110 kV主變壓器間隙保護誤動作原因分析及處理措施

110 kV主變壓器間隙保護誤動作原因分析及處理措施

李標，賈衛軍，蘆紀良，李洪雷，霍曉良

(國網河北省電力公司石家莊供電分公司，石家莊050051)

摘要：介紹110 kV千根變電站主變壓器失壓故障，分析故障排查的過程，認為低壓側違規小電源是造成主變間隙保護誤動的原因，提出排查用戶自備應急電源、完善保護配合、定位自備電源等措施。

關鍵詞：變電站；間隙保護；自備應急電源；潮流變化

收稿日期：2014-05-27

作者簡介：李標(1985-)，男，工程師，主要從事電網運行與維護工作等工作。

中圖分類號：TM41

文獻標志碼：B

文章編號：1001-9898(2015)01-0036-03

Abstract:This paper introduces the fault of the voltage loss for the 110 kV Qiangen substation, analyzes the failure examine process, considers that low voltage side of small power supply is the cause of main transformer protection maloperation clearance, finally puts forward trying to identify the user should bring along their own emergency power, perfect protection to cooperate and takes the positioning self-provided power supply and other measures.

Cause Analysis and Treatment Measures to Gap ProtectionMisoperation of 110 kV Main Transformer

Li Biao,Jia Weijun,Lu Jiliang,Li Honglei,Huo Xiaoliang

(State Grid Shijiazhuang Electric Power Supply Company，Shijiazhuang 050051，China)

Key words: substation；gap protection；self-provided power supply；grid tide

110 kV千根變電站是河北省贊皇縣西部地區110 kV電網的重要變電站，主要為本地鄉鎮企事業單位及居民供電，正常負荷12 MVA裝有1臺110 kV/40 000 kVA的主變壓器，通過萬贊Ⅰ線千根T接線和馬王T接線分別與220 kV萬花變電站和220 kV馬村變電站聯絡。110 kV側采用內橋接線，正常方式為橋背投，分段101斷路器在分位，110 kV萬贊Ⅰ線千根T接線運行，110 kV馬王T接線熱備用。35 kV線路共2回，10 kV線路共5回，中低壓側無并網線路。

1故障情況

2014年4月23日01：01：47.888，220 kV萬花變電站110 kV線路萬贊Ⅰ線發生V相接地短路故障，故障距離8.4 km，萬贊Ⅰ線距離Ⅰ段保護動作，52 ms后171斷路器跳開，切除線路，1 799 ms后重合閘動作，故障切除。110 kV千根變電站在故障發生0 ms，后備保護啟動，551 ms間隙保護1出口，552 ms間隙保護2出口，主變壓器三側斷路器跳開，全站失電，損失負荷12 MVA。220 kV萬花變電站的1、2號主變壓器110 kV側中性點均直接接地。故障區域聯絡示意如圖1所示。

圖1　故障區域聯絡示意

2故障原因

2.1　萬花變電站故障排查

表1給出萬花變電站110 kV故障錄波器的故障報告數據表，圖2為整個故障過程的錄波圖。

表1萬花變電站故障報告

故障情況故障電壓/V故障電流/A跳閘(重合)時間/msUu=56.331Iu=0.080Tu=48.0萬贊I線V相接地故障Uv=20.225Iv=29.217Tv=52.0故障距離8.4kmUw=56.482Iw=0.843Tw=52.0U0=47.005I0=29.921T重合=1799.8

圖2　220 kV萬花變電站110 kV萬贊I線故障錄波示意

結合表1和圖2分析可知，故障為萬贊I線上距離萬花變電站8.4 km處發生V相接地短路。故障發生時電壓UV下降到20.225 V，電流IV升高到29.217 A。220 kV萬花變電站1、2號主變壓器110 kV側中性點均直接接地，零序電流有通路[1]，故障處零序電壓U0=47.005，線路零序電流I0=29.921。由錄波器故障報告得知，故障后19.2 ms線路距離保護Ⅰ段出口，49.1 ms后171斷路器跳開，零序電壓、零序電流消失，1 799.8 ms后重合閘動作合閘。

2.2　千根變電站故障排查

由千根變電站2號主變壓器定值單可知，主變壓器采用PST-1202C型保護，其中高壓側間隙零序過流、過壓保護均投入，間隙過流定值4 A，間隙過壓定值150 V，間隙零序過流、過壓保護0.5 s跳開主變壓器三側斷路器(包括橋)。間隙過壓取自外接開口三角電壓。

千根變電站110 kV側采用橋背投方式，分段自投充滿電后，若萬贊Ⅰ線千根T接線158斷路器無電流，110 kV Ⅱ母無電壓，110 kV Ⅰ母有電壓，延時T1=3 s跳開158斷路器，確認158斷路器跳開后，經延時T2=0.1 s后閉合101斷路器。

由定值單分析可知，當故障發生時千根變電站2號主變壓器高壓側間隙保護啟動，故障后52 ms(0.052 s)線路171斷路器斷開，線路電壓和電流消失，2號主變壓器高壓側間隙保護應返回。萬贊Ⅰ線故障停電時間為1.799 s-0.052 s=1.747 s此時間小于高壓側備自投延時T1=3 s的時間，因此高壓側橋背投不滿足動作條件，會自動返回。圖3為故障時千根變電站2號主變壓器的高壓側間隙保護實際動作錄波圖。

圖3　110 kV千根變電站2號主變壓器保護動作錄波示意

由圖3可見，故障后52 ms線路被切除，三相電流基本消失，三相電壓中Uv為0 V，而Uu、Uw均不為0 V，且保持規則波形；故障后551 ms間隙保護1出口，552 ms間隙保護2出口，保護動作跳開主變壓器三側開關，全站失電，之后Uu=Uv=Uw=0 V。綜上可見，故障后52 ms線路被切除后，零序電壓U0不為0 V，導致間隙保護在0.5 s后出口切除主變壓器三側斷路器，此次故障的原因即為故障線路切除后依然存在的Uu、Uw和U0。線路切除后線路應該失壓，因此未消失的電壓只能由千根變電站中低壓側反送電造成。而現實中，千根變電站低壓側并無并網線路，因此故障線路切除后的反送電只能來自于中低壓側用戶的自備小電源。

3處理及防范措施

3.1　排查用戶自備應急電源

千根變電站所處贊皇縣西部地區為礦區，分布有很多小型工礦企業，因此，應加強對這些客戶自備應急電源的檢查工作，重點在以下方面采取措施：

a. 深入末端變電站的中低壓側用戶進行排查，督促用戶按規定使用自備應急電源，接受供電企業的登記備案，自備應急電源投入切換裝置技術方案應滿足國家有關標準和所接入區域電網的要求；

b. 自備應急電源與電網電源之間應裝設可靠的電氣或機械閉鎖裝置，防止倒送電。

3.2　完善保護配合的技術措施

對于終端變電站中低壓側存在并網小電源時應采取如下措施：

a. 利用間隙保護動作首先切除并網線，防止形成小電源局域網，同時還可避免小電源局域網與大電網的非同期并列引起的電網振蕩問題；

b. 調整并網線路的低頻低壓減載保護定值，使其定值小于其他饋線，低頻低壓減載保護動作先切小電源并網線路，確保失壓負荷通過上一級線路重合閘或低壓側母聯自投恢復供電[2-3]。

3.3　實施自備小電源定位技術措施

終端變電站中低壓側存在未經允許的并網小電源是引起間隙保護誤動作的根源，如何尋找有效方法及時準確定位違規電源是今后研究的重點。終端電網作為受電端，終端電網的潮流變化可以及時反映當前網絡負荷狀態，因此，可以根據潮流變化來對小電源進行定位。進而結合保護和綜合自動化系統來有效防止故障的發生。

a. 終端變電站失壓后，間隙保護可以增加潮流方向輔助判據，來對是否反送電進行判別，進而選擇斷開相應失壓斷路器。在圖3中，當故障線路切除后，錄波圖顯示線路仍存有微弱電流和規則波形電壓。反送電的潮流流向在相位上存在變化，因此可以利用其作為輔助判據，構成閉鎖間隙保護的條件。

b. 地區及縣級電網的綜合自動化監控系統，可以增加潮流逆向的預警定位功能，從而更加有利于運行值班人員對電網潮流走向的掌握，為及時發現違規接入電源提供依據。

4結束語

110 kV終端變電站主變壓器間隙保護誤動造成大面積停電的故障具有一般性，防止倒送電的電氣或機械閉鎖裝置，可以起到一定效果。完善間隙保護配合和低頻低壓解列裝置是合法小電源在終端主變壓器故障時可靠解列的技術保障。針對違規小電源，利用潮流的變化為間隙保護提供輔助判據，可以大大提高保護的可靠性。同時，深度挖掘電網自動化監控系統中的潮流方向變化將為違規小電源的定位提供可靠依據。

參考文獻：

[1]張保會，尹項根．電力系統繼電保護[M]．北京；中國電力出版社，2005．

[2]毛為民．10 kV小電源上網對變壓器間隙電流保護和低頻減載整定配合的影響[J]．繼電器，2002，30(8)：63-64．

[3]謝永勝．110 kV主變壓器間隙保護的整定及運行研究[J]．電力系統保護與控制，2009，30(1)：96-97．

本文責任編輯：齊勝濤