高 勇,傅 霖

(衡水供電公司, 河北 衡水 053000)

1 概述

在電力系統(tǒng)中，變電站是輸電和配電的集結(jié)點(diǎn)，完成電壓的升降工作。變電站全站失壓，會(huì)對(duì)地區(qū)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來(lái)嚴(yán)重威脅，影響用戶的安全可靠用電。某110 kV變電站有主變壓器2臺(tái)，變壓器容量為(50+50) MVA，正常運(yùn)行方式下，由上級(jí)變電站157斷路器供電，161斷路器合位受電，158斷路器在合位，162斷路器熱備用。該變電站為綜合自動(dòng)化變電站，全站配置RCS系列綜合自動(dòng)化裝置，其中1號(hào)、2號(hào)變壓器配置RCS978型微機(jī)主變壓器保護(hù)裝置；161、162斷路器未配置保護(hù)裝置；110 kV母線配置有RCS9651型備用電源自投裝置，實(shí)現(xiàn)161和162斷路器的線路互投，提高全站供電的可靠性。該站配置故障錄波器，其一次接線示意見(jiàn)圖1。

圖1 某變電站正常方式下一次接線示意

2 故障情況介紹

15時(shí)57分，該110 kV變電站全站失壓，監(jiān)控中心運(yùn)行人員和綜合自動(dòng)化專業(yè)的技術(shù)人員急赴現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行詳細(xì)檢查處理。在排除站內(nèi)一次設(shè)備故障的可能性后，迅速恢復(fù)全站供電。具體故障情況如下。

a. 室外一次設(shè)備：161、101、511、311、512、312在斷位，162斷路器在合位，所有室外110 kV設(shè)備經(jīng)詳細(xì)檢查未見(jiàn)異常。

b. 保護(hù)裝置檢查： 1、2號(hào)主變壓器間隙保護(hù)動(dòng)作，110 kV備自投動(dòng)作，錄波器啟動(dòng)錄波。檢查設(shè)備發(fā)現(xiàn)：161避雷器U、V相次數(shù)由1變?yōu)?，162線避雷器V相次數(shù)均由1變?yōu)?。詢問(wèn)變電站現(xiàn)場(chǎng)保衛(wèi)人員，當(dāng)時(shí)聽(tīng)到雷聲。

c. 上級(jí)變電站檢查：157、158斷路器保護(hù)的接地距離Ⅰ段動(dòng)作，重合成功，故障錄波器顯示157、158線路V相接地，測(cè)距157線2.97 km，距158線2.86 km。

3 故障原因分析

3.1 157、158斷路器保護(hù)動(dòng)作分析

故障發(fā)生后，保護(hù)人員及時(shí)趕到現(xiàn)場(chǎng)調(diào)取了保護(hù)裝置的動(dòng)作報(bào)告和錄波器的錄波報(bào)告。并對(duì)上級(jí)變電站保護(hù)動(dòng)作進(jìn)行分析，從上級(jí)變電站的錄波波形上看，157、158線同時(shí)發(fā)生故障，故障點(diǎn)在同一位置，故障類型都是V相接地。157斷路器為接地距離Ⅰ段15 ms出口，重合成功，測(cè)距2.86 km。158斷路器為接地距離Ⅰ段25 ms出口，重合成功，測(cè)距2.97 km。對(duì)故障錄波波形進(jìn)行分析，157、158線故障波形示意見(jiàn)圖2。

圖2 上級(jí)變電站157、158線路故障波形

從圖2中157、158線故障波形可知，2條線路的故障電流均為V相接地，且兩線路故障電流(IB和3I0)、電流相位都相同，故障起始時(shí)刻相同，說(shuō)明兩條線路的故障點(diǎn)位于同一位置；另外，158線的故障電流較157線時(shí)間上長(zhǎng)半個(gè)周波(約為0.01 s，與158保護(hù)出口比，157出口的時(shí)間長(zhǎng)10 ms相一致 )，綜合變電站避雷器動(dòng)作次數(shù)增多1 次，且有人員聽(tīng)到雷聲，可以認(rèn)為，157、158線的故障為同桿的同一位置遭受雷擊所致。

3.2 主變壓器保護(hù)動(dòng)作分析

故障變電站1號(hào)、2號(hào)主變壓器保護(hù)為高壓側(cè)間隙保護(hù)動(dòng)作，1號(hào)主變壓器高壓間隙保護(hù)出口跳開(kāi)511、311、101、161斷路器，2號(hào)主變壓器高壓間隙保護(hù)動(dòng)作跳開(kāi)101、312、512斷路器(162斷路器熱備用)。

分析變電站錄波波形認(rèn)為：在上級(jí)變電站157斷路器跳閘后，變電站的110 KV母線電壓在化肥廠用戶大容量同步電機(jī)、異步電機(jī)反饋電源的作用下是持續(xù)衰減的，直至消失，變電站110 kV電壓波形見(jiàn)圖3。

由圖3可知，在1號(hào)變壓器高壓側(cè)間隙保護(hù)未動(dòng)作出口前，161斷路器在合位，此反饋電源經(jīng)161斷路器向157線受雷擊的故障點(diǎn)(V相)繼續(xù)提供反饋電流，因上級(jí)變電站157斷路器跳閘后，變電站的110 kV系統(tǒng)失去中性點(diǎn)，V相故障點(diǎn)的存在導(dǎo)致反饋電源相電壓升高，并在1號(hào)、2號(hào)變壓器高壓間隙兩端產(chǎn)生過(guò)電壓，導(dǎo)致1號(hào)、2號(hào)變壓器的高壓間隙由圖4可知，經(jīng)0.3 s后，1、2號(hào)變壓器的高壓間隙保護(hù)動(dòng)作出口，在0.348 s跳開(kāi)101、161、312、512、311、511斷路器(本站變壓器間隙過(guò)流和間隙過(guò)壓為與的關(guān)系)。在511、512斷路器跳閘后，化肥廠的電機(jī)反饋電源與1、2號(hào)變壓器相隔離，110 kV母線電壓完全消失，110 kV備自投啟動(dòng)，經(jīng)延時(shí)1.8 s后合上162斷路器，1號(hào)變壓器恢復(fù)帶電(此時(shí)158斷路器跳閘后經(jīng)1 s延時(shí)已重合成功)。

圖3 變電站110 kV電壓波形

擊穿放電形成間隙零序電流，1號(hào)、2號(hào)變壓器及161斷路器變電流波形見(jiàn)圖4。

圖4 變電站1號(hào)、2號(hào)變、161斷路器變電流波形

4 處理措施及效果

從以上分析可知，本次故障中繼電保護(hù)全部正確動(dòng)作，符合整定邏輯的動(dòng)作要求。在本次故障中，某化肥廠大型電機(jī)的反饋電源在主變壓器110 kV側(cè)產(chǎn)生了過(guò)電壓，危及了變壓器的安全。

4.1 處理措施

a. 加強(qiáng)變壓器中性點(diǎn)間隙管理。110 kV變壓器中性點(diǎn)正常不接地運(yùn)行，間隙接地應(yīng)投入跳閘，以減小過(guò)電壓對(duì)變壓器的損傷。

b. 增加主變壓器間隙保護(hù)聯(lián)跳存在反饋電源用戶斷路器的回路。

c. 對(duì)具備反饋電源的用戶線路加裝低頻低壓解列回路。

4.2 處理效果

采取以上措施后，該110 kV變電站未出現(xiàn)全站失壓故障。為避免同類故障再次發(fā)生，對(duì)本地區(qū)具備同樣情況的變電站在主變壓器保護(hù)整定方案上進(jìn)行優(yōu)化，采用主變壓器間隙保護(hù)動(dòng)作后聯(lián)跳用戶斷路器及對(duì)用戶線路加裝低頻低壓解列保護(hù)的措施，快速切斷用戶電機(jī)的反饋電流回路。經(jīng)過(guò)2年多的運(yùn)行，衡水地區(qū)變電站未出現(xiàn)同類故障。

5 建議

a. 較大動(dòng)力用戶接入110 kV變壓器運(yùn)行時(shí)，應(yīng)將動(dòng)力用戶的電機(jī)負(fù)荷視同為小電源，在保護(hù)整定時(shí)，變壓器的間隙保護(hù)不應(yīng)直接跳開(kāi)變壓器三側(cè)開(kāi)關(guān)，宜首先跳開(kāi)動(dòng)力用戶的斷路器，這樣既保證在110 kV線路單相接地時(shí)，變壓器間隙電流保護(hù)誤動(dòng)不會(huì)甩掉其它用戶負(fù)荷，又不影響變壓器本身的安全運(yùn)行。

b. 對(duì)于承載反饋電源或潛在反饋電源的變電站，其電源進(jìn)線已采用線路縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)，線路故障時(shí)，兩側(cè)斷路器同時(shí)跳閘，即使存在反饋電源,也不會(huì)與故障點(diǎn)之間形成短路故障，從而防止故障范圍擴(kuò)大。