電網末端110 kV主變間隙保護動作分析及對策

王衛萍

(國網甘肅省電力公司白銀供電公司，甘肅 白銀 730900)

電網末端110 kV主變間隙保護動作分析及對策

王衛萍

(國網甘肅省電力公司白銀供電公司，甘肅 白銀 730900)

闡述了主變間隙保護配置及動作原理，通過對電網末端110 kV主變間隙保護動作實例進行分析，根據存在的電網結構不完善等問題提出增加電源進線等整改對策，確保變壓器等主設備安全運行，減少負荷損失，提高供電可靠性。

間隙保護；末端電網系統；重合閘

0 引言

由于電網結構的不合理，有些110 kV電網中存在1條110 kV電源出線“T”接1座或幾座末端變電站的情況，且這些末端變電站無進線斷路器。在這些末端變電站中，存在電容器、電容式電壓互感器、電機等儲能元件，一旦電源線路上發生單相接地故障，線路電源側斷路器跳閘，在未重合前，孤立出來的末端電網系統中的儲能元件將向系統釋放能量。而此時由于進線線路上接地故障的存在，形成了110 kV不接地系統發生單相接地故障。因此主變中性點承受很高的零序電壓，導致主變間隙保護動作，跳開主變各側斷路器。當進線電源側斷路器達到重合閘時間重合成功后，由于主變跳閘仍無法正常供出負荷，嚴重影響供電可靠性。為此，要進行深入分析，尋求改進措施，確保電網穩定運行，減少負荷損失。

1 主變間隙保護動作實例分析

1.1 間隙保護配置及動作原理

110 kV電網為中性點直接接地系統，由于系統運行方式的需要，其中一部分110 kV變壓器中性點不接地運行，變壓器一般采用分級絕緣結構，中性點絕緣水平相對較低。中性點采用氧化鋅避雷器與間隙并聯保護方式。間隙保護采用間隙電流繼電器和零序電壓繼電器并聯方式，帶有0.3-0.5 s的時限。當系統發生接地故障時，在間隙放電時有間隙電流，則使設在放電間隙接地一端的專用電流互感器的間隙電流繼電器動作；若間隙不放電，則利用零序電壓繼電器動作。當發生間歇性弧光接地時，間隙保護共用的時間元件不得中途返回，以保證間隙接地保護的可靠動作。

1.2 主變間隙保護動作實例

下面結合變電站運行方式，對110 kV電網中1條110 kV電源出線“T”接1座或幾座末端變電站發生主變間隙保護動作的實例進行分析，找出存在的問題并提出解決對策。

1.2.1 實例1：1條110 kV電源出線接1座末端變電站

該電網主接線如圖1所示，運行方式是進線電源側斷路器運行帶末端變電站全站負荷，變電站10kV 2段母線上各運行1臺容量為3 600 kvar的電容器，35 kV，10 kV母線分列運行，3500，100斷路器熱備用。

2013-08-23，該變電站進線線路上發生C相單相接地故障，線路配置的雙端光差保護3 ms動作出口跳開進線電源側斷路器。這導致作為受電側的末端變電站全站失壓，且通過110 kV進線而具有的110 kV系統中性點接地點完全斷開，末端變電站110 kV系統變為不接地系統(系統包括進線線路，2臺主變以及35 kV系統、10 kV系統)。在此系統中，有電容器組、母線電壓互感器(電容式)、進線線路電壓互感器等儲能元件。這些儲能元件對于這個系統而言是一個電源，且此時進線線路上C相接地故障并未消除，儲能元件通過這個點進行放電。根據不接地系統發生單相接地時電壓的變化規律，此時，非故障相電壓升為線電壓，開口電壓為3倍的相電壓，值為300 V。由故障錄波計算得出，開口電壓最大達到215 V(且波形為電壓互感器飽和后的平頂波，實際電壓高于此值)，但開口電壓大小隨時間不斷衰減，末端變電站變1號、2號主變同時采樣到零序電壓，零序過壓保護(定值180 V，時間0.3 s)啟動，1號、2號主變高后備(南瑞RCS-9681)間隙Ⅱ時限動作(Ⅰ時限停用)，跳開主變三側斷路器。此時，進線電源側斷路器達到重合閘時間重合成功后，末端變電站全站負荷仍無法供出。

圖1 1條110 kV電源出線接1座末端變電站

1.2.2 實例2：1條110 kV電源出線接3座末端變電站

該電網主接線如圖2所示，運行方式為進線電源側斷路器運行帶3座末端變電站全站負荷。末端變電站1的10 kV兩段母線上各運行1臺容量為1 200 kvar的電容器，末端變電站3的10 kV 2段母線上各運行1臺容量為4 800 kvar的電容器。3座變電站10 kV母線分列運行，100斷路器熱備用。

2015-04-18，110 kV電源線路距電源側變電站約500 m處發生B相接地故障。17 ms，電源側變電站線路保護(南瑞繼保RCS-941A型線路保護裝置)距離I段保護動作，零序過流I段保護動作，跳開線路電源側斷路器；1 141 ms，重合閘動作(重合閘動作時間定值1 s)，開關重合成功。

在線路電源側開關跳閘到重合閘重合過程中，由于末端3座變電站中性點未接地，110 kV系統通過電源線路與電網相連而具有的中性點接地點消失，此時電源線路上B相接地故障仍未消失，孤立的末端電網中儲能元件釋放能量，所以，492 ms末端變電站2的1號主變高后備保護裝置(國電南自PST-1261A后備保護)間隙2保護動作(定值為零序電壓180 V、間隙電流5 A、時限Ⅱ定值0.5 s)，跳開主變兩側開關。

從末端變電站2的1號主變保護裝置錄波圖(圖3)可以看出，0時刻主變零序電壓228 V左右，波形為平頂，電壓互感器飽和，此時主變間隙保護啟動并計時，零序高電壓持續110 ms左右主變間隙擊穿，出現很大的間隙電流。從錄波圖分析間隙電流最大值為27.5 A左右，并不斷衰減，持續時間為428 ms，最小擊穿電流值為16.31 A左右，超過間隙電流定值(5 A，0.5 s)，492 ms 1號主變間隙保護2出口(間隙保護1時限停運)，主變保護動作是正確的。查看3座末端變電站其他5臺主變保護均未動作。結合3座末端變電站110 kV母線電壓錄波器判斷，其他主變保護未動作是正確的，因為零序電壓大于定值時間為110 ms，小于保護動作時限定值，末端變電站2的1號主變間隙擊穿后零序電壓迅速下降至72 V左右，間隙保護返回。通過對3座變電站6臺主變間隙距離進行實測，末端變電站1，3主變中性點間隙型式為棒形，4臺主變中性點棒間隙為220 mm；末端變電站2的1號主變中性點球間隙為58 mm，2號主變中性點球間隙為60 mm。擊穿與實際間隙設置相符。線路電源側開關重合后由于末端變電站2的1號主變跳閘，其所帶負荷未及時供出。

圖2 1條110 kV電源出線接3座末端變電站

2 存在問題及整改措施

2.1 存在問題

(1) 電網結構不完善。從電網主接線簡圖中可以看出，這些末端變電站都只有一條電源進線且無進線斷路器。一旦進線故障導致所帶變電站全部失壓，將嚴重影響供電可靠性。

圖3 變電站2的1號主變保護裝置錄波

(2) 孤立末端電網中作為主要儲能元件的電容器失壓保護動作時間均在1 s以上，故障發生后不能快速從電網中隔離，導致主變中性點承受很高的零序電壓。

(3) 線路出線走廊保護不力，安全隱患排查不細，修建較高建筑物或設置庫房、施工點，頻繁使用吊車等引起線路故障隱患未得到有效排除。

2.2 整改措施

(1) 對電網中末端變電站增加第二電源進線，增加進線斷路器、電流互感器及保護裝置、備自投裝置，完善和優化電網結構。

(2) 電網結構優化能徹底解決問題，但所需時間較長。為了能及時有效解決問題，通過對故障和現有保護裝置配置研究，制定以下解決對策并實施，取得良好效果。

實例1中的末端變電站進線兩端配置有光差保護，但末端變電站無斷路器，保護動作后無法隔離故障。因此，將光差保護跳閘出口接點接至電容器控制回路中，一旦進線發生故障，光差保護可快速將電容器從末端電網中切除，使主變中性點零序電壓降低，間隙保護不動作。當線路重合成功后，末端變電站將恢復正常供出負荷。方案實施后，實例1中變電站電源線路發生類似故障時，110 kV母線電壓錄波圖顯示，故障開始約73 ms零序電壓最大，有效值約為140 V，且其之后一直在衰減，故主變零序過壓保護不會動作。

實例2中的末端變電站進線無保護，因此根據實際情況制定了利用主變間隙保護實現快速切除末端系統中電容器的辦法來防止主變全停。間隙保護一般有2個時限，整定較短時限來啟動跳閘繼電器的備用出口跳開電容器，整定較長時限跳變壓器各側斷路器。這樣電容器跳開后主變中性點零序電壓降低，間隙保護返回。進線上若為瞬時故障，重合成功后主變正常供電，提高了供電可靠性。

(3) 加強對線路出線走廊的保護力度，清除不安全因素。

3 結束語

通過對末端變電站電源線路發生故障后導致主變間隙保護動作實例分析，發現其原因是線路跳閘后末端變電站成為孤立不接地系統，電容器等儲能元件供給故障電流，導致主變中性點承受很高的零序電壓。提出通過優化電網結構和采取快速地將主要的儲能元件電容器從小系統中隔離的措施，防止終端變電站損失負荷，提高供電可靠性。

1 國家電力調度中心.電力系統繼電保護實用技術問答[M].北京：中國電力出版社，2000.

2 徐青山.電力系統故障診斷及故障恢復[M］.北京：中國電力出版社，2007.

3 崔 家，孟慶炎，陳永芳，熊炳耀.電力系統繼電保護及安全自動裝置整定計算[M].北京：中國電力出版社，2000.

2016-05-15。

王衛萍(1984-)，女，助理工程師，主要從事繼電保護工作，email：648281636@qq.com。