（6）：15-17.

［3］胡筱，趙喆，朱美玲，等.分布式光伏電站自發(fā)自用模式下的逆功率保護優(yōu)化配置研究［J］.自動化技術(shù)與應(yīng)用，2017（10）：124-127.

［4］國家能源局.繼電保護和電網(wǎng)安全自動裝置檢驗規(guī)程［S］.北京：中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會，2016：1.

［5］張懌寧，孟令軍，王越楊.基于非接觸式行波采集的分布式高壓直流故障測距方法［J］.電網(wǎng)與清潔能源，2020（4）：55-59，65.