王 恒，盛 遠，梁 智

(國網(wǎng)江蘇省電力有限公司徐州供電分公司，江蘇 徐州 221000)

0 引言

變壓器的高后備保護作為主變差動保護及瓦斯保護的后備保護,既能夠保護變壓器應(yīng)對內(nèi)部各種故障,又能夠保護到中低壓側(cè)母線及部分出線。以一起35 kV變電站低壓側(cè)出線發(fā)生相間故障后主變高后備保護越級誤動事故為例,說明繼電保護定值整定及運行維護中可能出現(xiàn)的極端特殊情況,并對此提出相應(yīng)的注意事項及處理方案,希望對類似事故的預(yù)防和處理起到一定的借鑒作用。

1 事故經(jīng)過

1.1 事故前運行方式

故障發(fā)生前,變電站接線方式如圖1所示。

圖1 變電站主接線情況

該站35 kV兩條母線并列運行,10 kV兩條母線分列運行,各10 kV出線處于正常運行狀態(tài)。2號主變高壓側(cè)未設(shè)套管CT,高后備保護采用進線與橋開關(guān)和電流的形式。變壓器保護為主后備保護一體裝置,低后備保護未啟用,低壓側(cè)線路保護正常運行。

1.2 事故發(fā)展及處理

2019-08-10T11：15,2號主變高復(fù)壓過流保護III段動作,跳開高壓側(cè)進線312開關(guān)、橋300開關(guān)和主變低壓側(cè)102開關(guān),故障切除；同時因該站特殊運行方式造成了變電站全站停電。故障過程中高后備保護動作,而差動保護、所有線路保護及電容器保護未動作。

檢修人員對事故現(xiàn)場和裝置外觀進行檢查,發(fā)現(xiàn)2號主變外觀良好,10 kV母線位于室內(nèi),未見明顯故障；2號主變高后備保護III段動作；而差動保護未動作。10 kV 110和112出線保護啟動,但未出口；保護定值及二次回路均未出現(xiàn)問題,絕緣良好。聯(lián)系廠家調(diào)出主變和112線故障錄波圖,發(fā)現(xiàn)110線無故障電流,裝置無法調(diào)出其錄波圖。

2 保護動作原因及分析

2.1 保護定值

經(jīng)檢查裝置確認(rèn),2號主變高后備保護定值為：高壓側(cè)復(fù)壓過流III段定值1.16 A,動作時間0.7 s；112間隔線路保護定值為：III段過流定值5.58 A,動作時間0.5 s。

2.2 變壓器d側(cè)相間短路的電氣量特征

以YNd11聯(lián)結(jié)組別變壓器在d側(cè)ab相短路為例,相間短路如圖2所示。

圖2 相間短路

YN側(cè)電流與d側(cè)故障電流的關(guān)系為：

可知,在d側(cè)發(fā)生相間故障時,YN側(cè)滯后相的電流最大,數(shù)值上是另兩相的2倍,方向與另兩相相反；另兩相電流大小相等、相位相同。

2.3 主變故障錄波圖分析

查看主變各側(cè)電流波形可知,高、低壓側(cè)三相電流相位基本相反,說明故障發(fā)生在主變低壓側(cè)區(qū)外。分析高、低壓側(cè)電流趨勢,開始故障電流均不大,740 ms以后故障電流明顯增大,可以判斷為發(fā)展性故障。220 ms前高壓側(cè)進線電流A,B,C相分別約為1.1 A,1.439 A,0.83 A,橋開關(guān)電流與其相位相反,且為負(fù)荷電流。高后備保護采用高壓側(cè)進線電流與橋開關(guān)的和電流,計算主變高后備保護三相電流分別約為0.78 A,1.12 A,0.51 A,B相電流最大。此時低壓側(cè)三相電流中,a, b相電流大小相等,相位相反,由兩側(cè)電流幅值及相位關(guān)系,初步判斷為a,b相經(jīng)過渡電阻短路。由于高壓側(cè)三相電流均小于高后備保護復(fù)壓III段動作定值1.16 A,保護未進入計時邏輯。

220 ms后,高后備B相電流約為1.24 A,A,C相電流較小,分別為0.732 A和0.63 A,此時B相電流大于定值1.16 A,保護開始計時。約740 ms時,高壓側(cè)A, B,C相故障電流增大,此時A,C相電流相位相同,幅值近似相等,B相電流與A,C相電流相位相反,幅值近似為A,C相2倍；低壓側(cè)a,b相電流明顯增大,且幅值相等,相位相反,C相電流為負(fù)荷電流,基本不變。由此可知,此時為AB相間故障典型特征,相間短路的過渡電阻進一步擊穿,并在920 ms時高后備保護動作出口。

2.4 線路故障錄波圖分析

查看112線故障錄波圖可知,a相電流增大,c相電流基本不變,為負(fù)荷電流,由于出線b相沒有CT,因此錄波圖中b相電流為0。760 ms前a相電流處于動作定值邊界,之后電流增大到17.5 A,大于線路保護定值5.58 A,但960 ms時高后備保護動作出口,線路保護因動作時間不到0.5 s未能出口動作。

2.5 理論分析

以620 ms時的有效值為例,此時a相電流為5.3 A,未達線路保護動作定值。不考慮負(fù)荷電流時,高壓側(cè)最大相電流為1.001 A,處于動作的邊界。112線路遠端經(jīng)過渡電阻ab相間故障時,10 kV母線電壓下降較小,極端情況下可能保持不變,故近似選取正常運行負(fù)荷電流為此時兩支路電流。支路正常運行時的負(fù)荷電流為：110支路163 A,電容器支路65 A。考慮到110線與電容器支路電流相位相差90°,故二者負(fù)荷電流為175 A,折算到主變高壓側(cè)為0.24 A。此時主變高壓側(cè)在考慮負(fù)荷電流后,最大相電流剛好滿足動作條件。

2.6 綜合分析

結(jié)合以上分析可知,在112支路發(fā)生相間故障后,線路保護拒動,主變高后備保護誤動。線路保護在760 ms達到定值,但未達到動作時間,保護只是啟動沒有動作出口。據(jù)此分析,故障很可能發(fā)生在112線線路遠端或者經(jīng)用戶側(cè)變壓器故障。線路保護處于動作邊界時,考慮負(fù)荷電流后,高后備保護動作,造成本次越級跳閘事故。后接配調(diào)通知,在112線線路末端找到了故障點,進一步驗證了上述分析。

3 結(jié)束語

線路發(fā)生故障,本應(yīng)是線路保護首先動作切除故障,高后備保護作為線路保護的后備,在線路保護未能正確切除故障時動作。本次故障發(fā)生在112線路末端并經(jīng)過渡電阻相間短路,導(dǎo)致故障初期未能達到線路保護動作定值,由于主變高后備保護動作定值偏低,在考慮負(fù)荷電流時,高后備保護誤動。為解決此類問題,提出了若干措施及建議。

(1) 重新核算線路保護定值。按照繼電保護運行整定規(guī)范重新核算線路繼電保護定值,保證在類似的極端情況下也能夠正確動作。

(2) 啟用主變低后備保護。發(fā)生類似故障時,由主變低后備保護動作,在切除故障的同時,可縮小停電范圍。

(3) 改變運行方式。投入311進線,保證有兩路電源供電及備自投的正常使用。

(4) 增加故障錄波裝置。對于一些現(xiàn)有裝置無法錄波的變電站,應(yīng)增加故障錄波裝置,以便為故障分析提供全面可靠的依據(jù)。