變電站母線PT異常處理停電方式優(yōu)化方案分析

阮永麗

(昆明供電局，云南 昆明 650011)

變電站35 kV(10 kV，6 kV)母線PT由于接地、諧振等原因，可能出現(xiàn)高壓熔斷器熔斷、低壓側(cè)空氣開關(guān)跳閘、低壓側(cè)熔斷器熔斷、PT裝置及一、二次回路異常等問題。處理高壓熔斷器熔斷、PT裝置及一、二次回路異常，均需要將PT停電。對于PT停電，目前一般采用以下3種方式：

(1)PT直接停電(以下簡稱方式1)；

(2)先將出現(xiàn)異常的PT二次側(cè)負(fù)荷由正常PT并列供電后，再將異常PT停電(以下簡稱方式2)；

(3)將受PT停電影響的備自投、主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)部分或全部退出運(yùn)行后，再將出現(xiàn)異常的PT停電(以下簡稱方式3)。

下面從停電風(fēng)險(xiǎn)，操作量及對電網(wǎng)、保護(hù)、自動(dòng)裝置的影響、耗時(shí)情況等對以上3種處理PT異常的停電方式進(jìn)行對比分析，找出最優(yōu)處理方案。

1 采用不同停電方式處理的風(fēng)險(xiǎn)對比

變電站35 kV(10 kV，6 kV)母線PT異常時(shí)采用不同停電方式處理的風(fēng)險(xiǎn)對比列于表1。

2 不同停電方式的對比分析

2.1 方式1

2.1.1 優(yōu)點(diǎn)

操作最簡單，操作量最小，操作時(shí)間最短。

2.1.2 缺點(diǎn)

PT直接停電，可能造成備自投和主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)誤動(dòng)作，恢復(fù)方式所需時(shí)間較長。

2.1.3 影響分析

(1)對備自投的影響。由于電壓和電流為備自投的啟動(dòng)量和閉鎖量，備自投的電壓量取自變電站對應(yīng)電壓等級母線PT。當(dāng)母線三相電壓消失時(shí)，備自投啟動(dòng)，但由于有電流量閉鎖，備自投不會(huì)動(dòng)作。如果此時(shí)PT所在母線電流過小，或系統(tǒng)擾動(dòng)導(dǎo)致短時(shí)間母線電流降低，達(dá)到備自投電流閉鎖開放條件時(shí)，備自投就會(huì)動(dòng)作，將對應(yīng)母線負(fù)荷倒由另一段母線供電。

表1 母線PT異常時(shí)采用不同停電方式處理的風(fēng)險(xiǎn)對比

如果母線三相電壓消失期間，因母線電流過小造成備自投動(dòng)作，將對應(yīng)母線負(fù)荷倒由另一段母線供電時(shí)，不影響對用戶的正常供電，對電網(wǎng)的影響也很小；如果母線三相電壓消失期間，因系統(tǒng)發(fā)生擾動(dòng)，短時(shí)間母線電流降低，造成備自投動(dòng)作，將對應(yīng)母線負(fù)荷倒由另一段母線供電時(shí)，雖不影響用戶正常供電，但可能造成運(yùn)行主變過負(fù)荷，甚至導(dǎo)致主變跳閘，對電網(wǎng)的影響就比較大。

由于目前昆明電網(wǎng)變電站普遍采用線路—變壓器組方式運(yùn)行，一旦備自投動(dòng)作成功，PT異常處理好后，要恢復(fù)正常運(yùn)行方式時(shí)，所需時(shí)間較長。

(2)對主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)的影響。電壓和電流也是主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)的閉鎖量和啟動(dòng)量。當(dāng)母線任意一相電壓消失，主變高壓側(cè)以及對應(yīng)的中壓側(cè)或低壓側(cè)的復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)將失去閉鎖，由于復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)的啟動(dòng)電流按照躲過1.4～1.5倍最大負(fù)荷電流進(jìn)行整定，達(dá)不到啟動(dòng)電流，復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)不會(huì)動(dòng)作。此時(shí)若母線故障，保護(hù)能正確動(dòng)作，及時(shí)切除故障。同理，如果母線沒有故障，但由于系統(tǒng)擾動(dòng)等原因，造成短時(shí)間母線電流突然增加，達(dá)到主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)的動(dòng)作電流時(shí)，主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)動(dòng)作，同時(shí)閉鎖備自投，就將造成PT停電的對應(yīng)母線失壓。

2.2 方式2

2.2.1 優(yōu)點(diǎn)

PT二次負(fù)荷由正常PT供電后，在處理PT異常期間，不影響備自投及主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)的正常運(yùn)行。

2.2.2 缺點(diǎn)

(1)操作時(shí)間長，操作量大，操作復(fù)雜，操作風(fēng)險(xiǎn)高，電網(wǎng)的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)也高。

(2)在PT一次、二次側(cè)并列長時(shí)間的操作過程中，電網(wǎng)處于非正常方式運(yùn)行，保護(hù)不能配合，電網(wǎng)的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)高。

(3)在PT一次、二次側(cè)并列前，如果PT異常導(dǎo)致母線電壓異常，由于異常PT的二次負(fù)荷并沒有轉(zhuǎn)移，仍然存在備自投和主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)誤動(dòng)作的可能。

2.2.3 影響分析

(1)操作風(fēng)險(xiǎn)。PT二次側(cè)并列需先將一次側(cè)并列。以前變電站一般采用主備方式運(yùn)行，變電站35 kV，10 kV并列操作的時(shí)間較短，操作量也不太大，風(fēng)險(xiǎn)相對較小，因此處理PT異常，一直采用這種方式。而目前為提高供電可靠性，變電站只要能滿足線路—變壓器組運(yùn)行的，均采取線路—變壓器組方式運(yùn)行。要將分段運(yùn)行的變電站35 kV(10 kV，6 kV)母線并列，就需要先調(diào)整上級電源進(jìn)行并列或合環(huán)，然后再進(jìn)行母線并列，繼而才能進(jìn)行PT二次并列。這樣就導(dǎo)致操作時(shí)間長，操作量大，操作復(fù)雜，操作風(fēng)險(xiǎn)高。

(2)電網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)。在PT一次、二次側(cè)并列長時(shí)間的操作過程中，電網(wǎng)處于非正常方式運(yùn)行，保護(hù)不能配合，電網(wǎng)的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)高。在此期間，如果PT異常導(dǎo)致母線電壓異常，由于異常PT的二次負(fù)荷并沒有轉(zhuǎn)移，因此仍然存在PT直接停電的電網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)，即可能造成備自投和主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)誤動(dòng)作。由于調(diào)整運(yùn)行方式操作需要的時(shí)間比PT直接停電長得多，相對PT直接停電，這種方式，電網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)也大得多。

2.3 方式3

方式3又可細(xì)分為3(1)，3(2)，3(3)，3(4)，3(5)5種，它們有一共同的優(yōu)點(diǎn)，就是操作較簡單，操作量較小，但各自有各自的缺點(diǎn)，對系統(tǒng)的影響也不一樣，下面分別進(jìn)行探討。

2.3.1 方式3(1)

此方式是將受PT停電影響的備自投退出運(yùn)行后，再將異常PT直接停電。其缺點(diǎn)是失去備自投，如果主變、進(jìn)線電源發(fā)生跳閘，將造成主變供電的母線失壓。

2.3.2 方式3(2)

此方式是僅將主變對應(yīng)于PT發(fā)生異常的中壓側(cè)或低壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)退出運(yùn)行，再將異常PT直接停電，其缺點(diǎn)主要有兩點(diǎn)。

(1)由于主變高壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)的電壓量取自變電站各電壓等級母線PT，僅將發(fā)生異常的PT對應(yīng)的主變中壓側(cè)或低壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)退出運(yùn)行，主變及對應(yīng)母線失去了近后備保護(hù)，當(dāng)母線或主變中壓側(cè)、低壓側(cè)發(fā)生故障時(shí)，只能靠主變高后備保護(hù)切除故障，動(dòng)作時(shí)間較長，對主變、母線設(shè)備的安全運(yùn)行有一定的影響。

(2)由于受PT異常影響的主變高壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)沒有退出，當(dāng)系統(tǒng)擾動(dòng)導(dǎo)致主變或母線電流突然增加，達(dá)到保護(hù)的啟動(dòng)電流值時(shí)，主變高壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)仍然會(huì)誤動(dòng)作，出口跳開主變各側(cè)斷路器，造成該主變供電的中壓側(cè)、低壓側(cè)母線失壓，導(dǎo)致停電范圍擴(kuò)大。

2.3.3 方式3(3)

此方式是將受PT異常影響的主變高壓側(cè)和中壓側(cè)(或低壓側(cè))復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)均退出運(yùn)行，再將異常PT直接停電。缺點(diǎn)是主變及母線失去了近后備、遠(yuǎn)后備保護(hù)，當(dāng)發(fā)生故障時(shí)，可能導(dǎo)致設(shè)備損壞。由于主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)為主變及母線的后備保護(hù)，如果PT停電前將主變高壓側(cè)和中壓側(cè)(或低壓側(cè))復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)退出運(yùn)行，將造成主變及母線無后備保護(hù)。若在處理PT異常期間，主變或母線發(fā)生故障，只能由上級電源線路的后備III段保護(hù)經(jīng)較長延時(shí)出口跳閘，可能導(dǎo)致主變損壞。但由于備自投未退出運(yùn)行，如果不是母線故障，備自投動(dòng)作成功，能夠保證母線的正常供電。

2.3.4 方式3(4)

此方式是將受PT異常影響的備自投、主變中壓側(cè)(或低壓側(cè))復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)均退出運(yùn)行，再將異常PT直接停電，其缺點(diǎn)主要有兩點(diǎn)。

(1)主變及母線失去了近后備保護(hù)，當(dāng)母線或主變中壓側(cè)、低壓側(cè)發(fā)生故障時(shí)，只能靠主變高壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)切除故障，動(dòng)作時(shí)間較長，對主變、母線設(shè)備的安全運(yùn)行有一定的影響。

(2)失去備自投，如果主變發(fā)生跳閘，將造成主變供電的母線失壓。

2.3.5 方式3(5)

此方式是將受PT異常影響的備自投、主變高壓側(cè)和中壓側(cè)(或低壓側(cè))復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)均退出運(yùn)行，再將異常PT直接停電，其缺點(diǎn)主要有兩點(diǎn)。

(1)失去備自投，如果主變發(fā)生跳閘，將造成主變供電的母線失壓。

(2)主變及母線失去了近后備、遠(yuǎn)后備保護(hù)，當(dāng)發(fā)生故障時(shí)，可能導(dǎo)致設(shè)備損壞。

3 不同處理方式耗時(shí)舉例

以110 kV變電站10 kV Ⅱ段母線PT發(fā)生高壓熔斷器熔斷需要更換為例，分析PT采用不同停電方式處理的耗時(shí)情況。

3.1 方式1

總耗時(shí)35 min，包括PT停電耗時(shí)10 min,更換PT高壓熔斷器耗時(shí)15 min,以及PT送電耗時(shí)10 min。

3.2 方式2

總耗時(shí)1 h45 min，包括PT停電前變電站調(diào)整方式操作耗時(shí)40 min，PT停電、更換高壓熔斷器耗時(shí)25 min，以及PT送電、變電站恢復(fù)正常供電方式耗時(shí)40 min。

3.3 方式3

總耗時(shí)55 min，包括主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)退出、投入運(yùn)行耗時(shí)各5 min，10 kV備自投退出、投入運(yùn)行耗時(shí)各5 min，PT停電耗時(shí)10 min，更換PT高壓熔斷器耗時(shí)15 min，以及PT送電耗時(shí)10 min。

4 不同停電方式的綜合分析

綜合PT發(fā)生異常時(shí)采用不同停電處理方式的優(yōu)缺點(diǎn)、影響、風(fēng)險(xiǎn)及操作耗時(shí)情況，可以得出以下結(jié)論。

(1)PT異常中，高壓熔斷器熔斷的情況最普遍。處理此類異常時(shí)，采用PT直接停電進(jìn)行處理的風(fēng)險(xiǎn)較小，操作最簡單，耗時(shí)最短。

(2)PT三相高壓熔斷器熔斷后，由于所在母線電流過小，不能有效閉鎖備自投動(dòng)作的變電站，采用直接停電方式處理，容易造成備自投動(dòng)作，恢復(fù)PT及變電站正常供電方式時(shí)，耗時(shí)較長。此類變電站的PT若發(fā)生單相或兩相高壓熔斷器熔斷，采取先將相應(yīng)電壓等級備自投退出運(yùn)行后，再將異常PT直接停電的方式處理較為合理。

(3)由于PT裝置故障或二次回路引起的PT異常情況發(fā)生幾率較小，而一旦發(fā)生，短時(shí)間內(nèi)不能處理完畢。對于此類異常，將出現(xiàn)異常的PT二次側(cè)負(fù)荷并列由正常PT供電后，再將異常PT停電處理的方式最好。

(4)除(2)中所述情況外，建議不要采用將受PT停電影響的備自投、主變復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)退出運(yùn)行后，再停異常PT的處理方式。因?yàn)槿绻麅H退出備自投和主變保護(hù)的一部分，不但不能避免備自投或主變保護(hù)因PT異常而造成的誤動(dòng)，而且可能擴(kuò)大影響范圍；如果將備自投和相關(guān)主變保護(hù)全部退出運(yùn)行，那么將導(dǎo)致母線和主變失去后備保護(hù)，可能造成主變、母線等主設(shè)備損壞，電網(wǎng)、設(shè)備風(fēng)險(xiǎn)極大。

5 PT異常時(shí)停電的優(yōu)化處理方式

(1)PT三相高壓熔斷器熔斷后，PT所在母線電流小于備自投閉鎖電流的變電站，處理PT單相或兩相高壓熔斷器熔斷，采取先將相應(yīng)電壓等級備自投退出運(yùn)行后，再將異常PT直接停電的方式。

(2)除上述情況外，處理PT高壓熔斷器熔斷，采用將PT直接停電的方式。

(3)處理PT裝置故障或二次回路引起的PT異常，采用將出現(xiàn)異常的PT二次側(cè)負(fù)荷并列由正常PT供電后，再停異常PT的處理方式。

6 實(shí)施情況及效果

截至2011年6月，昆明電網(wǎng)已按照以上方式處理PT異常100多起，與原來的處理方式相比，縮短PT停電時(shí)間一半以上，降低了電網(wǎng)因PT異常導(dǎo)致的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)運(yùn)行人員操作量大幅度下降，有效提高了工作效率。

[1]南方電網(wǎng)公司. 電氣操作導(dǎo)則(Q/CSG 1 0006-2004).北京: 中國電力出版社, 2004.

[2]郭英林, 張守勤. 電壓互感器異常狀況的處理及原因分析. 機(jī)電信息, 2010(6).

[3]李光偉, 范景林. 電壓互感器高壓熔斷器熔斷時(shí)的故障現(xiàn)象及有關(guān)問題探討. 河南電力, 2008(6).

[4]李 堅(jiān). 電網(wǎng)運(yùn)行及調(diào)度技術(shù)問答. 北京: 中國電力出版社, 2004.