110 kV主变压器间隙保护误动作原因分析及处理措施

李标，贾卫军，芦纪良，李洪雷，霍晓良

(国网河北省电力公司石家庄供电分公司，石家庄050051)

摘要：介绍110 kV千根变电站主变压器失压故障，分析故障排查的过程，认为低压侧违规小电源是造成主变间隙保护误动的原因，提出排查用户自备应急电源、完善保护配合、定位自备电源等措施。

关键词：变电站；间隙保护；自备应急电源；潮流变化

收稿日期：2014-05-27

作者简介：李标(1985-)，男，工程师，主要从事电网运行与维护工作等工作。

中图分类号：TM41

文献标志码：B

文章编号：1001-9898(2015)01-0036-03

Abstract:This paper introduces the fault of the voltage loss for the 110 kV Qiangen substation, analyzes the failure examine process, considers that low voltage side of small power supply is the cause of main transformer protection maloperation clearance, finally puts forward trying to identify the user should bring along their own emergency power, perfect protection to cooperate and takes the positioning self-provided power supply and other measures.

Cause Analysis and Treatment Measures to Gap ProtectionMisoperation of 110 kV Main Transformer

Li Biao,Jia Weijun,Lu Jiliang,Li Honglei,Huo Xiaoliang

(State Grid Shijiazhuang Electric Power Supply Company，Shijiazhuang 050051，China)

Key words: substation；gap protection；self-provided power supply；grid tide

110 kV千根变电站是河北省赞皇县西部地区110 kV电网的重要变电站，主要为本地乡镇企事业单位及居民供电，正常负荷12 MVA装有1台110 kV/40 000 kVA的主变压器，通过万赞Ⅰ线千根T接线和马王T接线分别与220 kV万花变电站和220 kV马村变电站联络。110 kV侧采用内桥接线，正常方式为桥背投，分段101断路器在分位，110 kV万赞Ⅰ线千根T接线运行，110 kV马王T接线热备用。35 kV线路共2回，10 kV线路共5回，中低压侧无并网线路。

1故障情况

2014年4月23日01：01：47.888，220 kV万花变电站110 kV线路万赞Ⅰ线发生V相接地短路故障，故障距离8.4 km，万赞Ⅰ线距离Ⅰ段保护动作，52 ms后171断路器跳开，切除线路，1 799 ms后重合闸动作，故障切除。110 kV千根变电站在故障发生0 ms，后备保护启动，551 ms间隙保护1出口，552 ms间隙保护2出口，主变压器三侧断路器跳开，全站失电，损失负荷12 MVA。220 kV万花变电站的1、2号主变压器110 kV侧中性点均直接接地。故障区域联络示意如图1所示。

图1　故障区域联络示意

2故障原因

2.1　万花变电站故障排查

表1给出万花变电站110 kV故障录波器的故障报告数据表，图2为整个故障过程的录波图。

表1万花变电站故障报告

故障情况故障电压/V故障电流/A跳闸(重合)时间/msUu=56.331Iu=0.080Tu=48.0万赞I线V相接地故障Uv=20.225Iv=29.217Tv=52.0故障距离8.4kmUw=56.482Iw=0.843Tw=52.0U0=47.005I0=29.921T重合=1799.8

图2　220 kV万花变电站110 kV万赞I线故障录波示意

结合表1和图2分析可知，故障为万赞I线上距离万花变电站8.4 km处发生V相接地短路。故障发生时电压UV下降到20.225 V，电流IV升高到29.217 A。220 kV万花变电站1、2号主变压器110 kV侧中性点均直接接地，零序电流有通路[1]，故障处零序电压U0=47.005，线路零序电流I0=29.921。由录波器故障报告得知，故障后19.2 ms线路距离保护Ⅰ段出口，49.1 ms后171断路器跳开，零序电压、零序电流消失，1 799.8 ms后重合闸动作合闸。

2.2　千根变电站故障排查

由千根变电站2号主变压器定值单可知，主变压器采用PST-1202C型保护，其中高压侧间隙零序过流、过压保护均投入，间隙过流定值4 A，间隙过压定值150 V，间隙零序过流、过压保护0.5 s跳开主变压器三侧断路器(包括桥)。间隙过压取自外接开口三角电压。

千根变电站110 kV侧采用桥背投方式，分段自投充满电后，若万赞Ⅰ线千根T接线158断路器无电流，110 kV Ⅱ母无电压，110 kV Ⅰ母有电压，延时T1=3 s跳开158断路器，确认158断路器跳开后，经延时T2=0.1 s后闭合101断路器。

由定值单分析可知，当故障发生时千根变电站2号主变压器高压侧间隙保护启动，故障后52 ms(0.052 s)线路171断路器断开，线路电压和电流消失，2号主变压器高压侧间隙保护应返回。万赞Ⅰ线故障停电时间为1.799 s-0.052 s=1.747 s此时间小于高压侧备自投延时T1=3 s的时间，因此高压侧桥背投不满足动作条件，会自动返回。图3为故障时千根变电站2号主变压器的高压侧间隙保护实际动作录波图。

图3　110 kV千根变电站2号主变压器保护动作录波示意

由图3可见，故障后52 ms线路被切除，三相电流基本消失，三相电压中Uv为0 V，而Uu、Uw均不为0 V，且保持规则波形；故障后551 ms间隙保护1出口，552 ms间隙保护2出口，保护动作跳开主变压器三侧开关，全站失电，之后Uu=Uv=Uw=0 V。综上可见，故障后52 ms线路被切除后，零序电压U0不为0 V，导致间隙保护在0.5 s后出口切除主变压器三侧断路器，此次故障的原因即为故障线路切除后依然存在的Uu、Uw和U0。线路切除后线路应该失压，因此未消失的电压只能由千根变电站中低压侧反送电造成。而现实中，千根变电站低压侧并无并网线路，因此故障线路切除后的反送电只能来自于中低压侧用户的自备小电源。

3处理及防范措施

3.1　排查用户自备应急电源

千根变电站所处赞皇县西部地区为矿区，分布有很多小型工矿企业，因此，应加强对这些客户自备应急电源的检查工作，重点在以下方面采取措施：

a. 深入末端变电站的中低压侧用户进行排查，督促用户按规定使用自备应急电源，接受供电企业的登记备案，自备应急电源投入切换装置技术方案应满足国家有关标准和所接入区域电网的要求；

b. 自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电气或机械闭锁装置，防止倒送电。

3.2　完善保护配合的技术措施

对于终端变电站中低压侧存在并网小电源时应采取如下措施：

a. 利用间隙保护动作首先切除并网线，防止形成小电源局域网，同时还可避免小电源局域网与大电网的非同期并列引起的电网振荡问题；

b. 调整并网线路的低频低压减载保护定值，使其定值小于其他馈线，低频低压减载保护动作先切小电源并网线路，确保失压负荷通过上一级线路重合闸或低压侧母联自投恢复供电[2-3]。

3.3　实施自备小电源定位技术措施

终端变电站中低压侧存在未经允许的并网小电源是引起间隙保护误动作的根源，如何寻找有效方法及时准确定位违规电源是今后研究的重点。终端电网作为受电端，终端电网的潮流变化可以及时反映当前网络负荷状态，因此，可以根据潮流变化来对小电源进行定位。进而结合保护和综合自动化系统来有效防止故障的发生。

a. 终端变电站失压后，间隙保护可以增加潮流方向辅助判据，来对是否反送电进行判别，进而选择断开相应失压断路器。在图3中，当故障线路切除后，录波图显示线路仍存有微弱电流和规则波形电压。反送电的潮流流向在相位上存在变化，因此可以利用其作为辅助判据，构成闭锁间隙保护的条件。

b. 地区及县级电网的综合自动化监控系统，可以增加潮流逆向的预警定位功能，从而更加有利于运行值班人员对电网潮流走向的掌握，为及时发现违规接入电源提供依据。

4结束语

110 kV终端变电站主变压器间隙保护误动造成大面积停电的故障具有一般性，防止倒送电的电气或机械闭锁装置，可以起到一定效果。完善间隙保护配合和低频低压解列装置是合法小电源在终端主变压器故障时可靠解列的技术保障。针对违规小电源，利用潮流的变化为间隙保护提供辅助判据，可以大大提高保护的可靠性。同时，深度挖掘电网自动化监控系统中的潮流方向变化将为违规小电源的定位提供可靠依据。

参考文献：

[1]张保会，尹项根．电力系统继电保护[M]．北京；中国电力出版社，2005．

[2]毛为民．10 kV小电源上网对变压器间隙电流保护和低频减载整定配合的影响[J]．继电器，2002，30(8)：63-64．

[3]谢永胜．110 kV主变压器间隙保护的整定及运行研究[J]．电力系统保护与控制，2009，30(1)：96-97．

本文责任编辑：齐胜涛