一起兩臺主變壓器間隙保護動作跳閘分析

王君安，廖承民，潘立順，楊文佳，唐 敏，劉曉亮

（濰坊供電公司，山東 濰坊 261041）

0 引言

變壓器是變電站中的重要設備，其正常運行關系著電網的安全、可靠運行。中性點裝設放電間隙和接地刀閘的變壓器，其運行方式包括直接通過接地刀閘接地和通過放電間隙接地兩種運行方式。近年來，發生多起主變壓器間隙保護動作［1-2］，造成主變壓器停運，影響電網的安全穩定運行，并降低供電的可靠性。以2012年7月4日某220 kV甲站的一起兩臺主變壓器間隙保護動作跳閘引起的停電事件為例進行事故分析，提出相應的改進措施，為變電站的安全穩定運行積累經驗。

1 事故前電網運行方式

110 kV甲丙線由220 kV甲站送電供110 kV丙站負荷 （共計38 MW），110 kV乙丙線由110 kV乙站充電對丙站備用，220 kV甲站110 kV系統中性點接地運行，如圖1、圖2。

圖1 220 kV甲站供電網絡圖

丙站運行方式。110 kVⅠ、Ⅱ段母線母聯方式運行，1號、2號主變壓器分別供10 kVⅠ、Ⅱ段母線出線負荷，112開關在合位，111開關、00開關熱備用，110 kV進線備自投裝置、10 kV母聯備自投裝置投入。1號、2號主變壓器110 kV側經間隙接地。1號、2號主變壓器“間隙過流Ⅱ段”“間隙零序過壓Ⅱ段”保護投入?！伴g隙過流II段”定值2.5 A（CT：200/5），“間隙零序過壓Ⅱ段” 定值 150 V，時限0.5 s。

圖2 110 kV丙站一次接線圖

天氣情況。事故地區雷暴雨大風天氣，伴隨有冰雹，多處房頂復合板被大風刮起，多處樹木連根拔起。

說明。在變電站進線備自投裝置整定實踐中，進線備自投裝置動作順序［3-4］，一般是供電進線故障時電源側該線保護動作開關跳閘，重合閘動作強送故障線路一次。強送不成時，變電站進行備自投裝置判據供電進線無電流、母線無電壓后動作，跳開供電的進線開關，合上備用電源的進線開關。

2 事故過程及處理

2.1 事故過程

由于220 kV甲站、110 kV丙站故障信息報文分屬不同的調度自動化系統所傳送，存在時間誤差，對分析相關保護裝置動作順序的參考價值降低。故保護裝置動作時間參考現場時間。

14：22，甲站。110 kV甲丙線接地距離Ⅱ段、零序Ⅱ段保護 （0.5 s）動作，112開關跳閘重合不成（一般重合閘2 s），測距13.8 km。

14：22，丙站。1號主變壓器高壓側間隙過流Ⅱ段、間隙零序過壓Ⅱ段保護動作，1號主變壓器兩側開關跳閘。 2號主變壓器高壓側間隙零序過壓Ⅱ段保護動作，2號主變壓器兩側開關跳閘。110 kV進線備自投裝置動作，112開關分閘，111開關合閘。

14：57，現場查看并確認丙站。1號主變壓器零序過壓、間隙過流保護動作，1號變兩側開關在分位。 1號主變壓器3U0=171.95 V，1號主變壓器間隙電流值33.83 A。

2號主變壓器零序過壓Ⅱ段保護動作，2號主變壓器兩側開關在分位。2號主變壓器3U0=172.08V。

站內設備無雷擊、放電痕跡，避雷器無動作計數，低壓側出線開關均在合閘位置，電容器失壓保護裝置動作跳閘，所有出線保護裝置均無故障動作信息。

16：30，巡線發現110 kV甲丙線1號到2號桿間A相導線刮上復合板，需該線停電做安全措施處理。

2.2 事故處理

14：58，丙站。現場人員檢查后綜合考慮決定，由110 kV乙丙線對丙站2號主變壓器試送。值班調度員同意，現場人員遂將丙站10 kV出線開關置于分位。

15：10，丙站。對2號主變壓器試送正常，帶該站部分負荷。

15：49，丙站?，F場人員檢查后綜合考慮決定，對1號主變壓器試送。值班調度員同意。

16：07，丙站。 現場人員對1號主變壓器試送正常，恢復1號、2號主變壓器事故前運行方式及全部負荷。

18：03，值班調度員將110 kV甲丙線停電做好安全措施，下達故障處理指令。

21：41，110 kV 甲丙線送電，110 kV 恢復原供電方式。

3 跳閘分析

3.1 110 kV甲丙線跳閘分析

110 kV甲丙線附近一廠房頂復合板刮起落到該線1號到2號桿之間A相導線上，是造成110 kV甲丙線接地距離Ⅱ段、零序Ⅱ段保護動作，112開關跳閘重合不成的直接原因。保護裝置動作行為正確。

3.2 110 kV丙站1號、2號主變壓器跳閘分析

由110 kV主變壓器間隙保護配置整定原則知，110 kV主變壓器中性點放電間隙零序電流保護的一次電流定值一般可整定為40～100 A，0.3～0.5 s跳開主變壓器各側開關。對中性點經放電間隙接地的半絕緣的110 kV主變壓器零序電壓保護，零序電壓3U0的定值一般整定為150～180 V，0.3～0.5 s跳開主變壓器各側開關。

參照圖1、圖2。 事故前方式，即使110 kV丙站高壓母線發生單相直接接地故障，間隙零序電壓3U0最高值亦不過 100 V［5］。因此，在 110 kV 甲丙線A相接地故障期間，在無雷擊產生過電壓的情況下，丙站1號、2號主變壓器間隙過流Ⅱ段、間隙零序過壓Ⅱ段保護不會動作。只有在甲站110 kV甲丙線112開關跳閘后重合閘動作前，丙站低壓側并有反送電電源才有可能使1號、2號主變壓器間隙保護動作跳開主變壓器兩側。 所并的反送電電源可能是發電機、大型電動機等。對反送電引起1號、2號主變壓器跳閘的原因分析如下。

如圖3所示，假設丙站低壓側并有發電機或電動機。由電動機反送電原理可知，機電能量轉化是一個可逆過程。 當電動機在輸出機械能狀態失去外部電源時，電動機轉子在做慣性旋轉運動，電動機內部耦合電磁場的儲能發生變化，電動機定子繞組被轉子產生的磁場切割而產生感應電動勢。 由于一般電動機轉子電阻較小，感應電動勢衰減時間常數較大，在丙站主變壓器間隙保護動作跳閘前，F可視為一穩定的電源。

圖3 110 kV中線點不接地系統圖

220 kV甲站112開關跳閘后，丙站及其低壓側并網發電機或反送電電動機與A相接地的110 kV甲丙線組成了一個中性點不接地的帶電系統。

丙站110 kV母線電壓向量如圖4（A相接地）。110 kV母線零序電壓最大值3U0=3×100=300 V。11Y、12Y鐵芯因B、C相電壓升高為線電壓而飽和，11Y、12Y 二次側 3U0值約為 220～230 V。1 號、2號主變壓器“間隙零序過壓Ⅱ段”保護因其定值150 V＜3U0動作跳開1號、2號主變壓器兩側開關。

圖4 A相接地電壓向量圖

上述分析證明了丙站1號、2號主變壓器間隙保護裝置動作的正確性。但問題是如何在技術措施、制度管理等方面降低甚至排除并網發電機或電動機反送電對主變壓器供電可靠性的不利影響。

經事后對110 kV丙站所帶負荷統計，其中電動機功率占總負荷的74.80%。

4 應對建議

4.1 技術措施

參照圖 1、圖 2，對丙站運行方式調整［6］。 1號、2號主變壓器分別由110 kV乙丙線、甲丙線分供帶10 kVⅠ、Ⅱ段母線出線負荷（即“一線一變”的運行方式），110 kV進線備自投裝置、10 kV母聯備自投裝置投入。可將類似故障影響范圍減小1/2。

調整甲站甲丙線重合閘、丙站110 kV進線備自投裝置動作順序。甲丙線故障，甲站側該線開關跳閘。 丙站側110 kV進線備自投裝置動作，跳開甲丙線112開關，合上乙丙線111開關。甲站側甲丙線重合閘（一般重合閘2 s）動作，強送甲丙線。此保護裝置動作順序調整，既保障了丙站的連續性供電，又切除了故障線路對正常運行設備的影響。

110 kV甲丙線配置縱聯保護。甲丙線線路故障跳開該線路兩側開關，甲站重合閘動作，強送一次。丙站檢測甲丙線線路有電壓后開關合閘（丙站110 kV進線備自投裝置按原規則動作）。此措施，可防止電網故障時110 kV輸電線路單相接地而其所在的110 kV系統中性點不接地網絡的形成。

4.2 制度管理

調度運行值班人員，要加強出線負荷變化情況的巡查和分析，掌握負荷變化規律。 對異常變化者，需要分析原因、查清現場情況，必要時建議采取如裝設低壓、低頻裝置等技術措施。

調度與用戶管理單位建立聯絡機制，定期交流重要用戶安全用電管理情況、電網運行方式與用戶設備保護自動裝置配置配合等情況，提出可行的建議或意見，加以實施。

對未經相關部門批準、未滿足調度并網技術條件的發電用戶，斷開發電用戶側并網點物理連接，防治私自并網。

5 結語

客觀、科學地分析電網故障，建立健全管理制度，形成以制度保障技術措施的貫徹落實的良性循環至關重要。只有這樣，才能保障電網保護自動裝置的正確動作，提升對電網的“可控、在控、能控”能力，最大限度地降低故障影響范圍。

［1］ 董坤.間歇性接地故障保護原理［J］.繼電器，2007（35）：135-140.

［2］ 林海源，吳小妹，呂庭欽，等.一起主變壓器間歇保護誤動事故分析及處理［J］.電力自動化設備，2012，32（6）：150-152.

［3］ 崔家佩.電力系統繼電保護與安全自動裝置整定計算［M］.北京：中國電力出版社，2006.

［4］ 王維儉.電氣主設備繼電保護原理與應用［M］.北京：中國電力出版社，1996.

［5］ DL/T 620—1997交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合［S］.

［6］ 王世禎.電網調度運行技術［M］.沈陽：東北大學出版社，1997.