王衛(wèi)萍

(國網(wǎng)甘肅省電力公司白銀供電公司，甘肅 白銀 730900)

電網(wǎng)末端110 kV主變間隙保護(hù)動作分析及對策

王衛(wèi)萍

(國網(wǎng)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(hù)配置及動作原理，通過對電網(wǎng)末端110 kV主變間隙保護(hù)動作實例進(jìn)行分析，根據(jù)存在的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)不完善等問題提出增加電源進(jìn)線等整改對策，確保變壓器等主設(shè)備安全運行，減少負(fù)荷損失，提高供電可靠性。

間隙保護(hù)；末端電網(wǎng)系統(tǒng)；重合閘

0 引言

由于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的不合理，有些110 kV電網(wǎng)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(jìn)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(jī)等儲能元件，一旦電源線路上發(fā)生單相接地故障，線路電源側(cè)斷路器跳閘，在未重合前，孤立出來的末端電網(wǎng)系統(tǒng)中的儲能元件將向系統(tǒng)釋放能量。而此時由于進(jìn)線線路上接地故障的存在，形成了110 kV不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障。因此主變中性點承受很高的零序電壓，導(dǎo)致主變間隙保護(hù)動作，跳開主變各側(cè)斷路器。當(dāng)進(jìn)線電源側(cè)斷路器達(dá)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(fù)荷，嚴(yán)重影響供電可靠性。為此，要進(jìn)行深入分析，尋求改進(jìn)措施，確保電網(wǎng)穩(wěn)定運行，減少負(fù)荷損失。

1 主變間隙保護(hù)動作實例分析

1.1 間隙保護(hù)配置及動作原理

110 kV電網(wǎng)為中性點直接接地系統(tǒng)，由于系統(tǒng)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(jié)構(gòu)，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(lián)保護(hù)方式。間隙保護(hù)采用間隙電流繼電器和零序電壓繼電器并聯(lián)方式，帶有0.3-0.5 s的時限。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生接地故障時，在間隙放電時有間隙電流，則使設(shè)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(dāng)發(fā)生間歇性弧光接地時，間隙保護(hù)共用的時間元件不得中途返回，以保證間隙接地保護(hù)的可靠動作。

1.2 主變間隙保護(hù)動作實例

下面結(jié)合變電站運行方式，對110 kV電網(wǎng)中1條110 kV電源出線“T”接1座或幾座末端變電站發(fā)生主變間隙保護(hù)動作的實例進(jìn)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(wǎng)主接線如圖1所示，運行方式是進(jìn)線電源側(cè)斷路器運行帶末端變電站全站負(fù)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(jìn)線線路上發(fā)生C相單相接地故障，線路配置的雙端光差保護(hù)3 ms動作出口跳開進(jìn)線電源側(cè)斷路器。這導(dǎo)致作為受電側(cè)的末端變電站全站失壓，且通過110 kV進(jìn)線而具有的110 kV系統(tǒng)中性點接地點完全斷開，末端變電站110 kV系統(tǒng)變?yōu)椴唤拥叵到y(tǒng)(系統(tǒng)包括進(jìn)線線路，2臺主變以及35 kV系統(tǒng)、10 kV系統(tǒng))。在此系統(tǒng)中，有電容器組、母線電壓互感器(電容式)、進(jìn)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(tǒng)而言是一個電源，且此時進(jìn)線線路上C相接地故障并未消除，儲能元件通過這個點進(jìn)行放電。根據(jù)不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地時電壓的變化規(guī)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(dá)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(hù)(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?nèi)齻?cè)斷路器。此時，進(jìn)線電源側(cè)斷路器達(dá)到重合閘時間重合成功后，末端變電站全站負(fù)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(wǎng)主接線如圖2所示，運行方式為進(jìn)線電源側(cè)斷路器運行帶3座末端變電站全站負(fù)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(cè)變電站約500 m處發(fā)生B相接地故障。17 ms，電源側(cè)變電站線路保護(hù)(南瑞繼保RCS-941A型線路保護(hù)裝置)距離I段保護(hù)動作，零序過流I段保護(hù)動作，跳開線路電源側(cè)斷路器；1 141 ms，重合閘動作(重合閘動作時間定值1 s)，開關(guān)重合成功。

在線路電源側(cè)開關(guān)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(tǒng)通過電源線路與電網(wǎng)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(wǎng)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(hù)裝置(國電南自PST-1261A后備保護(hù))間隙2保護(hù)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(cè)開關(guān)。

從末端變電站2的1號主變保護(hù)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(hù)啟動并計時，零序高電壓持續(xù)110 ms左右主變間隙擊穿，出現(xiàn)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(xù)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(hù)2出口(間隙保護(hù)1時限停運)，主變保護(hù)動作是正確的。查看3座末端變電站其他5臺主變保護(hù)均未動作。結(jié)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(hù)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(hù)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(hù)返回。通過對3座變電站6臺主變間隙距離進(jìn)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(shè)置相符。線路電源側(cè)開關(guān)重合后由于末端變電站2的1號主變跳閘，其所帶負(fù)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(wǎng)結(jié)構(gòu)不完善。從電網(wǎng)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(jìn)線且無進(jìn)線斷路器。一旦進(jìn)線故障導(dǎo)致所帶變電站全部失壓，將嚴(yán)重影響供電可靠性。

圖3 變電站2的1號主變保護(hù)裝置錄波

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

(3) 線路出線走廊保護(hù)不力，安全隱患排查不細(xì)，修建較高建筑物或設(shè)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(wǎng)中末端變電站增加第二電源進(jìn)線，增加進(jìn)線斷路器、電流互感器及保護(hù)裝置、備自投裝置，完善和優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

(2) 電網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)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(xiàn)有保護(hù)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(jìn)線兩端配置有光差保護(hù)，但末端變電站無斷路器，保護(hù)動作后無法隔離故障。因此，將光差保護(hù)跳閘出口接點接至電容器控制回路中，一旦進(jìn)線發(fā)生故障，光差保護(hù)可快速將電容器從末端電網(wǎng)中切除，使主變中性點零序電壓降低，間隙保護(hù)不動作。當(dāng)線路重合成功后，末端變電站將恢復(fù)正常供出負(fù)荷。方案實施后，實例1中變電站電源線路發(fā)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(hù)不會動作。

實例2中的末端變電站進(jìn)線無保護(hù)，因此根據(jù)實際情況制定了利用主變間隙保護(hù)實現(xiàn)快速切除末端系統(tǒng)中電容器的辦法來防止主變?nèi)?。間隙保護(hù)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(cè)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(hù)返回。進(jìn)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(hù)力度，清除不安全因素。

3 結(jié)束語

通過對末端變電站電源線路發(fā)生故障后導(dǎo)致主變間隙保護(hù)動作實例分析，發(fā)現(xiàn)其原因是線路跳閘后末端變電站成為孤立不接地系統(tǒng)，電容器等儲能元件供給故障電流，導(dǎo)致主變中性點承受很高的零序電壓。提出通過優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和采取快速地將主要的儲能元件電容器從小系統(tǒng)中隔離的措施，防止終端變電站損失負(fù)荷，提高供電可靠性。

1 國家電力調(diào)度中心.電力系統(tǒng)繼電保護(hù)實用技術(shù)問答[M].北京：中國電力出版社，2000.

2 徐青山.電力系統(tǒng)故障診斷及故障恢復(fù)[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(tǒng)繼電保護(hù)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(wèi)萍(1984-)，女，助理工程師，主要從事繼電保護(hù)工作，email：648281636@qq.com。