2022, Vol. 40
继电保护装置在电力系统中扮演着重要角色，其动作的正确与否直接影响整个系统的安全稳定运行[1-6]。故障出现时，继电保护须快速、可靠、有选择性地切除故障，以保证系统的稳定运行[7-13]。虽然目前微机保护技术已较为成熟，但保护拒动或误动事件仍偶有发生[14-21]，找出事件原因并进行及时整改，有利于提高系统的安全可靠性。本文针对一起由线路负荷侧故障引起三座变电站线路开关越级跳闸事件进行分析，结合保护装置报文、故障录波图等对跳闸原因进行查找，并提出整改建议。
1 事件经过图 1为甲、乙、丙三站一次系统联系图。故障发生前，110 kV甲站为负荷站，通过110 kV乙站供电。事件经过如下。
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| 图 1 甲乙丙站一次系统联系图 Figure 1 Contact diagram of primary system of A, B and C stations |
（1）16：37：27.691，110 kV甲站35 kVⅡ母发出接地告警，同时主变压器中、低后备保护装置发出复合电压启动信号；16：45：53.15，A线3115保护过流Ⅰ段动作跳闸，1.635 s后重合闸动作，开关合上。
（2）16：45：55.518，110 kV乙站110 kV B线112保护相间距离Ⅲ段动作跳闸，经2.07 s后重合闸动作，开关重合成功后3.208 s，保护相间距离Ⅲ段再次动作跳闸，开关分闸。
（3）16：45：56.251，220 kV丙站110 kV C线117保护距离Ⅲ段动作跳闸，1.568 s后重合闸动作，开关合上。
2 事件调查及动作分析动作事件后，第一时间对动作设备进行检查、调取录波记录及相关信息。
2.1 110 kV甲站相关保护检查及动作分析 2.1.1 保护检查（1）检查监控后台记录，仅有35 kVⅡ母接地报文，事件发生时，后台掉电异常。
（2）检查35 kV小电流接地选线装置，在16：37：27.69，装置记录35 kVⅡ母接地告警，此时零序电压高达34.2 V（定值30 V），告警时长不低于11.213 s。因装置现场未设计相关跳闸出口回路，故仅记录告警事件。
（3）检查35 kV A线3115保护装置及其开关，装置型号ARL-851。16：45：53.15时，保护装置过流Ⅰ段动作（三相短路电流分别为39.37 A、55.33 A、55.95 A；定值：15 A、0.3 s、过流Ⅰ段方向退出），经1.635 s后重合闸（定值1.5 s）出口动作，开关合上。因装置老旧、程序版本低，无录波记录。
通过故障电流可以看出，故障类型为相间故障，最高相故障电流经开关TA变比300/5，折算至一次电流值为3357 A，故35 kV A线3115线路保护动作正确。
（4）检查主变压器保护装置及三侧开关，装置型号ART-811（差动保护）、RT-812（后备保护），三侧开关均在合位。经校验主变压器保护装置功能及出口均正确，按时间先后顺序整理主变压器保护装置运行告警信号记录，结果如表 1所示。装置无保护动作事件报文。主变压器高、低压侧电流互感器（TA）试验及绕组数据正常，中后备保护TA有烧伤痕迹、数据异常，差动及后备保护间有死区，无录波记录。
| 表 1 主变压器保护装置运行告警报文 Table 1 Operation warning messages from the main transformer protection device |
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对于主变压器中压侧存在故障时中后备保护未动作现象，经现场检验保护功能及出口均正常，观察中后备保护TA外观，判断是由外部高温灼伤引起TA损坏，推测故障点位于主变压器中压侧3117开关触头与中后备保护TA之间，而中后备保护TA无法感应到故障电流，所以其中后备保护不动作。
甲站主变压器中后备保护及差动TA分布示意图如图 2所示，可见，故障点在主变压器差动保护动作区域外，因此主变压器差动保护不动作。
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| 图 2 甲站主变压器中后备及差动TA分布示意图 Figure 2 Schematic diagram of the distribution of backup and differential TA in the main transformer of station A |
由于事件中甲站无录波记录，为分析甲站主变压器高压侧154开关保护不动作，需借助受甲站故障电流影响引起的乙站B线112保护动作的录波记录，图 3为乙站B线112保护动作录波图。
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| 图 3 乙站B线112保护动作录波图 Figure 3 The oscillogram of the protection action of Line 112 of line B at Station B |
由图 3可知，在16：45：52.353至16：45：55.517，乙站B线112保护二次故障电流为13.1 A，其TA变比为600/5，折算后一次电流为1572 A；甲站主变压器高压侧154开关TA变比为300/5，经计算该侧二次故障电流为26.2 A，超过主变压器高压侧复压过流Ⅰ段定值4.42 A。由于甲站主变压器高压侧电压波动很小，高压侧复合电压闭锁仅开放26 ms（见表 1），未达到复压过流Ⅰ段时间定值1.5 s，且故障发生时高后备保护未投入高压侧经中、低压侧复压闭锁控制，因此甲站主变压器高压侧复压过流不动作。同时可知，因乙站B线112故障电流持续存在，故甲站主变压器中压侧相间故障持续存在（故障区域见图 2），而甲站主变压器高压侧无零序电流，因此零序过流保护（定值：2.5 A、0.3 s）不动作。
2.2 110 kV乙站相关保护检查及动作分析（1）检查乙站B线112保护装置及其开关，装置型号PSL621C。装置发出保护跳闸后，开关重合成功，保护再次跳闸，开关在分位，调取的保护动作录波图见图 3。由图 3可知，16：45：52.413时乙站B线112保护启动，经延时3.104 s相间距离Ⅲ段（定值：11 Ω、3.1 s）动作跳闸，16：45：57.588时成功启动重合闸，后于16：46：00.796相间距离Ⅲ段再次动作跳闸。由于保护装置采用四边形阻抗继电器原理的相间距离保护Ⅲ段作为线路保护，故按照说明书要求及定值整定参数，借助CAAP2008X软件，可得到如图 4所示的乙站B线112线路相间阻抗图。
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| 图 4 乙站B线112线路相间阻抗图 Figure 4 Phase⁃to⁃phase impedance diagram of line 112 of line B at station B |
由图 4可知，在此时段内乙站B线112线路相间距离Ⅲ段短路阻抗在整定的四边形阻抗动作区域内，保护动作正确，但由于后加速Ⅲ段控制退出且测量阻抗未达到后加速Ⅱ段条件，导致后加速保护未动作。
（2）检查乙站C线113保护装置及其开关，装置型号PSL621C。装置仅有保护启动，调取录波分析图如图 5所示。由图 5可知，故障时刻三相电压均滞后电流110°左右，为反方向故障特征，因此距离保护不动作。此外，在故障发生后296 ms，母线电压首次低于90 V（低电压启动定值）。
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| 图 5 乙站C线113保护启动录波分析图 Figure 5 Recording analysis diagram of 113 protection activation of Line C at Station B |
总之，乙站B线112距离保护CPU采用电铁程序（4.53/ACC5），乙站C线113距离保护CPU采用常规程序（4.53/FCF9）。PSL621C系列保护装置主要启动元件为相电流突变量启动元件（乙站C线113启动方式）。为了防止冲击性负荷时线路保护频繁启动，电铁程序采用相电流突变量启动元件和低电压启动元件（任意相间电压低于“低电压启动定值”）“与”逻辑，即同时满足相电流突变量以及低电压启动条件保护才能启动（乙站B线112启动方式）。因此，乙站B线112保护装置在故障发生296 ms后满足电压启动条件，并在340 ms后相电流突变量再次满足条件，乙站B线112保护装置启动，同时可知乙站B线112保护启动时间应滞后乙站C线113保护启动时间340 ms。
2.3 220 kV丙站相关保护检查及动作分析检查丙站C线117保护装置及其开关，装置型号RCS-941A。装置发出保护跳闸后开关重合成功，开关在合位，调取的保护动作录波图见图 6。
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| 图 6 丙站C线117保护动作录波图 Figure 6 The oscillogram of 117 protection action of Line C at Station C |
由图 6知，16：45：52.831时，丙站C线117保护启动，经延时3.42 s后相间距离Ⅲ段（定值：60 Ω、3.4 s）动作跳闸，16：45：57.819时，重合闸启动，再经延时1.568 s后重合闸（定值1.5 s）出口动作，开关合上。由于装置采用多边形阻抗继电器原理的相间距离保护Ⅲ段作为线路保护，故按照说明书要求及定值整定参数，借助CAAP2008X软件，可得到如图 7所示的丙站C线117线路相间阻抗图。
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| 图 7 丙站C线117线路相间阻抗图 Figure 7 Phase⁃to⁃phase impedance diagram of line 117 of at line C station C |
由图 7可知，在此时段内丙站C线117线路相间距离Ⅲ段短路阻抗在整定的多边形阻抗动作区域内，保护动作正确。
2.4 甲、乙、丙三座变电站相关保护动作时序分析现场乙站C线113启动时间为16：45：52.73，丙站C线117启动时间为16：45：52.831，两侧相差约758 ms，由于故障电流大，C线两侧保护应同时启动，所以变电站同步时钟系统对时时间丙站滞后乙站约758 ms。综上所述，三座变电站真实的保护动作时序图应如图 8所示。
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| 图 8 甲乙丙站相关保护动作时序 Figure 8 Action sequence of related protection of A, B and C stations |
根据分析，由于110 kV甲站35 kV A线3115线路负荷侧故障导致该线路保护动作，且保护动作正确，但过大的故障电流对110 kV甲站一次设备造成了两次冲击，使得绝缘降低发生短路故障，引起设备损坏。推测故障点在110 kV甲站主变压器中后备保护TA与中压侧3117开关触头之间，位于差动及中后备保护动作区域外，且高后备保护复压开放时间过短，所以110 kV甲站主变压器保护未动作属于正常现象。110 kV乙站B线112线路保护作为110 kV甲站主变压器远后备保护，动作跳B线112开关隔离故障，保护动作正确，因故障为永久故障，保护再次动作将故障切除。220 kV丙站C线因保护启动超前110 kV乙站B线340 ms，保护动作正确。
3 存在的问题及整改措施（1）110 kV甲站主变压器中压侧TA绕组使用不规范，未实现保护范围最大化。需根据文献[22-23]等相关规程文件进行TA绕组配置及使用，避免保护范围死区问题，实现保护范围最大化。
（2）110 kV甲站后台监控主机电源接线不规范。监控后台主机电源未接入不间断电源（UPS）装置，造成站用变压器失压时监控后台主机失电，未能记录保护动作信息。建议根据要求，完善监控后台主机电源配置UPS装置，以确保设备可靠运行。
4 结语本文介绍了一起由线路故障引起的三座变电站线路开关越级跳闸事件，通过分析找出了跳闸原因，并针对存在的问题提出相应的整改建议，以提高系统的安全可靠性。
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