导读
广东电网有限责任公司韶关供电局的研究人员徐兴发，在2018年第6期《电气技术》杂志上撰文，文针对一起110kV线路保护动作与智能备自投重合闸动作，导致系统合环运行的方式进行了详细的分析，通过对事故现场的检查、保护装置动作波形的分析，得出雷击110kV线路造成变压器中性点放电间隙击穿是引起110kV线路零序电流Ｉ段保护，提出了线路重合闸与备自投动作的时间需要合理配合以及预防合环运行情况的防范措施，对落实电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施具有良好的借鉴作用。
2016年08月09日18∶28∶45.733，110kV武北线雷击过电压引起A相接地故障，同时造成110kV北区站变压器中性点放电间隙击穿，110kV北区站110kV武北线保护装置零序过流Ⅰ段、距离Ⅰ段保护动作跳1240开关，重合闸动作1240开关闭合。
对侧220kV武江站110kV武北线保护装置零序过流Ⅱ段、距离Ⅱ段保护动作跳1240开关，重合闸动作1240开关闭合。同时，110kV良村站智能备自投RCS-9651C装置动作重合闸合110kV良北线，导致系统110kV北区站与110kV良村站经110kV良北线形合环运行状态，即220kV武江—110kV北区—110kV良村—110kV东郊—220kV马坝。
1 事故前运行方式
1.1 110kV北区站事故前运行状态
110kV北区站110kV武北线在运行状态，如图1所示，110kV 1M运行，110kV良北线1262开关在合闸状态（对侧1262开关在热备用状态）；#1主变高压侧1101、低压侧501开关均在合闸状态、中性点不接地（111000断开）状态；#2主变高压侧1102开关、低压侧502开关均在合闸状态、中性点不接地（112000断开）状态；10kV 1M与10kV 2M分段500开关分闸状态。
1.2 110kV良村站事故前运行状态
110kV良村站110kV东良线在运行状态，如图2所示，110kV良湾线在运行状态，110kV 1M运行，
图1 110kV北区站主接线示意图
图2 110kV良村站主接线示意图
110kV良北线1262开关在热备用状态；#1主变高压侧1101、低压侧501开关均在合闸状态；#2主变高压侧1102开关、低压侧502开关均在合闸状态；10kV 1M与10kV 2M分段500开关分闸状态。
1.3 事故前电网的运行方式
110kV武北线两侧在运行状态，110kV北区站110kV良北线1262开关在合闸状态，对侧110kV良村站1262开关在热备用状态；110kV良村站110kV智能备自投当良北线失压时，合良村站良北线开关，恢复北区站供电。110kV良北线作为2个220kV系统的开环点，系统电网正常运行时，110kV良北线断开，形成开环点，如图3所示。
图3 电网示意图
2 保护动作行为分析
2.1 北区站110kV武北线故障动作分析
110kV北区站110kV武北线采用南瑞继保RCS-941保护装置。初步判断为雷雨天气引起110kV武北线A相接地故障，故障时Ⅰ母A相电压降低，产生了零序电压，A相故障接地过流二次电流12.24A，CT变比为400/5，即故障A相一次电流979.2A，零序电流二次值为30.21A。现场打印保护装置动作报告，查看动作报告时序见表1。
由表1可知，零序过流Ⅰ段、距离Ⅰ段动作出口跳闸[1-2]。110kV武北线零序Ⅰ段保护启动（故障电流30.21A＞过流Ⅰ段保护电流定值12.5A），故障持续18ms保护装置零序过流Ⅰ段动作出口跳闸，经过60ms开关在分闸位置，2761ms保护装置检母无压线有压合1240开关，重合闸成功。表2所示为110kV武北线保护定值可知110kV武北线保护装置投入重合闸（投检同期方式与检母无压线有压）。
表1 110kV武北线保护动作时序情况
表2 110kV武北线保护定值
现场调取110kV武北线保护装置的动作波形文件进行分析，如图4所示。
图4 110kV武北线保护装置动作波形
1）零序保护动作
根据线路保护装置RCS-941技术说明书，正方向的零序正方向继电器的动作方程为
（1）
式中，为3U0的幅角；为3I0的幅角；为系统零序阻抗角，一般为80°。
根据保护动作波形可知，3I0超前3U0大于75°，并结合零序正方向继电器的式（1）可得，P0＜1VA，满足零序正方向继电器动作条件保护装置判为正方向故障[3-10]；同时零序电流3I0（30.21A）远大于保护装置零序Ⅰ段定值（12.5A），满足零序方向过流Ⅰ段的判据，因此，110kV武北线线路保护起动后，开关在18ms零序Ⅰ段动作，发出三相跳闸。
A相接地故障时，零序电流3Io为30.21A，已经达到武北线零序过流Ⅰ段动作值12.5A及动作时限，且自产零序3U0为54.82V，零序电流超前零序电压75°，线路零序保护判断零序功率方向为正方向，快速动作。
针对110kV北区站110kV为中性点不接地系统，并基于运行方式，正常情况线路零序保护不应动作。因此，开展事故动作形成检查，发现#1主变中性点间隙有击穿放电的痕迹[8]，间接引起系统运行方式变为中性点接地系统，从而引起110kV武北线零序出口动作，保护属于正确动作。
查看110kV北区站两台主变保护定值，可知主变110kV侧后备保护不接地时零序过压、间隙零序过流、零序过流都没有投入控制字，所以当110kV武北线A相接地故障时，引起#1主变中性点间隙击穿，主变备保护不会动作。
2）距离保护动作
雷击过电压引起武北线A相接地，电压下降很快，按电流最大的点计算，接地阻抗Zzd=U/I(1+k)= 5.8/(12.24×1.6)=0.296＜接地距离Ⅰ段定值0.31，故障点在距离Ⅰ段保护整定值范围内，故距离保护正确动作。
由上述分析可知，雷击过电压引起A相接地故障时，北区站110kV武北线保护装置正确动作。
2.2 武江站110kV武北线保护动作分析
220kV武江站110kV武北线保护装置动作报告，可知，武北线A相接地故障，故障时Ⅱ母A相电压降低，产生了零序电压，A相故障接地过流二次电流6.25A，CT变比为800/1，即故障A相一次电流5000A，零序电流二次值为6.25A。现场查看保护装置动作报告，可知零序过流Ⅱ段、距离Ⅱ段动作跳闸。
零序Ⅱ段保护启动（故障电流6.25A＞过流Ⅱ段保护电流定值2.5A），故障持续620ms保护装置零序过流Ⅱ段动作出口跳闸，经过47ms开关在分闸位置，1689ms保护装置检线无压母线有压合1240开关，重合闸成功。
综上所述，A相接地故障时，武江站110kV武北线保护正确动作。
2.3 良村站智能备自投装置动作分析
110kV良村站110kV备自投装置采用南瑞继保智能备自投RCS-9651C。110kV智能备自投运行定值在2区，见表3，其为智能备自投模式（重合闸模式）：①当良北线失压时，合良村站良北线开关，恢复北区站供电；②当良村站母线失压时，不切良村站东良线开关，直接合良村站良北线开关，恢复良村站供电；③当良村站孤网运行时，不切良村站东良线开关，同期合良村站良北线开关，若同期失败，切良村站良湾线开关，再检无压合良村站良北线开关。
表3 110kV线路备自投定值
110kV武北线故障跳闸后，18∶28∶46∶407 110kV良村站110kV良北线1262线路失压，即智能备自投装置检测到良北线失压，满足备自投模式（当良北线失压时，合良村站良北线开关，恢复北区站供电。），因此，18∶28∶49∶327智能备自投动作，开出110kV良北线合闸命令，110kV良北线1262开关于18∶28∶49∶373合上。
3 动作时序及合环分析
110kV武北线A相瞬间接地故障保护动作时序见表4。
表4 保护动作时序表
分析上述保护装置动作时序情况，可知110kV武北线保护跳闸后，110kV良北线线路失压，良村站智能备自投RCS-9651C装置满足条件动作。期间，对侧220kV武江保护装置故障切除，重合闸满足“检线无压母线有压”合1240开关成功，本侧北区站110kV武北线重合闸满足“检母无压线有压”也动作，最终110kV北区站与110kV良村站经110kV良北线形合环运行状态（220kV武江-110kV北区- 110kV良村-110kV东郊-220kV马坝）。
此环网运行情况为调度中心根据线路检修、运行方式改变，电网各种合环状态保护配合情况说明，并将根据电网实际变更、定值变更及重合闸方式变化而动态改变。此次动作分析可知，110kV北区站与110kV良村站经110kV良北线形合环运行状态，如图5所示，即220kV武江-110kV北区-110kV良村-110kV东郊-220kV马坝，符合调度运行方式。
4 防范措施
4.1 定期检查变压器中性点放电间隙
运行实践表明，曾因变压器中性点放电间隙误击穿致使间隙保护动作的现象比较多。因此，为了提高间隙保护的工作可靠性，正确地整定放电间隙的间隙距离是非常必要的。在计算放电间隙的间隙距离之前，需要确定危及变压器中性点安全的决定因素。要根据变压器所在的系统的正序阻抗及零序阻抗的大小，计算电力系统发生了接地故障又失去中性点接地时是否会危及变压器中性点绝缘，如果不危及，那么根据冲击过电压来选择放电间隙的距离。
北区站变压器的间隙稍小，按照规程要求，主网站的变压器，在高压侧的中性点要求不接地运行时候，110kV变电站的变压器间隙零序保护中的间隙求在10～12cm之间，可是该变压器超过了该间隙，事故后进行了更改。
4.2 合理配置线路重合闸与备自投动作时间
合理配置线路重合闸与备自投动作的时间，避免躲不过故障线路的重合闸时间，造成备自投动作于故障线路重合闸动作，导致系统合环运行。
4.3 两侧线路保护升级
两侧线路保护升级，两侧110kV线路保护具备光纤差动保护，快速动作，避免两侧重合闸不一致导致系统合环运行。
图5 武江-北区-良村-东郊-马坝符合合环要求
结论
本文通过对一起110kV线路保护动作与智能备自投重合闸动作而导致系统合环运行的方式进行分析，得出结论：雷击110kV线路造成变压器中性点放电间隙击穿是引起110kV线路零序电流Ｉ段保护的重要原因。
在线路保护、智能备自投装置的保护动作均正确的，同时，提出加强线路重合闸与备自投的合理配合及预防线路重合闸与备自投同时动作，提高间隙保护的工作可靠性，正确地整定放电间隙的间隙距离是非常必要的。同时，需要加强落实电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施的执行。
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