沈大千

(四川省電力公司廣安電業(yè)局，四川 廣安，638000)

一、運行方式及現(xiàn)狀介紹。

廣安220KV代市變電站是四川電網(wǎng)的重要樞紐變電站之一，是川渝電網(wǎng)、廣安電廠、華鎣山電廠與四川電網(wǎng)，廣安電網(wǎng)與達州電網(wǎng)的匯接點，電氣規(guī)模較大，也是廣安電業(yè)局輻射網(wǎng)絡的主要電源點。

目前代市站120MVA有載調壓主變2臺；220KV接線方式為雙母加旁母，220KV出線7條，旁路1回，母聯(lián)1回；110KV接線方式為雙母加旁母，110KV出線7條，旁路1回，母聯(lián)1回；35kV雙母，35kV出線8條，母聯(lián)1回。該站在正常運行方式下，兩臺主變并列運行，一臺主變中性點直接接地，另一臺主變間隙接地。本站110kV側有小電源（最大出力可達19.85萬千瓦）可經(jīng)過110kV代西線、代分I、II回、代衛(wèi)線、代雙線上網(wǎng)。為了提高供電的可靠性，本站在建站時裝設了旁路母線、旁路開關，按線路保護方案配置旁路保護。由于變壓器的特殊性，線路保護不能承擔保護變壓器的任務。當旁路開關代變壓器開關運行時，為了不失去變壓器差動保護，代市站是將差動電流回路接入變壓器套管側電流互感器二次電流回路，這樣就形成了一段無主保護的死區(qū)，為了解決消除死區(qū)的辦法，目前我局代市站在建站時已采用將旁路保護的距離保護和零序保護投入跳閘位置，而將高頻保護、重合閘等退出，一旦發(fā)生主保護死區(qū)內(nèi)故障，保護出口跳旁路開關。如圖1，在虛框1或虛框2內(nèi)發(fā)生故障，旁路290障，旁路290（或115）開關距離保護或零序保護迅速出口跳旁路290（或 115）開關。

圖1

二、存在的問題。根據(jù)我局電網(wǎng)去年一次系統(tǒng)接線阻抗歸算，運行方式按系統(tǒng)（220kV和110kV系統(tǒng)）最大運行方式，同時考慮代市一臺主變運行（主變中性點須直接接地），一臺主變停用情況考慮。相關計算參數(shù)如下：系統(tǒng)基準容量取Sb=100MVA,U=Un(各電壓等級的額定電壓：220kV額定電壓為230kV，110kV額定電壓為115kV)；歸算到220kV母線的等值阻抗（標幺值）：正序阻抗Z21=0.0119，零序阻抗Z20=0.014；歸算到110kV母線的等值阻抗（標幺值）：正序阻抗Z11=0.0726，零序阻抗Z10=0.0285；代市站主變壓器電抗（標幺值）：正序電抗Z1=0.10992，零序電抗Z0=0.10992（變壓器電阻值可忽略不計，變壓器電抗也即阻抗）；（一）虛框1內(nèi)故障旁路290#開關跳開后（故障未消失）按三種短路情況計算：

三相 短 路 故障 ：Ik=[1（/Z11+Z1）]*100/（1.732*230）=[1（/0.0726+0.10992）]*100/（1.732*230）=1375安；單相接地短路故障：Ik=[3/[2（Z11+Z1）+（Z10+Z0）]]*100（/1.732*230）=[3/[2（0.0726+0.10992）+（0.0285+0.10992）]]*100/（1.732*230）=1496安；兩相接地短路故障：Ik=[3/（[Z11+Z1）+2（Z10+Z0）]]*100（/1.732*230）=[3/（[0.0726+0.10992）+2（0.0285+0.10992）]]*100/（1.732*230）=1639安。

取兩相接地故障最大短路電流Ik=1639安

（二）虛框2內(nèi)故障旁路115#開關跳開后（故障未消失）歸算阻抗按三種短路情況計算：

三相 短 路 故障 ：Ik=[1（/Z21+Z1）]*100/（1.732*115）=[1（/0.019+0.10992）]*100/（1.732*115）=4122安；單相接地短路故障：Ik=[3/[2（Z21+Z1）+（Z20+Z0）]]*100（/1.732*115）=[3/[2（0.019+ 0.10992）+（0.014+ 0.10992）]]*100/（1.732*115）=4096安；兩相接地短路故障：Ik=[3/（[Z21+Z1）+2（Z20+Z0）]]*100（/1.732*115）=[3/（[0.019+0.10992）+2（0.014+0.10992）]]*100/（1.732*115）=4074安；

取三相短路故障最大短路電流Ik=4122安；由以上計算得知：虛框1內(nèi)故障時短路電流可達到1639安左右，為主變額定電流5.5倍；虛框2內(nèi)故障時短路電流約為4122安左右，為主變額定電流6.9倍，顯然在虛框1、2內(nèi)出現(xiàn)故障短路電流是比較大的。虛框1（或虛框2）內(nèi)故障既不在主變差動保護范圍內(nèi)，也不在母差保護范圍內(nèi)，靠主變后備保護4.5或5.0秒來切除故障，按照整定規(guī)程要求：當短路電流大于變壓器熱穩(wěn)定電流（6倍額定電流）時，變壓器保護切除故障的時間不應大于2秒，可見目前在虛框2內(nèi)故障時靠主變后備保護長延時切除故障已不滿足整定規(guī)程要求。而且隨著主網(wǎng)系統(tǒng)容量日益增加，短路電流不斷增大，由于其主變后備保護動作時限過長，如果依靠它來切除故障，勢必會造成變壓器損壞，無論是在虛框1（或虛框2）內(nèi)故障都將對代市站主變乃至廣安電網(wǎng)系統(tǒng)都有很大的危害，也就是說目前我局代市站旁路代主變開關運行仍然存在主保護死區(qū)問題。

三、解決方案

目前，消除代市站旁路代主變開關運行時主保護死區(qū)的方法大致有兩種：一是完善從旁路保護屏跳主變?nèi)齻鹊亩位芈罚灰皇菍⑴月冯娏骰ジ衅髟賳⒂脗溆美@組切換到主變差動保護電流回路；前者在保持現(xiàn)狀并利用旁路代路保護死區(qū)故障時只跳旁路開關，增加旁路及主變保護屏相關二次回路。雖然具有投資小，易操作，但在本次工程中不宜采用。后者整改措施優(yōu)點是：一旦發(fā)生虛框1、2內(nèi)故障，主變差動保護快速出口跳各側開關，且對整定、操作回路及調試等無特別要求。但投資大，因為旁路290與115#開關原電流互感器要換掉；旁路代主變開關運行時，變電站運行人員要切換電流回路。我們根據(jù)本工程的實際情況決定采用該方案。采用該方案需具備以下條件：

（一）、旁路CT要有多余的作保護用的二次繞組。（二）、主變保護屏上要有電流切換端子。在主變正常運行時主變保護裝置必須用本路開關CT電流回路，在旁路代路時必須采用流經(jīng)旁路開關CT電流回路。因此保護屏上必須備有切換的電流端子，隨著方式的變化可隨時切換。（三）、主變壓器數(shù)量不多于2臺。220kV旁路CT目前至少需具備的二次繞組：母差2組，保護1組，計度1組，測控1組，故障錄波1組，已經(jīng)需要6組，如果考慮切換到主變差動，主變兩臺按一臺一組考慮，就需要8組，將故障錄波和保護電流回路相串合并用一組，對旁路電流互感器二次繞組要求也至少是7組。超過兩臺主變，電流互感器二次繞組必然超過7個，對220kV及以下電壓等級電流互感器要求二次繞組超過7個，生產(chǎn)廠家很難辦到，電流切換回路過于復雜也不可取。110kV旁路CT同理。

經(jīng)過分析比較代市站2、3條件滿足要求，條件1可以完善。代市站兩臺主變保護均已實現(xiàn)主變微機保護雙重化，該方案只需要旁路開關CT增加兩個保護繞組，代市站兩臺主變一臺用一個保護繞組分別用于兩臺主變的1號差動保護中，方法：先分別將兩臺主變1號差動保護原用套管CT電纜拆除，再分別將旁路開關CT引出至主變保護屏電流回路電纜接入拆除后的保護屏騰空的電流端子，其它不變。即代市站每臺主變1號差動保護采取旁路電流互感器與主變開關間隔電流互感器二次電流回路在主變保護屏上切換，而主變2號差動保護仍采用主變套管電流互感器與主變開關間隔電流互感器二次電流回路在主變保護屏上切換。

目前用于代市站220kV旁路290開關CT二次繞組（現(xiàn)為五個繞組）在本次綜自改造中將更換為七個繞組的電流互感器，滿足要求；其中110kV旁路115開關CT二次繞組為四個，不滿足要求，需更換為六個繞組的電流互感器。將旁路電流互感器二次繞組如虛框3、4內(nèi)所示增加1、2號主變的差動繞組，這樣虛框1、2內(nèi)（圖1）的死區(qū)就納入了主變差動的保護范圍內(nèi)，從而解決了旁路代主變開關運行時出現(xiàn)的主保護死區(qū)問題。

結論

快速切除旁路開關代主變開關運行時的主保護死區(qū)對整個電網(wǎng)有重要意義，解決死區(qū)的兩種措施都存在優(yōu)、缺點，這就需要根據(jù)實際情況來取舍。對于不多于兩臺主變的變電站建議采用第二套方案；對于多于兩臺主變的變電站建議采用第一套方案。為了消除代市站旁路代主變開關運行主保護死區(qū)問題，我局目前采用第二套方案在本次代市變電站綜自改造中一并實施。旁路代主變開關雖為一種特殊運行方式，但此方式下一旦發(fā)生引線部分故障（相當于母線故障），其短路電流是相當大的，設備破壞力也可想而知，所以此方式下的主保護死區(qū)問題的解決無論是在新建、擴建還是改造等工程項目設計中不容忽視。

[1]周立梅.旁路代220kV主變開消除保護死區(qū)的方法探討[J].繼電器，2002.