變電站母線PT異常處理停電方式優(yōu)化方案分析

阮永麗

(昆明供電局，云南 昆明 650011)

變電站35 kV(10 kV，6 kV)母線PT由于接地、諧振等原因，可能出現高壓熔斷器熔斷、低壓側空氣開關跳閘、低壓側熔斷器熔斷、PT裝置及一、二次回路異常等問題。處理高壓熔斷器熔斷、PT裝置及一、二次回路異常，均需要將PT停電。對于PT停電，目前一般采用以下3種方式：

(1)PT直接停電(以下簡稱方式1)；

(2)先將出現異常的PT二次側負荷由正常PT并列供電后，再將異常PT停電(以下簡稱方式2)；

(3)將受PT停電影響的備自投、主變復合電壓閉鎖過流保護部分或全部退出運行后，再將出現異常的PT停電(以下簡稱方式3)。

下面從停電風險，操作量及對電網、保護、自動裝置的影響、耗時情況等對以上3種處理PT異常的停電方式進行對比分析，找出最優(yōu)處理方案。

1 采用不同停電方式處理的風險對比

變電站35 kV(10 kV，6 kV)母線PT異常時采用不同停電方式處理的風險對比列于表1。

2 不同停電方式的對比分析

2.1 方式1

2.1.1 優(yōu)點

操作最簡單，操作量最小，操作時間最短。

2.1.2 缺點

PT直接停電，可能造成備自投和主變復合電壓閉鎖過流保護誤動作，恢復方式所需時間較長。

2.1.3 影響分析

(1)對備自投的影響。由于電壓和電流為備自投的啟動量和閉鎖量，備自投的電壓量取自變電站對應電壓等級母線PT。當母線三相電壓消失時，備自投啟動，但由于有電流量閉鎖，備自投不會動作。如果此時PT所在母線電流過小，或系統(tǒng)擾動導致短時間母線電流降低，達到備自投電流閉鎖開放條件時，備自投就會動作，將對應母線負荷倒由另一段母線供電。

表1 母線PT異常時采用不同停電方式處理的風險對比

如果母線三相電壓消失期間，因母線電流過小造成備自投動作，將對應母線負荷倒由另一段母線供電時，不影響對用戶的正常供電，對電網的影響也很小；如果母線三相電壓消失期間，因系統(tǒng)發(fā)生擾動，短時間母線電流降低，造成備自投動作，將對應母線負荷倒由另一段母線供電時，雖不影響用戶正常供電，但可能造成運行主變過負荷，甚至導致主變跳閘，對電網的影響就比較大。

由于目前昆明電網變電站普遍采用線路—變壓器組方式運行，一旦備自投動作成功，PT異常處理好后，要恢復正常運行方式時，所需時間較長。

(2)對主變復合電壓閉鎖過流保護的影響。電壓和電流也是主變復合電壓閉鎖過流保護的閉鎖量和啟動量。當母線任意一相電壓消失，主變高壓側以及對應的中壓側或低壓側的復合電壓閉鎖過流保護將失去閉鎖，由于復合電壓閉鎖過流保護的啟動電流按照躲過1.4～1.5倍最大負荷電流進行整定，達不到啟動電流，復合電壓閉鎖過流保護不會動作。此時若母線故障，保護能正確動作，及時切除故障。同理，如果母線沒有故障，但由于系統(tǒng)擾動等原因，造成短時間母線電流突然增加，達到主變復合電壓閉鎖過流保護的動作電流時，主變復合電壓閉鎖過流保護動作，同時閉鎖備自投，就將造成PT停電的對應母線失壓。

2.2 方式2

2.2.1 優(yōu)點

PT二次負荷由正常PT供電后，在處理PT異常期間，不影響備自投及主變復合電壓閉鎖過流保護的正常運行。

2.2.2 缺點

(1)操作時間長，操作量大，操作復雜，操作風險高，電網的運行風險也高。

(2)在PT一次、二次側并列長時間的操作過程中，電網處于非正常方式運行，保護不能配合，電網的運行風險高。

(3)在PT一次、二次側并列前，如果PT異常導致母線電壓異常，由于異常PT的二次負荷并沒有轉移，仍然存在備自投和主變復合電壓閉鎖過流保護誤動作的可能。

2.2.3 影響分析

(1)操作風險。PT二次側并列需先將一次側并列。以前變電站一般采用主備方式運行，變電站35 kV，10 kV并列操作的時間較短，操作量也不太大，風險相對較小，因此處理PT異常，一直采用這種方式。而目前為提高供電可靠性，變電站只要能滿足線路—變壓器組運行的，均采取線路—變壓器組方式運行。要將分段運行的變電站35 kV(10 kV，6 kV)母線并列，就需要先調整上級電源進行并列或合環(huán)，然后再進行母線并列，繼而才能進行PT二次并列。這樣就導致操作時間長，操作量大，操作復雜，操作風險高。

(2)電網風險。在PT一次、二次側并列長時間的操作過程中，電網處于非正常方式運行，保護不能配合，電網的運行風險高。在此期間，如果PT異常導致母線電壓異常，由于異常PT的二次負荷并沒有轉移，因此仍然存在PT直接停電的電網風險，即可能造成備自投和主變復合電壓閉鎖過流保護誤動作。由于調整運行方式操作需要的時間比PT直接停電長得多，相對PT直接停電，這種方式，電網風險也大得多。

2.3 方式3

方式3又可細分為3(1)，3(2)，3(3)，3(4)，3(5)5種，它們有一共同的優(yōu)點，就是操作較簡單，操作量較小，但各自有各自的缺點，對系統(tǒng)的影響也不一樣，下面分別進行探討。

2.3.1 方式3(1)

此方式是將受PT停電影響的備自投退出運行后，再將異常PT直接停電。其缺點是失去備自投，如果主變、進線電源發(fā)生跳閘，將造成主變供電的母線失壓。

2.3.2 方式3(2)

此方式是僅將主變對應于PT發(fā)生異常的中壓側或低壓側復合電壓閉鎖過流保護退出運行，再將異常PT直接停電，其缺點主要有兩點。

(1)由于主變高壓側復合電壓閉鎖過流保護的電壓量取自變電站各電壓等級母線PT，僅將發(fā)生異常的PT對應的主變中壓側或低壓側復合電壓閉鎖過流保護退出運行，主變及對應母線失去了近后備保護，當母線或主變中壓側、低壓側發(fā)生故障時，只能靠主變高后備保護切除故障，動作時間較長，對主變、母線設備的安全運行有一定的影響。

(2)由于受PT異常影響的主變高壓側復合電壓閉鎖過流保護沒有退出，當系統(tǒng)擾動導致主變或母線電流突然增加，達到保護的啟動電流值時，主變高壓側復合電壓閉鎖過流保護仍然會誤動作，出口跳開主變各側斷路器，造成該主變供電的中壓側、低壓側母線失壓，導致停電范圍擴大。

2.3.3 方式3(3)

此方式是將受PT異常影響的主變高壓側和中壓側(或低壓側)復合電壓閉鎖過流保護均退出運行，再將異常PT直接停電。缺點是主變及母線失去了近后備、遠后備保護，當發(fā)生故障時，可能導致設備損壞。由于主變復合電壓閉鎖過流保護為主變及母線的后備保護，如果PT停電前將主變高壓側和中壓側(或低壓側)復合電壓閉鎖過流保護退出運行，將造成主變及母線無后備保護。若在處理PT異常期間，主變或母線發(fā)生故障，只能由上級電源線路的后備III段保護經較長延時出口跳閘，可能導致主變損壞。但由于備自投未退出運行，如果不是母線故障，備自投動作成功，能夠保證母線的正常供電。

2.3.4 方式3(4)

此方式是將受PT異常影響的備自投、主變中壓側(或低壓側)復合電壓閉鎖過流保護均退出運行，再將異常PT直接停電，其缺點主要有兩點。

(1)主變及母線失去了近后備保護，當母線或主變中壓側、低壓側發(fā)生故障時，只能靠主變高壓側復合電壓閉鎖過流保護切除故障，動作時間較長，對主變、母線設備的安全運行有一定的影響。

(2)失去備自投，如果主變發(fā)生跳閘，將造成主變供電的母線失壓。

2.3.5 方式3(5)

此方式是將受PT異常影響的備自投、主變高壓側和中壓側(或低壓側)復合電壓閉鎖過流保護均退出運行，再將異常PT直接停電，其缺點主要有兩點。

(1)失去備自投，如果主變發(fā)生跳閘，將造成主變供電的母線失壓。

(2)主變及母線失去了近后備、遠后備保護，當發(fā)生故障時，可能導致設備損壞。

3 不同處理方式耗時舉例

以110 kV變電站10 kV Ⅱ段母線PT發(fā)生高壓熔斷器熔斷需要更換為例，分析PT采用不同停電方式處理的耗時情況。

3.1 方式1

總耗時35 min，包括PT停電耗時10 min,更換PT高壓熔斷器耗時15 min,以及PT送電耗時10 min。

3.2 方式2

總耗時1 h45 min，包括PT停電前變電站調整方式操作耗時40 min，PT停電、更換高壓熔斷器耗時25 min，以及PT送電、變電站恢復正常供電方式耗時40 min。

3.3 方式3

總耗時55 min，包括主變復合電壓閉鎖過流保護退出、投入運行耗時各5 min，10 kV備自投退出、投入運行耗時各5 min，PT停電耗時10 min，更換PT高壓熔斷器耗時15 min，以及PT送電耗時10 min。

4 不同停電方式的綜合分析

綜合PT發(fā)生異常時采用不同停電處理方式的優(yōu)缺點、影響、風險及操作耗時情況，可以得出以下結論。

(1)PT異常中，高壓熔斷器熔斷的情況最普遍。處理此類異常時，采用PT直接停電進行處理的風險較小，操作最簡單，耗時最短。

(2)PT三相高壓熔斷器熔斷后，由于所在母線電流過小，不能有效閉鎖備自投動作的變電站，采用直接停電方式處理，容易造成備自投動作，恢復PT及變電站正常供電方式時，耗時較長。此類變電站的PT若發(fā)生單相或兩相高壓熔斷器熔斷，采取先將相應電壓等級備自投退出運行后，再將異常PT直接停電的方式處理較為合理。

(3)由于PT裝置故障或二次回路引起的PT異常情況發(fā)生幾率較小，而一旦發(fā)生，短時間內不能處理完畢。對于此類異常，將出現異常的PT二次側負荷并列由正常PT供電后，再將異常PT停電處理的方式最好。

(4)除(2)中所述情況外，建議不要采用將受PT停電影響的備自投、主變復合電壓閉鎖過流保護退出運行后，再停異常PT的處理方式。因為如果僅退出備自投和主變保護的一部分，不但不能避免備自投或主變保護因PT異常而造成的誤動，而且可能擴大影響范圍；如果將備自投和相關主變保護全部退出運行，那么將導致母線和主變失去后備保護，可能造成主變、母線等主設備損壞，電網、設備風險極大。

5 PT異常時停電的優(yōu)化處理方式

(1)PT三相高壓熔斷器熔斷后，PT所在母線電流小于備自投閉鎖電流的變電站，處理PT單相或兩相高壓熔斷器熔斷，采取先將相應電壓等級備自投退出運行后，再將異常PT直接停電的方式。

(2)除上述情況外，處理PT高壓熔斷器熔斷，采用將PT直接停電的方式。

(3)處理PT裝置故障或二次回路引起的PT異常，采用將出現異常的PT二次側負荷并列由正常PT供電后，再停異常PT的處理方式。

6 實施情況及效果

截至2011年6月，昆明電網已按照以上方式處理PT異常100多起，與原來的處理方式相比，縮短PT停電時間一半以上，降低了電網因PT異常導致的運行風險，同時運行人員操作量大幅度下降，有效提高了工作效率。

[1]南方電網公司. 電氣操作導則(Q/CSG 1 0006-2004).北京: 中國電力出版社, 2004.

[2]郭英林, 張守勤. 電壓互感器異常狀況的處理及原因分析. 機電信息, 2010(6).

[3]李光偉, 范景林. 電壓互感器高壓熔斷器熔斷時的故障現象及有關問題探討. 河南電力, 2008(6).

[4]李 堅. 電網運行及調度技術問答. 北京: 中國電力出版社, 2004.