Page 72 - 电力与能源2021年第五期

5 6 4 郑天奇, 等: 10kV 配电网中间歇性接地保护误动分析

K1 出线间歇性接地保护动作, K1 开关跳闸后引 kV 分段均处于分位, 不存在环网运行状态。 K1和
起下级 10kV 配电站II母进线失电, 配电站站内 P1出线保护感受到的零流是一致的, 不存在分流。
备自投正确动作跳开 II段进线开关, 2s 后合上 ( 2 ) 从 电 流 互 感 器 的 角 度 看, 经 查 看 K1 和
10kV 分段开关。随后经过约 1 min 时间, 配电 P1 出线所用流变为同一型号 LZZBJ9-12 , 配电站
站 P1 出线保护启动, 启动后约 25s 零流 I段动 P1 线路零流I段动作的故障报文信息显示, 故障
作, P1 开关跳闸。 电流 3 I 0 大小为 10.08A 。保护用电流互感器的
事件后检查发现, 10kV 配电站 P1 线 C 相电 额定准确限值系数为 5P20 , 10A 的故障电流还
缆故障点击穿, 在 P1 线电缆间歇性接地故障发 没有达到额定准确极限电流值, 电流互感器工作
展过程中, 由于 P1 线间歇性接地保护未动, 上级 区域处在线性区段, 没有达到饱和区域。因此, 从
站 K1 线间歇性接地保护越级跳闸。故障时现场 电流 互 感 器 的 角 度, 上 下 级 的 采 样 不 存 在 明 显
一次接线图如图 2 所示。 差异。
( 3 ) 从保护装置的角度看, 110kV 变电站 K1
线路保护为南瑞继保的 PCS9611 装置, 10kV 配
电站 P1 线路保 护为北京四方的 CSD211 装 置。
两个不同型号的装置在间歇性接地的保护逻辑上
是一致的。由于 10kV 系统仅有主变 10kV 中
性点和线路故障点两个接地点, 分析变电站内 2
号主变 10kV 中性点 3 I 0 波形, 发现共有 8 段间
歇性接地脉冲。各脉冲后的有效值展宽时间如表
2 所示。
表 2 各脉冲后的有效值展宽时间 ms
零流有效值大于 距离上一个
脉冲
150A 时长 脉冲时间
脉冲 1 20.0
脉冲 2 20.9 978.4
脉冲 3 19.9 869.5
脉冲 4 29.5 609.9
脉冲 5 21.0 918.0
图 2 故障时电气主接线图
脉冲 6 30.8 878.4
2.2 事件分析 脉冲 7 19.4 570.5
脉冲 8 29.7 379.5
通过调 看 110kV 变 电 站 内 故 障 录 波 器 波
南瑞继保与北京四方的间歇性接地保护动作
形、 两站相关线路保护动作( 启动) 信息及保护录
行为的不同, 主要就在于脉冲 3 是否视为有效脉
波波形, 对齐站内时间, 还原事件发展进程。根据
冲。脉冲 3 的持续时间为 19.9 ms , 南瑞继保装
故障录波器波形 2 号主变 10kV 中性点 3 I 0 显
置视 为 有 效 动 作, 其 算 法 认 为 当 第 一 个 点 超 过
示, 11 : 46 : 20 发生电缆间歇性接地。在随后的 1
150A , 后面的点只要在返回值( 0.95×150A ) 之
min左右, 配电站的 P1 线继续发生间歇性接地, 上则计入时间, 按此计算第 3 个脉冲时长 20ms 。
动作前 K1 线和 P1 线保护均多次启动。 11 : 47 :
而北京四方视为无效, 需要所有点均需超过 150
22 , K1 线保护动作条件满足, 经 5.5s延时动作, A 则计入时间。若脉冲 3 无效的话, 则脉冲 2 与
在此过程中 P1 线间歇性接地保护始终未动作。 脉冲 4 的间隔超过了 1000ms , 间歇性接地保护

后续配电站内 10kV 分段备自投及 P1 线零序 I 返回。注意脉冲 7 时间为 19.4 ms , 同样为无效
段保护均正确动作。 脉冲, 脉冲 6 和脉冲 8 的间隔为 570.5+379.5=
下面从影响间歇性接地保护正确动作的 3 个 950ms , 不影响 1000ms延时的计时。
因素来分析此次事件。
3 改进措施
( 1 ) 从电网结构角度看, 变电站和配电站的主

接线方式均为单母线分段接线。发生故障前 10 本次事件因不同装置在实现间歇性接地保护