关于一次电网事故的继电保护动作分析

1 事故前的运行方式 
　　台山站：1号主变220kV侧中性点221000、110kV侧中性点11000地刀在合闸位置，2号主变220kV侧中性点222000、110kV侧中性点12000地刀在断开位置。  研究生论文发表
　　台山站：110kV1M母线与110kV2M母线经110kV母联100开关并列运行；1号主变110kV侧101、110kV台北线121、110kV台长线122、110kV台联线125、110kV台红线126挂110kV1M母线运行；2号主变110kV侧102、110kV台斗乙线127、110kV台湖线129、110kV台塔甲线130挂110kV2M母线运行。 
　　北区站、长塘站，公益站：110kV台北线、110kV台长线、110kV长公线、110kV北公线环网运行，带北区站、长塘站、公益站负荷。 
　　白沙站：由塔山站110kV塔沙线供电。 
　　2 事故经过 
　　2009年7月22日11h44min06s472.9ms，110kV台斗乙线C相故障，台山站110kV台斗乙线零序过流Ⅰ、距离Ⅰ段保护动作，因开关拒动。引起零序过流Ⅱ、Ⅲ段，距离Ⅱ、Ⅲ段相继动作。11h44min08s809.5ms：台山站l号主变110kV侧零序方向过流Ⅱ段第二时限（t=2.3s）动作，跳开l号主变三侧开关。11h44min09s159.7ms：台山110kV台联线零序过流Ⅱ段动作，开关跳闸，不重合。11:44:09：778.9s：台山站2号主变复合电压方向过流Ⅰ段第一时限（t=3.3s）动作，跳110kV母联100开关，引起台山站110kv1M母线失压，同时引起北区站、长塘站、公益站、联盛站、红岭站等5个110kV站全站失压。11h44min10s126.9ms：台山站2号主变复合电压方向过流I段第二时限（t=3.6s）动作，跳2号主变110kV侧102开关，引起台山站110kV2M母线失压，同时引起横湖站、塔山站、白沙站等3个110kV站全站失压。 
　　3 事故处理情况 
　　1）11h54min，由110kV昌益线带北区站、长塘站、公益站等3个110kV站的负荷运行。2）11h56min，由110kV斗红线供电红岭站负荷运行。3）12h15min台山站拉开110kV台斗乙线1274、1272刀闸，并经检查110kV母线无异常。4）12h30min台山站合上2号主变110kV侧102开关，向110kV2M母线充电正常。5）12h35min台山站供电110kV台塔甲线、110kV台湖线；12：40时塔山站、白沙站、横湖站恢复正常供电。6）12h46min台山站合上110kV母联100开关，充电110kV1M母线。7）12h40min台山站供电110kV台联线，12：50时联盛站恢复正常供电。8）13h16min台山站l号主变投入运行，13：24时110kV系统恢复正常方式。 
　　4 保护动作分析  研究生论文发表
　　4.1 号主变、2号主变继保装置中压侧后备保护定值整定情况 
　　1）1号主变、2号主变中压侧的CT变比1200/5。2）1号主变、2号主变中压侧复合电压方向过流定值4.38A；第一时限3.3s切母联，第二时限3.6s切变中。3）中压侧零序方向过流Ⅰ段电流定值31.4A，第一时限1.5s切母联，第二时限1.8s切变中。4）中压侧零序方向过流Ⅱ段电流定值2.9A，2.3s切主变三侧。5）110kV台斗乙线零序Ⅰ段电流33A，时间0s；零序Ⅱ段电流10A，时间0.9s；零序Ⅲ段电流2.9A，时间1.8s。6）110kV台联线零序Ⅰ段电流8A，时间0s；零序Ⅱ段电流2A、时间0.3s。　4.2 保护动作行为分析  
　　1）110kV台斗乙线C相故障，110kV台斗乙线距离I段、零序I段动作出口，开关拒动，故障仍然存在，引起110kV台斗乙线距离Ⅱ、Ⅲ段、零序Ⅱ、Ⅲ段相继动作，故障电流（二次值3Io=49A，Ic=49A，CT变比为600/5）。2）由于1号主变110kV侧中性点11000地刀在合闸位置，2号主变110kV侧中性点12000地刀在断开位置。所以只有1号主变有零序电流通过，故障电流（二次值3Io=25A，Ic=17A，CT变比为1200/5）只达到中压侧零序方向过流保护Ⅱ段保护动作值，2.3s切＃l主变三侧开关，此时，故障电流依然存在，再由＃2主变中压侧复压闭锁过流I段t1=3.3s跳开110kV母联100开关，t2=3.6s切开＃2主变中压侧开关。3）1号主变跳开三侧开关后，110kV系统失去接地点，成为不接地系统，单相接地，非故障相电压升高，变压器中性点电压升高，110kV台联零序保护动作是由于110kV联盛站主变中性点放电间隙击穿（有小水电）形成零序电流回路，致使零序Ⅱ段保护动作，0.3s跳闸。4）保护动作评价：这是一次典型开关拒动造成越级跳闸故障。从以上分析可以得出结论：故障时，台山站1号、2号主变保护、110kV台斗乙线保护、110kV台联线保护动作行为正确。  
　　5 开关机构故障分析  
　　台山站110kV台斗乙线开关由于“就地/远方”切换开关在远方位置时，接点不导通，“就地/远方”切换开关与跳闸回路串在一个回路上，导致保护动作出口后开关控制回路断线而拒动。又由于回路设计的缺陷，“就地/远方”切换开关在远方位置时该接点不导通，但不能报出控制回路断线告警信号。运行人员正常维护无法及时发现设备缺陷，埋下了运行隐患，从而导致此次大面积事故的发生。  
　　6 反事故措施  
　　根据这次故障现象（一次很普通的山火），继电保护装置动作行为正确，但事故影响很大，导致八个变电站停电，为避免此类事故再次发生，可采取以下方式：   研究生论文发表
　　1）从设计方案避免。保护跳闸回路是保护的最重要的回路之一，回路上的任何元件发生故障，都会造成保护出口而不能跳闸。因此，保护跳闸回路整个回路都应在监视的范围内，任何时候断开都应可靠发出“控制回路断线”信号以引起运行人员的注意，及时处理缺陷。2）从保护方案上考虑。主变中压侧后备保护零序保护建议增设一段跳母联开关而避免出线开关拒动时造成两段母线失压，造成大面积停电。3）从运行方式上考虑。110kV台斗乙线是热备用线路，一般不应接在主电源侧，从而避免在故障时对主系统造成不必要的冲击甚至大面积停电。 
　　7 小结  
　　通过此次电网事故的继电保护动作分析，总结出如下经验教训：  
　　1）加强对设计图纸的审查。图纸设计是一项十分专业的工作，但难免有出错的地方，这需要我们细心审查，发现其中的细小的错误；甚至在竣工投产后也经常对图纸进行检查，发现比较难以发现的错误。从而使继电保护装置完全发挥电网卫士的作用。2）加强对开关机构的维护工作，及时处理缺陷。运行人员一定要有忧患意识，任何细小的缺陷都有可能导致事故，一定要细心巡视，发现缺陷要积极要求修试部门及时处理缺陷。