二次电压中性点两点接地引起的保护误动分析及处理

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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5期《电气技术》杂志上撰文，针对一起110kV线路零序保护方向保护反方向误动作事故，结合保护装置故障动作波形与现场二次接线的检查情况及理论分析，得知引起误动的原因是存在电压互感器二次回路中性点N600两点接地，并提出了此类事故的相关措施，指出了执行继电保护反事故措施的必要性和重要性。

2017年08月02日19∶52∶27.477，在较强的雷雨天气下，110kV孟蒙线发生AB相间接地故障，相邻线路110kV芙孟线零序Ⅰ段保护出口动作跳开关，导致两个110kV水电站与系统孤立。

本文对区外故障110kV芙孟线零序Ⅰ段保护动作行为进行分析，并结合二次电压中性点两点接地的现象，重点分析引起保护误动的原因，提出此类事故的相关处理措施。

1  事故前运行方式

1.1  220kV芙蓉站事故前运行状态

220kV芙蓉站110kV侧双母双分段代旁路，110kV侧1M、2M并列运行，2台主变高、中压侧并列运行，低压侧分列运行。110kV侧中性点接地，112000刀闸闭合状态。110kV芙孟线1217开关在合闸运行状态。

1.2  110kV孟洲坝电厂事故前运行状态

孟洲坝电厂110kV芙孟线1217开关在合闸状态、110kV孟蒙线1292开关在合闸状态，2条线路均在运行状态，110kV 母联开关1012在合闸状态，即1M、2M并列运行，主变中性点不接地（111000、112000刀闸断开）状态。

1.3  110kV蒙里电厂事故前运行状态

110kV蒙里电厂110kV母线为单母接线方式，110kV孟蒙线1292开关在合闸运行状态，如图2所示，110kV 1M运行，#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。

2  保护动作行为分析

通过现场检查，初步判断为雷雨天气引起110kV孟蒙线AB相间接地故障，图1所示，引起110kV孟蒙线、110kV芙孟线线路保护动作。

图1  系统接线示意图

110kV孟洲坝电厂110kV孟蒙线采用南瑞继保RCS-941A保护装置。初步判断为雷雨天气引起110kV孟蒙线AB相间接地故障，故障时IM、2M母线A、B相电压降低，产生零序电压，零序电流二次为57.8A，CT变比为400/5，即零序电流一次为4624A，现场打印保护装置动作报告见表1，保护装置定值见表2，可知，零序过流Ⅰ段、距离Ⅰ段动作出口跳闸。

110kV孟蒙线零序Ⅰ段保护起动（故障电流57.8A＞零序过流Ⅰ段保护电流定值10A），故障持续11ms保护装置零序过流Ⅰ段动作出口跳闸，距离Ⅰ段保护，经过82ms开关三跳，重合闸未投，1292开关在分闸位置。

表1  110kV孟蒙线保护动作时序情况

表2  110kV孟蒙线保护定值

110kV孟蒙线AB相间接地故障时，零序电流3I0=28.9A，已经达到110kV孟蒙线零序过流Ⅰ段动作值14.1A及动作时限，并且自产零序3U0为88.75V，零序电流超前零序电压80°，如图2所示，线路零序保护判断零序功率方向为正方向，快速动作。针对220kV芙蓉站110kV为中性点接地系统，AB相间接地故障，为正方向故障线路零序保护属于故障范围内，保护正确动作。

图2  零序电流超前零序电压80°

3  保护误动分析

孟洲坝电厂110kV芙孟线采用RCS-941线路保护装置，结合保护装置动作报告，可知，孟蒙线AB相间接地时，故障时母线A、B相电压降低，产生了零序电压，自产零序电流二次值为24.37A，CT变比为400/5，芙孟线零序电流一次电流为3900A。

现场查看保护装置动作报告，可知零序过流Ⅰ段动作跳闸。零序Ⅰ段保护起动（故障电流24.37A＞零序过流Ⅰ段保护电流定值14.1A），故障持续39ms保护装置零序过流Ⅰ段动作出口跳闸，经过78ms开关1217在分闸位置，重合闸未投。但是，故障点孟蒙线AB相，属于保护反方向，而线路投Ⅰ段零序方向保护，因此110kV芙孟线保护误动作。

3.1  现场检测保护装置

为了查找引起110kV芙孟线误动作的事故原因，将线路转为检修方式。维护人员采用昂立调试仪在保护屏模拟故障，针对110kV芙孟线1217开关保护装置进行数次零序反方向试验，保护装置均不动。模拟正方向故障，零序保护均正确动作[1-2]。

3.2  线路保护零序Ⅰ段反方向误动分析

RCS-941线路保护装置，零序方向判别元件、零序过流元件正常时均采用自产的零序电流计算。孟洲坝电厂110kV芙孟线保护装置录波图，如图3所示。

图3  芙孟线保护误动波形

基于中元华电CAAP2008波形分析软件，通过选取一个周波6个采样点，采样2.5个周波，获取孟洲坝电厂110kV芙孟线保护装置录波数据，见表3。

表3  110kV孟蒙线保护装置采样数据

根据表3采样的第13至16个数据，可知3I0超前3U0＞15°，并结合零序正方向继电器的动作方程（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；同时零序电流3I0（18.6A）远大于保护装置零序Ⅰ段定值（14.1A），满足零序方向过流Ⅰ段的判据，因此，孟洲坝电厂110kV芙孟线线路保护起动后，1217开关在40ms零序Ⅰ段动作，发出三相跳闸令，完全符合保护录波图动作情况，如图3所示。

在39.96ms时刻，3I0零序电流超前3U0零序电压17.8°，电压互感器两点接地在故障发生期间，引起零序电压相位发生变化，引起功率发生变化，满足零序方向保护动作判别，功率变化关系，如图4所示。

图4  功率时序图

3.3 N600两点接地引起零序电压相位失真分析（略）

图6  输电线路故障点模型

综合分析判断，在110kV孟蒙线发生AB相间接地故障时，孟洲坝电厂110kV芙孟线保护装置的零序Ⅰ段保护属于零序反方向误动作。经检查孟洲坝电厂保护二次回路接线，发现其110kV PT二次绕组N600没有执行继电保护反措要求，直接在端子箱接地，导致自产零序电压相位失真是零序保护反方向误动的根本原因。

4  防范措施

类似变电站（厂站）发生过几次由于保护电压互感器二次中性点N600多点接地引起110kV及以上保护装置误动事件，为了防止此类事件的再次发生，采取以下措施[9-11]：

1）执行《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中规定：经控制室零相小母线（N600）连通的几组电压互感器二次回路，只应在控制室将N600一点接地，各电压互感器二次中性点在开关场地接地点应断开；为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。

2）加强对所辖厂站电压互感器二次回路N600接地情况进行检查。

3）在新建厂站投运前，认真检查验收中性点N600一点接地情况，确保设计图纸及相关二次回路接线正确无误，并将中性点N600接地线测试数据存档备查。

4）改扩建的厂站在设备投运前，需要对N600公共接地线电流进行测试并记录数据。

5）加强运维管理，每半年进行一次N600接地线电流值的测试，发现多点接地，须立检查排除N600以外的接地故障点。

6）实施一种变电站电压互感器二次中性线接地在线监测及定位技术。

5  结论

通过对孟洲坝电厂110kV芙孟线零序Ⅰ段反方向误动进行保护与理论分析，得出零序保护误动的原因是电压互感器二次中性点存在两点接地。为了防止变电站内的电压互感器中性点多点造成的零序方向保护、距离保护误动，提出了一些防范措施，并指出了执行继电保护反事故措施的必要性和重要性。