負荷電流下主變后備保護誤動分析

王 恒，盛 遠，梁 智

(國網江蘇省電力有限公司徐州供電分公司，江蘇 徐州 221000)

0 引言

變壓器的高后備保護作為主變差動保護及瓦斯保護的后備保護,既能夠保護變壓器應對內部各種故障,又能夠保護到中低壓側母線及部分出線。以一起35 kV變電站低壓側出線發生相間故障后主變高后備保護越級誤動事故為例,說明繼電保護定值整定及運行維護中可能出現的極端特殊情況,并對此提出相應的注意事項及處理方案,希望對類似事故的預防和處理起到一定的借鑒作用。

1 事故經過

1.1 事故前運行方式

故障發生前,變電站接線方式如圖1所示。

圖1 變電站主接線情況

該站35 kV兩條母線并列運行,10 kV兩條母線分列運行,各10 kV出線處于正常運行狀態。2號主變高壓側未設套管CT,高后備保護采用進線與橋開關和電流的形式。變壓器保護為主后備保護一體裝置,低后備保護未啟用,低壓側線路保護正常運行。

1.2 事故發展及處理

2019-08-10T11：15,2號主變高復壓過流保護III段動作,跳開高壓側進線312開關、橋300開關和主變低壓側102開關,故障切除；同時因該站特殊運行方式造成了變電站全站停電。故障過程中高后備保護動作,而差動保護、所有線路保護及電容器保護未動作。

檢修人員對事故現場和裝置外觀進行檢查,發現2號主變外觀良好,10 kV母線位于室內,未見明顯故障；2號主變高后備保護III段動作；而差動保護未動作。10 kV 110和112出線保護啟動,但未出口；保護定值及二次回路均未出現問題,絕緣良好。聯系廠家調出主變和112線故障錄波圖,發現110線無故障電流,裝置無法調出其錄波圖。

2 保護動作原因及分析

2.1 保護定值

經檢查裝置確認,2號主變高后備保護定值為：高壓側復壓過流III段定值1.16 A,動作時間0.7 s；112間隔線路保護定值為：III段過流定值5.58 A,動作時間0.5 s。

2.2 變壓器d側相間短路的電氣量特征

以YNd11聯結組別變壓器在d側ab相短路為例,相間短路如圖2所示。

圖2 相間短路

YN側電流與d側故障電流的關系為：

可知,在d側發生相間故障時,YN側滯后相的電流最大,數值上是另兩相的2倍,方向與另兩相相反；另兩相電流大小相等、相位相同。

2.3 主變故障錄波圖分析

查看主變各側電流波形可知,高、低壓側三相電流相位基本相反,說明故障發生在主變低壓側區外。分析高、低壓側電流趨勢,開始故障電流均不大,740 ms以后故障電流明顯增大,可以判斷為發展性故障。220 ms前高壓側進線電流A,B,C相分別約為1.1 A,1.439 A,0.83 A,橋開關電流與其相位相反,且為負荷電流。高后備保護采用高壓側進線電流與橋開關的和電流,計算主變高后備保護三相電流分別約為0.78 A,1.12 A,0.51 A,B相電流最大。此時低壓側三相電流中,a, b相電流大小相等,相位相反,由兩側電流幅值及相位關系,初步判斷為a,b相經過渡電阻短路。由于高壓側三相電流均小于高后備保護復壓III段動作定值1.16 A,保護未進入計時邏輯。

220 ms后,高后備B相電流約為1.24 A,A,C相電流較小,分別為0.732 A和0.63 A,此時B相電流大于定值1.16 A,保護開始計時。約740 ms時,高壓側A, B,C相故障電流增大,此時A,C相電流相位相同,幅值近似相等,B相電流與A,C相電流相位相反,幅值近似為A,C相2倍；低壓側a,b相電流明顯增大,且幅值相等,相位相反,C相電流為負荷電流,基本不變。由此可知,此時為AB相間故障典型特征,相間短路的過渡電阻進一步擊穿,并在920 ms時高后備保護動作出口。

2.4 線路故障錄波圖分析

查看112線故障錄波圖可知,a相電流增大,c相電流基本不變,為負荷電流,由于出線b相沒有CT,因此錄波圖中b相電流為0。760 ms前a相電流處于動作定值邊界,之后電流增大到17.5 A,大于線路保護定值5.58 A,但960 ms時高后備保護動作出口,線路保護因動作時間不到0.5 s未能出口動作。

2.5 理論分析

以620 ms時的有效值為例,此時a相電流為5.3 A,未達線路保護動作定值。不考慮負荷電流時,高壓側最大相電流為1.001 A,處于動作的邊界。112線路遠端經過渡電阻ab相間故障時,10 kV母線電壓下降較小,極端情況下可能保持不變,故近似選取正常運行負荷電流為此時兩支路電流。支路正常運行時的負荷電流為：110支路163 A,電容器支路65 A?？紤]到110線與電容器支路電流相位相差90°,故二者負荷電流為175 A,折算到主變高壓側為0.24 A。此時主變高壓側在考慮負荷電流后,最大相電流剛好滿足動作條件。

2.6 綜合分析

結合以上分析可知,在112支路發生相間故障后,線路保護拒動,主變高后備保護誤動。線路保護在760 ms達到定值,但未達到動作時間,保護只是啟動沒有動作出口。據此分析,故障很可能發生在112線線路遠端或者經用戶側變壓器故障。線路保護處于動作邊界時,考慮負荷電流后,高后備保護動作,造成本次越級跳閘事故。后接配調通知,在112線線路末端找到了故障點,進一步驗證了上述分析。

3 結束語

線路發生故障,本應是線路保護首先動作切除故障,高后備保護作為線路保護的后備,在線路保護未能正確切除故障時動作。本次故障發生在112線路末端并經過渡電阻相間短路,導致故障初期未能達到線路保護動作定值,由于主變高后備保護動作定值偏低,在考慮負荷電流時,高后備保護誤動。為解決此類問題,提出了若干措施及建議。

(1) 重新核算線路保護定值。按照繼電保護運行整定規范重新核算線路繼電保護定值,保證在類似的極端情況下也能夠正確動作。

(2) 啟用主變低后備保護。發生類似故障時,由主變低后備保護動作,在切除故障的同時,可縮小停電范圍。

(3) 改變運行方式。投入311進線,保證有兩路電源供電及備自投的正常使用。

(4) 增加故障錄波裝置。對于一些現有裝置無法錄波的變電站,應增加故障錄波裝置,以便為故障分析提供全面可靠的依據。