鄧報凱

（廣東電網有限責任公司韶關供電局 廣東 韶關 512000）

摘 要：本文結合實際案例，分析了110kV主變低壓側TA與開關之間死區(qū)故障條件下的后備保護動作邏輯及行為，指出了現(xiàn)有運行方式和后備保護整定方案的不足，并有針對性地提出了解決措施。

關鍵詞：110kV；主變；故障跳閘；保護動作

引言

變壓器是當前電力供應企業(yè)中輸變電設備重要組成部分之一。因此，電力變壓器的工作狀況將對電力系統(tǒng)的安全和經濟運行產生重要影響。一旦出現(xiàn)電力變壓器故障，會嚴重影響居民的正常生活和企業(yè)的正常生產。而變壓器會因為各種原因造成主變跳閘，造成變電線路停電。下文對110kV主變低壓側故障跳閘及保護動作進行研究。

1故障案例

1.1故障前運行方式

某110kV變電站高壓側為內橋接線（如圖1所示），110kV甲線供全站負荷，進線181及內橋180開關運行，進線182開關熱 備 用；#1、#2主 變 為 三 圈 變 壓 器，35kV兩段母線因負荷不平衡而并列運行，10kV兩段母線分列運行；110kV及10kV備自投投入，35kV備自投由于運行方式不適應而退出運行。

1.2故障經過

2015年5月20日11時34分，該110kV變電站#1主變各側開關（181、180、301）及35kV母聯(lián)312開關跳閘，110kV備自投動作合上182開關。事故造成35kV I段母線及10kV I段母線失壓，損失負荷約9000kW。檢查發(fā)現(xiàn)#1主變低壓側001開關柜TA與開關之間三相均有明顯放電痕跡，屬于典型的低壓死區(qū)故障。對#1、#2主變開展詳細試驗檢查后，發(fā)現(xiàn)#1主變油色譜試驗不合格，繞組輕微變形，說明短路故障對變壓器造成了一定程度的損害。

2后備保護動作分析

2.1短路電流分析

根據故障前的運行方式、故障點的位置以及故障錄波分析報告，可得到故障期間短路電流大?。ㄒ淮沃担┘半娏髁飨驁D，如圖2所示。

由圖2可知，故障點位于主變差動保護范圍外，差動保護應可靠不動作；#1主變10kV側短路電流高達18006A，已超過了額定電流的8倍；死區(qū)故障期間，除#1主變高、低壓側流過故障電流外，由于中壓側并列運行，#2主變通過180→302→312→301的環(huán)形通路向故障點提供電流，為2臺主變中后備保護動作創(chuàng)造了條件。

2.2后備保護定值及邏輯分析

#1、#2主變保護配置及整定值完全相同：高后備設置一段過流，作為變壓器故障的總后備；中、低后備各設兩段兩時限，作為中低壓母線及出線的后備保護。經查閱定值單，主變各側后備保護定值及邏輯見表1。結合表1和圖2可知，故障期間短路電流達到#1主變高后備過流、低后備過流I段定值；由于中壓側環(huán)流經過2臺主變，且高、低壓側電抗較大，故環(huán)路分配到的電流僅達到中后備過流II段定值。

2.3故障時序分析

事故后通過調取現(xiàn)場保護裝置動作報告、故障錄波文件、監(jiān)控后臺報文，經過整理可得到故障時序圖，如圖3所示。

結合圖2、圖3、表1可知，故障發(fā)生后，#1主變低后備I段1時限首先閉鎖10kV分段自投，經2時限跳開001開關后，故障仍未隔離，各間隔TA流過的短路電流仍持續(xù)；中壓側環(huán)流持續(xù)約2s，301、302間隔電流達到中后備II段定值及時間，1時限跳開分段312后，中壓側環(huán)流消失；系統(tǒng)仍通過#1主變高壓側向故障點提供電流，最終達到高后備定值，#1主變各側跳閘；由于故障前110kV側為線自投方式運行，且高后備不閉鎖進線自投，故110kV備自投動作空跳181后合上182開關對全站恢復供電。整個故障過程中，直至#1主變高后備動作跳開高、中壓側開關時，故障才被完全切除，短路電流持續(xù)時間達到了2662ms。因故障切除時間較長，造成了#1主變輕度損壞。

3分析結論及改進措施

根據前文分析的結論，發(fā)現(xiàn)以下問題：

（1）只需跳開#1主變各側開關并閉鎖10kV備自投即可隔離故障，不應造成35kV I段母線的失壓。換個角度來看，本次故障因#1、#2主變中后備跳開分段312開關而造成了停電范圍的擴大化。

（2）本次低壓開關柜死區(qū)故障短路電流較大，且持續(xù)了較長時間，已超出了變壓器的承受能力，造成了設備的損傷，說明主變后備保護尚不能完全滿足特殊故障條件下快速切除的要求，故提高后備保護的速動性十分迫切和必要。

3.1運行方式的改進

#1、#2主變中后備II段1時限動作系中壓側并列運行引起，若采取正常時分列運行的方式，在低壓側故障時中壓側將不存在環(huán)流，中后備保護也不會動作，可有效消除停電范圍擴大的風險。長期以來安排中壓側并列運行是因為兩段中壓母線負荷分布不均和降低變壓器的銅損，然而還應考慮到110kV側單線供電增加了線路的損耗，進線永久故障且備自投拒動時存在全站失壓的風險，降低了系統(tǒng)可靠性等關鍵因素。經綜合評估，建議全站采取線路變壓器組的運行方式，即各電壓等級母線均分列運行。規(guī)劃部門應做好出線間隔負荷接入的合理安排，盡量確保各段母線上的主變負載率相接近；變電部門應在日常巡檢中做好備自投的維護，確保單一線路或變壓器故障時備自投能可靠動作恢復供電。

3.2后備保護整定及邏輯的改進

按照行標整定規(guī)程，為提高后備保護的可靠性，中低后備II段電流定值按躲負荷電流整定，時間定值與本側出線保護或母聯(lián)保護最末段時間配合，跳本側斷路器、再跳三側斷路器，然而并未明確中低后備限時速斷（即I段）保護應具有跳變壓器各側的時限段。但從本次事故造成的后果來看， 中/低壓側的死區(qū)故障不僅與主變電氣距離近、短路電流大，而且具有故障不容易隔離的特點。假設本次故障發(fā)生期間#1主變高后備保護處于退出狀態(tài)，那么故障將只能依賴上一級110kV線路的距離III段遠后備保護切除，短路持續(xù)時間超過2.9s，會對變壓器造成更嚴重的破壞，同時故障停電范圍可能進一步擴大。

綜上所述，為了提高中低壓死區(qū)故障切除的快速性，110kV主變中低后備I、II段均應增加第3時限用于跳開變壓器各側開關，其時限按照與2時限配合整定，即取2時限加上一個級差Δt（取0.25～0.3s），這樣當中/低壓死區(qū)故障期間I段1、2時限動作仍無法切除故障時，可通過3時限動作跳開變壓器各側開關將故障隔離，達到保護設備安全的效果。

4結束語

總而言之 ，隨著我國電力系統(tǒng)改革的不斷深入 ，繼電保護動作已經成為了電力行業(yè)各方關注的重點 ，加之其涉及到的技術難度大、故障種類多、影響嚴重等問題。因此 ，加強對繼電保護動作故障的原因分析已經成為了電力部門工作的重中之重 ，也只有這樣 ，才能減少故障發(fā)生的頻率 ，保證電力系統(tǒng)的安全平穩(wěn)運行。參考文獻

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