王君安，廖承民，潘立順，楊文佳，唐 敏，劉曉亮

（濰坊供電公司，山東 濰坊 261041）

0 引言

變壓器是變電站中的重要設(shè)備，其正常運(yùn)行關(guān)系著電網(wǎng)的安全、可靠運(yùn)行。中性點(diǎn)裝設(shè)放電間隙和接地刀閘的變壓器，其運(yùn)行方式包括直接通過(guò)接地刀閘接地和通過(guò)放電間隙接地兩種運(yùn)行方式。近年來(lái)，發(fā)生多起主變壓器間隙保護(hù)動(dòng)作［1-2］，造成主變壓器停運(yùn)，影響電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，并降低供電的可靠性。以2012年7月4日某220 kV甲站的一起兩臺(tái)主變壓器間隙保護(hù)動(dòng)作跳閘引起的停電事件為例進(jìn)行事故分析，提出相應(yīng)的改進(jìn)措施，為變電站的安全穩(wěn)定運(yùn)行積累經(jīng)驗(yàn)。

1 事故前電網(wǎng)運(yùn)行方式

110 kV甲丙線由220 kV甲站送電供110 kV丙站負(fù)荷 （共計(jì)38 MW），110 kV乙丙線由110 kV乙站充電對(duì)丙站備用，220 kV甲站110 kV系統(tǒng)中性點(diǎn)接地運(yùn)行，如圖1、圖2。

圖1 220 kV甲站供電網(wǎng)絡(luò)圖

丙站運(yùn)行方式。110 kVⅠ、Ⅱ段母線母聯(lián)方式運(yùn)行，1號(hào)、2號(hào)主變壓器分別供10 kVⅠ、Ⅱ段母線出線負(fù)荷，112開(kāi)關(guān)在合位，111開(kāi)關(guān)、00開(kāi)關(guān)熱備用，110 kV進(jìn)線備自投裝置、10 kV母聯(lián)備自投裝置投入。1號(hào)、2號(hào)主變壓器110 kV側(cè)經(jīng)間隙接地。1號(hào)、2號(hào)主變壓器“間隙過(guò)流Ⅱ段”“間隙零序過(guò)壓Ⅱ段”保護(hù)投入?！伴g隙過(guò)流II段”定值2.5 A（CT：200/5），“間隙零序過(guò)壓Ⅱ段” 定值 150 V，時(shí)限0.5 s。

圖2 110 kV丙站一次接線圖

天氣情況。事故地區(qū)雷暴雨大風(fēng)天氣，伴隨有冰雹，多處房頂復(fù)合板被大風(fēng)刮起，多處樹(shù)木連根拔起。

說(shuō)明。在變電站進(jìn)線備自投裝置整定實(shí)踐中，進(jìn)線備自投裝置動(dòng)作順序［3-4］，一般是供電進(jìn)線故障時(shí)電源側(cè)該線保護(hù)動(dòng)作開(kāi)關(guān)跳閘，重合閘動(dòng)作強(qiáng)送故障線路一次。強(qiáng)送不成時(shí)，變電站進(jìn)行備自投裝置判據(jù)供電進(jìn)線無(wú)電流、母線無(wú)電壓后動(dòng)作，跳開(kāi)供電的進(jìn)線開(kāi)關(guān)，合上備用電源的進(jìn)線開(kāi)關(guān)。

2 事故過(guò)程及處理

2.1 事故過(guò)程

由于220 kV甲站、110 kV丙站故障信息報(bào)文分屬不同的調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)所傳送，存在時(shí)間誤差，對(duì)分析相關(guān)保護(hù)裝置動(dòng)作順序的參考價(jià)值降低。故保護(hù)裝置動(dòng)作時(shí)間參考現(xiàn)場(chǎng)時(shí)間。

14：22，甲站。110 kV甲丙線接地距離Ⅱ段、零序Ⅱ段保護(hù) （0.5 s）動(dòng)作，112開(kāi)關(guān)跳閘重合不成（一般重合閘2 s），測(cè)距13.8 km。

14：22，丙站。1號(hào)主變壓器高壓側(cè)間隙過(guò)流Ⅱ段、間隙零序過(guò)壓Ⅱ段保護(hù)動(dòng)作，1號(hào)主變壓器兩側(cè)開(kāi)關(guān)跳閘。 2號(hào)主變壓器高壓側(cè)間隙零序過(guò)壓Ⅱ段保護(hù)動(dòng)作，2號(hào)主變壓器兩側(cè)開(kāi)關(guān)跳閘。110 kV進(jìn)線備自投裝置動(dòng)作，112開(kāi)關(guān)分閘，111開(kāi)關(guān)合閘。

14：57，現(xiàn)場(chǎng)查看并確認(rèn)丙站。1號(hào)主變壓器零序過(guò)壓、間隙過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，1號(hào)變兩側(cè)開(kāi)關(guān)在分位。 1號(hào)主變壓器3U0=171.95 V，1號(hào)主變壓器間隙電流值33.83 A。

2號(hào)主變壓器零序過(guò)壓Ⅱ段保護(hù)動(dòng)作，2號(hào)主變壓器兩側(cè)開(kāi)關(guān)在分位。2號(hào)主變壓器3U0=172.08V。

站內(nèi)設(shè)備無(wú)雷擊、放電痕跡，避雷器無(wú)動(dòng)作計(jì)數(shù)，低壓側(cè)出線開(kāi)關(guān)均在合閘位置，電容器失壓保護(hù)裝置動(dòng)作跳閘，所有出線保護(hù)裝置均無(wú)故障動(dòng)作信息。

16：30，巡線發(fā)現(xiàn)110 kV甲丙線1號(hào)到2號(hào)桿間A相導(dǎo)線刮上復(fù)合板，需該線停電做安全措施處理。

2.2 事故處理

14：58，丙站。現(xiàn)場(chǎng)人員檢查后綜合考慮決定，由110 kV乙丙線對(duì)丙站2號(hào)主變壓器試送。值班調(diào)度員同意，現(xiàn)場(chǎng)人員遂將丙站10 kV出線開(kāi)關(guān)置于分位。

15：10，丙站。對(duì)2號(hào)主變壓器試送正常，帶該站部分負(fù)荷。

15：49，丙站?，F(xiàn)場(chǎng)人員檢查后綜合考慮決定，對(duì)1號(hào)主變壓器試送。值班調(diào)度員同意。

16：07，丙站。 現(xiàn)場(chǎng)人員對(duì)1號(hào)主變壓器試送正常，恢復(fù)1號(hào)、2號(hào)主變壓器事故前運(yùn)行方式及全部負(fù)荷。

18：03，值班調(diào)度員將110 kV甲丙線停電做好安全措施，下達(dá)故障處理指令。

21：41，110 kV 甲丙線送電，110 kV 恢復(fù)原供電方式。

3 跳閘分析

3.1 110 kV甲丙線跳閘分析

110 kV甲丙線附近一廠房頂復(fù)合板刮起落到該線1號(hào)到2號(hào)桿之間A相導(dǎo)線上，是造成110 kV甲丙線接地距離Ⅱ段、零序Ⅱ段保護(hù)動(dòng)作，112開(kāi)關(guān)跳閘重合不成的直接原因。保護(hù)裝置動(dòng)作行為正確。

3.2 110 kV丙站1號(hào)、2號(hào)主變壓器跳閘分析

由110 kV主變壓器間隙保護(hù)配置整定原則知，110 kV主變壓器中性點(diǎn)放電間隙零序電流保護(hù)的一次電流定值一般可整定為40～100 A，0.3～0.5 s跳開(kāi)主變壓器各側(cè)開(kāi)關(guān)。對(duì)中性點(diǎn)經(jīng)放電間隙接地的半絕緣的110 kV主變壓器零序電壓保護(hù)，零序電壓3U0的定值一般整定為150～180 V，0.3～0.5 s跳開(kāi)主變壓器各側(cè)開(kāi)關(guān)。

參照?qǐng)D1、圖2。 事故前方式，即使110 kV丙站高壓母線發(fā)生單相直接接地故障，間隙零序電壓3U0最高值亦不過(guò) 100 V［5］。因此，在 110 kV 甲丙線A相接地故障期間，在無(wú)雷擊產(chǎn)生過(guò)電壓的情況下，丙站1號(hào)、2號(hào)主變壓器間隙過(guò)流Ⅱ段、間隙零序過(guò)壓Ⅱ段保護(hù)不會(huì)動(dòng)作。只有在甲站110 kV甲丙線112開(kāi)關(guān)跳閘后重合閘動(dòng)作前，丙站低壓側(cè)并有反送電電源才有可能使1號(hào)、2號(hào)主變壓器間隙保護(hù)動(dòng)作跳開(kāi)主變壓器兩側(cè)。 所并的反送電電源可能是發(fā)電機(jī)、大型電動(dòng)機(jī)等。對(duì)反送電引起1號(hào)、2號(hào)主變壓器跳閘的原因分析如下。

如圖3所示，假設(shè)丙站低壓側(cè)并有發(fā)電機(jī)或電動(dòng)機(jī)。由電動(dòng)機(jī)反送電原理可知，機(jī)電能量轉(zhuǎn)化是一個(gè)可逆過(guò)程。 當(dāng)電動(dòng)機(jī)在輸出機(jī)械能狀態(tài)失去外部電源時(shí)，電動(dòng)機(jī)轉(zhuǎn)子在做慣性旋轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)，電動(dòng)機(jī)內(nèi)部耦合電磁場(chǎng)的儲(chǔ)能發(fā)生變化，電動(dòng)機(jī)定子繞組被轉(zhuǎn)子產(chǎn)生的磁場(chǎng)切割而產(chǎn)生感應(yīng)電動(dòng)勢(shì)。 由于一般電動(dòng)機(jī)轉(zhuǎn)子電阻較小，感應(yīng)電動(dòng)勢(shì)衰減時(shí)間常數(shù)較大，在丙站主變壓器間隙保護(hù)動(dòng)作跳閘前，F(xiàn)可視為一穩(wěn)定的電源。

圖3 110 kV中線點(diǎn)不接地系統(tǒng)圖

220 kV甲站112開(kāi)關(guān)跳閘后，丙站及其低壓側(cè)并網(wǎng)發(fā)電機(jī)或反送電電動(dòng)機(jī)與A相接地的110 kV甲丙線組成了一個(gè)中性點(diǎn)不接地的帶電系統(tǒng)。

丙站110 kV母線電壓向量如圖4（A相接地）。110 kV母線零序電壓最大值3U0=3×100=300 V。11Y、12Y鐵芯因B、C相電壓升高為線電壓而飽和，11Y、12Y 二次側(cè) 3U0值約為 220～230 V。1 號(hào)、2號(hào)主變壓器“間隙零序過(guò)壓Ⅱ段”保護(hù)因其定值150 V＜3U0動(dòng)作跳開(kāi)1號(hào)、2號(hào)主變壓器兩側(cè)開(kāi)關(guān)。

圖4 A相接地電壓向量圖

上述分析證明了丙站1號(hào)、2號(hào)主變壓器間隙保護(hù)裝置動(dòng)作的正確性。但問(wèn)題是如何在技術(shù)措施、制度管理等方面降低甚至排除并網(wǎng)發(fā)電機(jī)或電動(dòng)機(jī)反送電對(duì)主變壓器供電可靠性的不利影響。

經(jīng)事后對(duì)110 kV丙站所帶負(fù)荷統(tǒng)計(jì)，其中電動(dòng)機(jī)功率占總負(fù)荷的74.80%。

4 應(yīng)對(duì)建議

4.1 技術(shù)措施

參照?qǐng)D 1、圖 2，對(duì)丙站運(yùn)行方式調(diào)整［6］。 1號(hào)、2號(hào)主變壓器分別由110 kV乙丙線、甲丙線分供帶10 kVⅠ、Ⅱ段母線出線負(fù)荷（即“一線一變”的運(yùn)行方式），110 kV進(jìn)線備自投裝置、10 kV母聯(lián)備自投裝置投入。可將類似故障影響范圍減小1/2。

調(diào)整甲站甲丙線重合閘、丙站110 kV進(jìn)線備自投裝置動(dòng)作順序。甲丙線故障，甲站側(cè)該線開(kāi)關(guān)跳閘。 丙站側(cè)110 kV進(jìn)線備自投裝置動(dòng)作，跳開(kāi)甲丙線112開(kāi)關(guān)，合上乙丙線111開(kāi)關(guān)。甲站側(cè)甲丙線重合閘（一般重合閘2 s）動(dòng)作，強(qiáng)送甲丙線。此保護(hù)裝置動(dòng)作順序調(diào)整，既保障了丙站的連續(xù)性供電，又切除了故障線路對(duì)正常運(yùn)行設(shè)備的影響。

110 kV甲丙線配置縱聯(lián)保護(hù)。甲丙線線路故障跳開(kāi)該線路兩側(cè)開(kāi)關(guān)，甲站重合閘動(dòng)作，強(qiáng)送一次。丙站檢測(cè)甲丙線線路有電壓后開(kāi)關(guān)合閘（丙站110 kV進(jìn)線備自投裝置按原規(guī)則動(dòng)作）。此措施，可防止電網(wǎng)故障時(shí)110 kV輸電線路單相接地而其所在的110 kV系統(tǒng)中性點(diǎn)不接地網(wǎng)絡(luò)的形成。

4.2 制度管理

調(diào)度運(yùn)行值班人員，要加強(qiáng)出線負(fù)荷變化情況的巡查和分析，掌握負(fù)荷變化規(guī)律。 對(duì)異常變化者，需要分析原因、查清現(xiàn)場(chǎng)情況，必要時(shí)建議采取如裝設(shè)低壓、低頻裝置等技術(shù)措施。

調(diào)度與用戶管理單位建立聯(lián)絡(luò)機(jī)制，定期交流重要用戶安全用電管理情況、電網(wǎng)運(yùn)行方式與用戶設(shè)備保護(hù)自動(dòng)裝置配置配合等情況，提出可行的建議或意見(jiàn)，加以實(shí)施。

對(duì)未經(jīng)相關(guān)部門批準(zhǔn)、未滿足調(diào)度并網(wǎng)技術(shù)條件的發(fā)電用戶，斷開(kāi)發(fā)電用戶側(cè)并網(wǎng)點(diǎn)物理連接，防治私自并網(wǎng)。

5 結(jié)語(yǔ)

客觀、科學(xué)地分析電網(wǎng)故障，建立健全管理制度，形成以制度保障技術(shù)措施的貫徹落實(shí)的良性循環(huán)至關(guān)重要。只有這樣，才能保障電網(wǎng)保護(hù)自動(dòng)裝置的正確動(dòng)作，提升對(duì)電網(wǎng)的“可控、在控、能控”能力，最大限度地降低故障影響范圍。

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