一起高阻接地故障的事故分析

３２　一起高阻接地故障的事故分析　一起高阻接地故障的事故分析　广东电网公司汕尾供电局　王海明　Ａｎ　Ｅｖｅｎｔ’Ｓ　Ａｎａｌｙｓｉｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ＥａＣｈ　Ｆａｕｌｔ　ｗｉｔｈ　Ｈｉｇｈ　Ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ　Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ　Ｐｏｗｅｒ　Ｇｒｉｄ　Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ　Ｓｈａｎｗｅｉ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｕｐｐｌｙ　Ｂｕｒｅａｕ　Ｗａｎｇ　Ｈａｉｍｉｎｇ　摘要：分析了一起２２０ｋＶ线路发生Ａ相高阻接地故障，线路保护装置在先收到收讯输入变位信号的情况下，主程序　处理数据速度变慢，导致高频保护拒动，并对此提出预防及整改措施。　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ　ｔｈｉｓ　ｐａｐｅｒ，ｉｔ　ａｎａｌｙｓｅｓ　ａＤ　ｅａｒｔｈ　ｆａｕｈ　ｗｉｔｈ　ｈｉｇｈ　ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ　ｉｎ　ｐｈａｓｅ　Ａ　ｏｎ　ｔｈｅ　２２０ｋＶ　ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　ｌｉｎｅ．Ｔｈｅ　ｒｅｌａｙ　ｈａｓ　ｒｅｃｅｉｖｅｄ　ｔｈｅ　ｓｉｇｎａｌ　ｉｎ　ｔｈｅ　ＲＸ　ｉｎｐｕｔ　ｉｎ　ｔｈｉｓ　ｃａｓｅ，ｂｕｔ　ｉｔ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｒｅｌａｙ　ｗｉｔｈ　ｈｉｇｈ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ　ｃａｌｌ’ｔ　ｏｐｅｒａｔｅ．Ｂａｓｅｄ　ｏｎ　ｉｔｔｈｅ　，ｍｅａｓｕｒｅ　ｉｓ　ｐｒｏｖｉｄｅｄ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｒｅｃｔｉｉｃａｔｆｉｏｎ．　关键诃：高阻接地故障　高频保护Ｌｆ１　分类号：ＴＭ７７３　程序冲突　弱电源侧保护　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：Ｅａｒｔｈ　ｆａｕｌｔ　ｗｉｔｈ　ｈｉｇｈ　ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ　Ｈｉｇｈ　ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ　Ｐｒｏｇｒａｍ　ｃｏｎｆｌｉｃｔ　Ｗｅｃｋ　ｓｉｄｅ　ｐｏｗｅｒ　ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ　文献标识码：Ｂ　１．前言　２００４年９月１９日，某２２０ｋＶ线路发生Ａ相高阻　接地故障，甲侧为强电源侧，乙侧为负荷侧。双　侧均采用北京四方的ＣＳＬ１０１Ａ￣ＨＣＳＬ１０２Ａ双套保　护屏ＩＩ（ＣＳＬ１０１Ａ、ＣＳＩ１Ｏ１Ａ）瞬即高频零序启动，　１２ｍｓ高频保护启动，５０２ｍｓ￣Ｅ离ＩＩ段出口，跳开本　侧三相开关，并闭锁重合闸（由控制字整定：距离　ＩＩ段投永跳，闭锁重合闸），而乙侧ＣＳＬ１０１Ａ￣Ｈ　ＣＳＬ　１０２Ａ高频保护均在甲侧跳开时启动，但未能动　作出口。　护配置。甲侧保护屏Ｉ（ＣＳＬ１０２Ａ）在故障发生后，　即时高频零序启动，１７５ｍｓ高频零序停讯；而保　（上接第３　１页）　象。　７．结束语　经过实践，　“六”导线在“一牵六”进　行张力展放时，在大档距安装“分线器”，能有　效的避免子导线间的缠绕，提高了工作效率，加　快了工程进度，起到了降低施工成本、保证工程　质量的作用，值得在输电线路施工中借鉴及推　广。　随着超高压、特高压输电线路电压等级的不　图２“分线器”在５００ｋＶ紧凑型线路工程中的应用实例　期，优质、高效的完成了施工任务。　断升高，线路的设计已经向多、紧凑型方向　发展，在多导线展放施工中安装相应子导线　数量的“分线器”，将能起到重要的作用。　参考文献：　［１】沈志，杨晓川．超高压送变电动态报道．云南送变　电工程公司，２００６，１（１）：２６～３４　［２］郎福堂，鄂广全，张亚峰．官（亭）兰（州东）　７５０ｋＶ输变电工程施工技术论文集．北京送变电公司，　６３～６９　６．注意事项　在实际施工中，需准备足够的“分线器”方　能满足施工的需求。因为大档的“分线器”必须　待紧线后才能拆除，拆除时拉动麻绳（或小钢丝　绳），把“分线器”拉至滑轮边进行拆除；也就是　说导线要紧到离弧垂点ｌｍ左右才能拆除“分线　器”，然后再对导线弛度进行细致的调整，绝不　允许提前拆除“分线器”；否则，子导线在张力　小、弧度大的停止牵引状态一样会发生缠绕现　作者简介：　刘长春（１９７１一），男，长期从事输电线路工程施　工及管理工作　维普资讯 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●技术与管理　３３　表１录波数据计算结果　１　２　３　４　５　６　７　８　９　Ｉａｂ　Ｉｂｃ　Ｉｃａ　Ｏ．９ＯＯＯ　Ｏ　Ｏ．９ＯＯＯ　１．１０００　一０．０６６７　１．２３３３　Ｏ．２ＯＯＯ　—０．０６６７　Ｏ－３３３３　０．２０００　０．２０００　Ｏ　Ｏ．１３３３　—０．０６６７　Ｏ．２ＯＯＯ　１．６０００　—０．０６６７　１．４６６７　２．００００　Ｏ　２．６０００　１．９６６７　—Ｏ．Ｏ３３３　１．８６６７　０．６６６７　—０．０６６７　Ｏ．６ＯＯＯ　表２乙侧保护装置模拟实验情况　状态１　状态２　状态３　状态４　收讯输入（从状　态２开始开入）　有　高频零序辅　助启动情况　未启动　试　三相对称电压　三相对称电压　验　三相对称电流　３１０：０．０８Ａ　１　持续时间：１０ｍｓ　持续时间：１５０ｍｓ　三相对称电压　三相对称电压　３１０：０．２７Ａ　３１０：０．１５Ａ　持续时间：１Ｓ　持续时间：５００ｍｓ　三相对称电压　３１０：０．１５Ａ　持续时间：５００ｍｓ　试　三相对称电压　三相对称电压　三相对称电压　验　三相对称电流　３１０：０．０８Ａ　３１０：０．２７Ａ　２　持续时间：１０ｍｓ　持续时间：１５０ｍｓ　持续时间：１Ｓ　试　三相对称电压　三相对称电压　三相对称电压　验　三相对称电流　３１０：０．１５Ａ　３１０：０．２５Ａ　３　持续时间：１０ｍｓ　持续时间：５０ｍｓ　持续时间：５０ｍｓ　没有　启动　有　未启动　试　三相对称电压　三相对称电压　三相对称电压　三相对称电压　验　三相对称电流　３１０：０．１５Ａ　３１０：０，２５Ａ　３１０：０．３Ａ　４　持续时间：１０ｍｓ　持续时间：ｌＯＯｍｓ　持续时间：ｌＯＯｍｓ　持续时间：ｌＯＯｍｓ　试　三相对称电压　三相对称电压　三相对称电压　三相对称电压　验　三相对称电流　３１０：０．１５Ａ　３１０：０．２５Ａ　３１０：０．４Ａ　５　持续时间：１０ｍｓ　持续时间：ｌＯＯｍｓ　持续时间：ｌＯＯｍｓ　持续时间：ｌＯＯｍｓ　有　未启动　没有　启动　２．甲侧保护动作情况　从甲侧的报文可以看出，甲侧保护屏Ｉ在故障　发生后瞬即启动高频零序，１７５ｍｓ时发高频零序　停讯信号给对侧，而保护屏ＩＩ在故障瞬间起动高　频零序，１２ｍｓ时高频保护启动，５０２ｍｓ时距离ＩＩ段　出口，跳开本侧三相开关，并闭锁重合闸。对保　护装置和录波数据做进一步的分析得：甲侧保护　屏Ｉ的高频和距离ＣＰＵ为突变量启动，保护屏ＩＩ的　据的分析可以看出，乙侧零序电流已经超过保护　整定值，但保护装置并无出口。　４敬障模拟试验　针对这一现象，对乙侧的保护装置进行了模　拟试验，通过试验，表明在先收到收讯输入开入　时，高频保护零序辅助启动元件可能不能启动。　试验情况如表２所示。　５．动作情况的具体分析　５．１甲侧动作情况的具体分析　１）甲侧保护启动元件有以下：　高频、距离和零序ＣＰＵ为零序辅助启动。从录波　图上可以看出，此次故障电流从故障开始时逐渐　升高，对分散录波数据进行计算可以得出，相电　流差突变量处于启动条件（连续４点相电流差突变　电流差突变量启动元件ＤＩ　１：在大部分故障情　况下均能灵敏地启动，是主启动元件。其判据　为：△Ｉ　（相电流差突变量）＞ＩＱＤ（突变量启动定　量值大于ＩＱＤ＝１．０３）边缘，表１为具体计算结果。　因此，在此边缘条件下由于采样值的离散性　等，保护有可能突变量启动或零序辅助启动。　值）或Ａ３Ｉ。（零序电流差突变量）＞ＩＱＤ，当任一相相　电流差突变量连续４次超过门槛时，保护启动。　两健全相电流差突变量启动元件ＤＩ２：发展性　故障靠反映二个健全相电流差突变量的ＤＩ２启动。　３．乙侧保护动作情况　从乙侧的报文可以看出，乙侧保护屏Ｉ、ＩＩ在　线路故障发生后都没有启动，对保护装置报文和　录波数据做进一步的分析可以看出，故障刚开始　时零序电流很小，电流突变量也很小，故障相　Ａ相电压跌落不大，没有低于０．５倍Ｕｎ，故障特征　不明显，故障录波启动４５ｍｓ后零序电流开始慢慢　增大，此前已经有高频收讯输入。通过对录波数　零序电流辅助启动元件１０４：１０４作为单相经　大电阻接地或零序四段区内故障，而按照本线路　末端故障整定的ＤＩ１元件灵敏度不够时的启动元　件，它可以整定得比较灵敏，是辅助启动元件，　带１５０ｍｓ延时动作。其判据为：３Ｉ。＞ｉｏ４（零序电流　辅助启动定值）。　维普资讯 http://www.cqvip.com ３４　一起高阻接地故障的事故分析　从采样　中断　返回　图１保护程序的整体结构　静稳破坏检测元件：由一个反映ＢＣＮ的阻抗　元件和反映Ａ相电流元件构成，它的动作也略带　延时。　从甲侧的报文可以看出，甲侧故障电流在整　定值边缘条件下由于采样值的离散性等，保护有　可能电流差突变量启动或零序电流辅助启动。　２）故障发生时，甲侧高频保护启动后，转入　故障处理程序。首先采用突变量选相元件进行选　相，故障为单相故障首先投入接地距离元件，判　断为正方向故障本侧停信后，在经过５０ｍｓ（从发　生故障起计时）还未收到对侧高频保护判断为正　方向的讯号，程序进入振荡闭锁模块，至此甲侧　高频保护被闭锁，不动作。保护测量阻抗在距离　保护Ｉ段区外，ＩＩ段区内，甲侧只能靠距离保护　ＩＩ段出口跳开三相开关，并闭锁重合闸。　５－２乙侧动作情况的具体分析　１）乙侧保护程序的整体结构　所有保护ＣＰＵ程序的整体结构主要包括主程　序、采样中断服务程序和故障处理程序。正常运　行主程序，同时，每隔５／３ｍｓ采样间隔时间执行一　次中断服务程序并判断相电流差突变量启动元件　ＤＩ１是否动作。ＤＩ１元件不动作，采样中断服务程　序执行完后，正常返回主程序。如果ＤＩ１元件动　作，采样中断服务程序执行完后，转入执行故障　处理程序，完成相应保护功能，直至整组复归，　返回正常运行的主程序。　主程序主要进行初始化和各种自检项目。上　电或复位后，对硬件系统进行初始化。完成初始　化后，即执行自检项目，包括有：①定值检查；　②Ｅ　ＰＲＯＭ求和自检；③开出回路检查；④定值　选择拨轮开关及压板开入量的监视；⑤开入量监　视：在运行中检测到开入量状态发生异常变化，　例如在有电流的情况下，有跳位开入、保护未启　动却长期有收信开入等，则驱动告警ＩＩ。　上述自检通过后，各保护ＣＰＵ将执行自己专　用的自检程序段。对于高频保护、距离保护、零　序保护的零序电流辅助启动元件都时在此部分程　序。　高频保护采样中断服务程序主要完成采样、　相电流突变量启动元件ＤＩ　１判别、两健全相电流差　突变量启动元件ＤＩ２判别及模拟量求和自检。　２）在故障开始启动时，电流突变量启动元件　（包括相电流差突变量和零序电流突变量）达不　到启动灵敏性，零序电流也没有达到零序电流辅　助启动要求的定值。其中，相电流突变量元件是　在采样中断程序中进行，而零序电流辅助启动元　件是在主程序中进行计算的。主程序不仅处理零　序辅助启动，还处理关于报告、遥信等事件。通　过对乙侧保护的故障模拟试验可以看出，在先有　收讯输入变位的情况下，处理事件需要２ｓ左右，　这之后才能处理零序电流辅助启动元件。而本次　故障在５００ｍｓ后甲侧跳闸，乙侧由于是负荷侧，　甲侧跳闸后，线路故障电流消失，高频保护此时　启动，不能满足停讯条件，所以乙侧未能跳闸。　６．技术整改　１）该型号保护装置存在程序冲突现象，建议　修改程序计算逻辑，保证装置在收讯输入变位的　情况下不影响主程序处理事件的速度。　２）乙侧属于弱馈线路结构，为提高保护动作　的快速性，建议在乙侧保护投入弱馈保护功能，　当线路发生故障时，弱电侧（乙侧）高频保护快　速停信，甲侧高频保护条件满足可以快速出口切　除故障。　７．结束语　乙侧保护装置投产前在保护装置的故障模拟　试验时，对各个保护功能、逻辑的检验不够仔　细；保护定值的整定并未切合现场电网运行方式　是造成这次事故的主要原因。另外各个变电站同　一电压等级、同一型号的保护装置版本号没有统　一，导致保护装置的程序逻辑及功能存在的差　异，在定检时容易被忽略，留下安全隐患。故建　议对辖区内同一型号保护装置的保护版本信息进　行统一管理，完善保护版本信息台帐，以满足电　网安全运行。