一起變電站站用變保護(hù)動(dòng)作分析

陸 銳 朱志海 徐 晟

（中國南方電網(wǎng)超高壓輸電公司廣州局，廣東 廣州510663）

0 引言

變電站站用電系統(tǒng)是保證變電站安全可靠運(yùn)行的重要環(huán)節(jié)，站用變作為整個(gè)變電站正常運(yùn)轉(zhuǎn)所需能量的來源，它能否安全穩(wěn)定運(yùn)行直接影響到全站乃至全網(wǎng)的安全［1－2］。本文分析了某500kV變電站站用變保護(hù)動(dòng)作原因，指出站用電系統(tǒng)設(shè)計(jì)存在的一些問題，并提出了相應(yīng)改進(jìn)措施。

1 站用電系統(tǒng)運(yùn)行方式及故障過程

全站站用電交流系統(tǒng)采用三回電源供電，分別是：第一回由500kV＃2主變低壓側(cè)經(jīng)35kV＃1站用變31B降壓后向中配Ⅰ段及主控Ⅰ段供電；第二回由500kV＃3主變低壓側(cè)經(jīng)35kV＃2站用變32B降壓后向中配Ⅱ段及主控Ⅱ段供電；第三回為10kV站外電源由10kV＃0站用變10B降壓后向中配0段供電，正常方式下該段母線為空載運(yùn)行，作為第一、二回電源的備用電源。站內(nèi)400V交流母線共有5段，其中中配Ⅰ段、中配Ⅱ段、中配0段屬于中央配電系統(tǒng)，主控Ⅰ段、主控Ⅱ段屬于主控樓配電系統(tǒng)，中配0段為備用電源段，無出線負(fù)荷，相鄰兩條母線均可聯(lián)絡(luò)運(yùn)行，如圖1所示。

圖1 站用電主接線圖

正常運(yùn)行時(shí)35kV＃1站用變31B帶中配Ⅰ段及主控Ⅰ段，35kV＃2站用變32B帶中配Ⅱ段及主控Ⅱ段，10kV＃0站用變10B空載運(yùn)行。410DL、420DL備自投功能投入，當(dāng)中配Ⅰ段或中配Ⅱ段失電時(shí)自動(dòng)合上410DL或420DL切換至中配0段供電。當(dāng)35kV＃1站用變31B停運(yùn)時(shí)由10kV＃0站用變10B帶中配Ⅰ段及主控Ⅰ段；當(dāng)35kV＃2站用變32B停運(yùn)時(shí)由10kV＃0站用變10B帶中配Ⅱ段及主控Ⅱ段；當(dāng)31B與32B停運(yùn)時(shí)由10kV＃0站用變10B供全站負(fù)荷；10B與31B停運(yùn)時(shí)由32B供全站負(fù)荷；10B與32B停運(yùn)時(shí)由31B供全站負(fù)荷。

該站站用電系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)站用變均配置過流保護(hù)、過負(fù)荷保護(hù)、低壓側(cè)零序電流保護(hù)。某日該站35kV＃1站用變低壓側(cè)零序過流保護(hù)動(dòng)作跳開35kV＃1站用變高壓側(cè)329斷路器和35kV＃1站用變低壓側(cè)41DL斷路器。400V中配Ⅰ段、400V主控Ⅰ段電壓均為0。400V中配Ⅰ段、400V主控Ⅰ段失電；400V中配Ⅰ段、400V主控Ⅰ段所帶負(fù)荷具備雙電源切換功能，均能正常切換至400V中配Ⅱ段、400V主控Ⅱ段運(yùn)行。事件檢查確定400V中配Ⅰ段、400V主控Ⅰ段母線及負(fù)荷無接地后，采用10kV＃0站用變帶400V中配Ⅰ段、400V主控Ⅰ段運(yùn)行。

2 保護(hù)動(dòng)作分析

對35kV＃1站用變31B本體及400V中配Ⅰ段、400V主控Ⅰ段檢查。解開31B中性點(diǎn)接線排后測量三相繞組對地絕緣，31B至41DL開關(guān)間400VA、B、C三相母排對地絕緣均大于2 000MΩ，對地絕緣水平正常。檢查31B、41DL開關(guān)、410DL開關(guān)、434DL開關(guān)外觀無異常，無放電痕跡、無應(yīng)力變形、無異物。對31B進(jìn)行預(yù)防性試驗(yàn)，試驗(yàn)項(xiàng)目包括高低壓繞組直流電阻測試、絕緣電阻測試、交流耐壓試驗(yàn)、31B室與中央配電室接地引下線對室外地網(wǎng)的導(dǎo)通情況以及400V中配Ⅰ段母線絕緣情況，試驗(yàn)結(jié)果與測量結(jié)果均正常。

依相關(guān)繼電保護(hù)整定計(jì)算規(guī)程，該站31B高壓側(cè)過流保護(hù)和低壓側(cè)零序過流保護(hù)整定方法如下：

35kV側(cè)過流速斷保護(hù)Ⅰ段按躲過變壓器外部短路故障時(shí)流過變壓器最大短路電流整定［3］。Ikmax＝148A，二次值I′kmax＝148／1 000＝0.148A，過流Ⅰ段電流I1＝kk×I′kmax＝1.5×0.148＝0.222A（kk為可靠系數(shù)，取1.5），取過流Ⅰ段電流I1＝0.23A。

35kV側(cè)過流保護(hù)Ⅱ段按照躲站用變額定電流整定，過流Ⅱ段電流I2＝kk×Ie1／kfh＝1.3×0.010 5／1≈0.014A（kk＝1.3，kkf＝1，kk為可靠系數(shù)，kfh為返回系數(shù)，Ie1為站用變額定電流），取過流Ⅱ段電流I2＝0.05A（裝置最小整定為0.05A）。

380V側(cè)零序電流保護(hù)按躲不平衡電流整定，I0＝kk×kpb×Ie2／Nct，取可靠系數(shù)kk＝1.3，不平衡系數(shù)kpb＝0.25，CT變比 Nct為600，Ie2為不平衡電流，I0＝1.3×0.25×909／600≈0.49A，取I0＝0.5A；時(shí)間定值取2s切兩側(cè)。

保護(hù)錄波圖如圖2所示，由錄波圖中可以看出T1時(shí)刻（左線）保護(hù)啟動(dòng)時(shí)站用電高壓側(cè)CT A、B、C三相電流分別為0.041 1A、0.046 9A 和 0.040 2A，未達(dá)到過流保護(hù)定值（0.05A）；中性點(diǎn)零序繞組CT電流為0.62A，超過零流保護(hù)定值（0.5A），在保護(hù)啟動(dòng)至保護(hù)跳閘期間故障電流持續(xù)約2 003ms，與保護(hù)跳閘時(shí)間定值2s相符，低壓側(cè)零序保護(hù)滿足定值判據(jù)后正確動(dòng)作。

圖2 站用電故障錄波圖

現(xiàn)場對35kV＃1站用變保護(hù)裝置功能、出口回路、二次絕緣進(jìn)行檢查發(fā)現(xiàn)：

（1）在保護(hù)裝置高壓側(cè)CT和中性點(diǎn)零序CT端子排上加入模擬量，誤差均小于±1%，符合保護(hù)規(guī)程規(guī)定。

（2）在中性點(diǎn)CT繞組端子排加入小電流（0.3A）并逐步抬高（步長為0.01A），當(dāng)?shù)竭_(dá)零序電流動(dòng)作定值（0.5A）時(shí)零序電流保護(hù)剛好動(dòng)作，測量壓板出口正常，零流保護(hù)功能正常。

（3）用1 000V兆歐表對高壓側(cè)CT和零序繞組CT回路的絕緣進(jìn)行檢查，絕緣均大于80MΩ，符合保護(hù)規(guī)程規(guī)定。

綜上所述，保護(hù)定值整定符合規(guī)程要求，保護(hù)裝置及二次回路未見異常，保護(hù)裝置確實(shí)感受到零序電流且達(dá)到定值，保護(hù)動(dòng)作符合預(yù)期。通過現(xiàn)場對一、二次設(shè)備檢查未發(fā)現(xiàn)異常，檢查500kV交流場就地機(jī)構(gòu)箱時(shí)發(fā)現(xiàn)所有開關(guān)間隔加熱器電源均取交流A相為電源。

現(xiàn)場斷開500kV交流場各間隔的加熱器電源后，A相電流減小約80A，說明加熱器等負(fù)荷的投退對電流分配有較明顯的影響。結(jié)合其他監(jiān)控?cái)?shù)據(jù)綜合判斷，本次站用變跳閘的原因應(yīng)為低壓負(fù)荷分布不均勻，導(dǎo)致三相電流矢量和較大產(chǎn)生零序電流，零序過流保護(hù)正確動(dòng)作。

3 優(yōu)化措施

此次事件暴露了低壓負(fù)荷分配不均勻引起低壓側(cè)零序過流保護(hù)動(dòng)作的問題，導(dǎo)致站用變部分負(fù)荷失電，造成500kV、220kV、主變及35kV場地動(dòng)力電源、戶外照明電源、水泵房電源短時(shí)丟電，對站內(nèi)設(shè)備的穩(wěn)定運(yùn)行造成了威脅。對此，后續(xù)采取了對低壓部分負(fù)荷平均分配進(jìn)行調(diào)整的措施，采取相應(yīng)對策后，站用電系統(tǒng)運(yùn)行正常。

［1］李小軍，師旭，李繼紅，等.一起站用變零序過流保護(hù)誤動(dòng)原因分析與改進(jìn)方案［J］.變壓器，2012，49（4）：70－72.

［2］王穎.站用變系統(tǒng)缺陷分析及改進(jìn)［J］.電氣技術(shù)，2012（12）：104－105.

［3］崔家佩，孟慶炎，陳永芳，等.電力系統(tǒng)繼電保護(hù)與安全自動(dòng)裝置整定計(jì)算［M］.北京：中國電力出版社，2006.