一起用戶變電站主變壓器低壓側合環導致線路保護誤動作實例分析

王 剛，常荊華，肖智剛，謝凌博，張一欣

(國網咸陽供電公司，陜西 咸陽 712000)

繼電保護是電網安全運行的第一道防線，是保障電網穩定、設備安全的關鍵技術手段[1-3]。當前，地區電網中接入了大量用戶變電站及地方電網變電站，這些變電站監控信息按照調度管理協議要求必須實時上傳至地區調度部門，這種電網發展新態勢使系統特征及故障特性發生了改變，對繼電保護提出新的要求[4-7]。而實際上部分用戶變電站及地方電網變電站時常存在監控信息通信中斷現象，無法實時上傳監控信息，給調度人員快速分析故障造成困難[8]。本實例即是用戶變電站在通信中斷的情況下，未按照調度運行方式安排，私自違規進行主變壓器低壓側合環運行，造成110 kV線路距離保護誤動作，給調度人員快速分析故障造成困難，從而影響故障處置效率，造成用戶停電時間延長。

1 故障前系統運行方式

故障前系統運行方式如圖1所示。云城變云灃2線經灃橋變110 kV旁母轉帶灃堿線運行，灃橋變灃石線帶用戶石油變110 kV Ⅱ母運行，堿河變堿石線帶用戶石油變110 kV Ⅰ母運行，堿河變110 kV側、35 kV側及10 kV 側Ⅰ母、Ⅱ母均分列運行。石油變按要求110 kV側、6 kV側均應分列運行，但由于地調監控系統顯示石油變通信中斷，監控系統無法監視石油變實時運行方式。

圖1 故障前系統運行方式

2 故障概述

2019年11月28日07：39：46，堿灃線發生AB相接地短路故障，堿河變堿灃線保護相間距離Ⅰ段動作跳開堿灃斷路器，重合閘未投，堿河變110 kV Ⅰ母失壓，3 s后110 kV備自投動作重跳堿灃斷路器，合上1100母聯斷路器，110 kV Ⅰ母恢復供電。堿灃線故障由AB相短路發展至ABC三相短路，云城變云灃2線保護相間距離2段動作，跳開云灃2斷路器，1 s后重合閘動作合云灃2斷路器，云灃2線保護加速動作跳開云灃2斷路器，徹底切除故障點。保護動作時序表如表1所示。

表1 保護動作時序表

云城變云灃2線通過灃橋變旁母帶堿灃線運行，堿河變110 kV及10 kV分列運行，末端站無電源時堿灃線保護裝置不應感受到故障電流，距離保護不應動作。

3 保護異常動作分析

3.1 110 kV堿灃線故障電流來源分析

堿灃線錄波如圖2所示。

圖2 堿灃線錄波

由圖2可知，堿灃線發生AB相接地短路故障，110 kV母線產出零序電壓，最大值53 V，AB相電壓均為0.8 V；持續20 ms，堿灃保護感受到故障電流，最大值5 A，AB相電流大小相等，方向相反，滿足堿灃保護距離Ⅰ段動作定值，保護裝置動作，故障相別AB；70 ms后，堿灃斷路器跳閘，故障電流消失。堿灃和堿石電流對比如圖3所示，堿灃和堿石線二次電流如表2所示。

圖3 堿灃和堿石電流對比

表2 堿灃和堿石線二次電流 單位：A

由圖3及表2可以看出，堿灃線發生AB接地短路故障過程中，110 kV堿石線向故障點提供故障電流，110 kV堿灃線故障電流方向相反，由此可得由于堿石線提供110 kV堿灃線故障電流，導致保護動作。

3.2 110 kV堿石線故障電流來源推斷

石油變運行方式為110 kV和6 kV系統分列運行，在堿灃線故障過程中，灃橋變灃石線不應有故障電流，在灃堿故障期間，灃石線存在70 ms勵磁涌流，最大幅值4.722 A，灃堿斷路器跳閘后，轉為正常負荷電流。由此可得石油變存在合環現象，導致灃石線經石堿線向堿灃保護提供故障電流，堿灃保護誤動作。

4 短路計算驗證

灃石線線路長度6.88 km,每km電抗0.32；堿石線線路長度1.49 km,每km電抗0.40；石油變主變壓器容量25 MVA，主變壓器短路電壓10.5%。若石油變6 kV母聯斷路器合環，取基準容量SB=1000 MVA,則灃石線電抗XL1=0.166，堿石線電抗XL2=0.045，石油變電抗XT=4.2。系統正序電抗X1∑=8.611、基準電流IB=5.02 kA，負序電抗X2∑=X1∑=8.611。石油變中性點接地時，零序電抗X0∑=3XL1+XT=4.698；石油變中性點不接地時，零序電抗X0∑=+∞。

由此可知,2臺25 MVA主變壓器中性點不接地時，主變壓器低壓側合環運行，短路電流基本相符。

5 結語

如果調度部門對用戶變電站監控手段缺失，不能有效掌握用戶變電站實際運行方式，存在主變壓器低壓側合環導致高壓反供電風險。應按相關規程規定要求，完善用戶變電站各類信息，加強對用戶變電站監管，嚴格按照調度調令方式運行,保證電網安全穩定運行。