流变安装位置对电网安全运行的影响

2012-06-22时标

电气技术 2012年1期

关键词：主变差动接线

时标

（阜阳供电公司，安徽阜阳 236000）

1 案例

1）甲站 110kV流变防爆膜破损进水故障，接线如图1所示。

图1

事故现象：某日110kV甲站1#主变差动保护动作，1#主变701、01开关跳闸（#1主变带10kV全部负荷）。同时乙站110kVA线711开关接地距离Ⅱ段、零序Ⅱ段保护动作，开关跳闸，重合成功，因故障属于间歇性故障，紧接着又造成线路的的再次跳闸及重合，最后由于重合闸充电时间未到，未重合。110kV备用电源自投装置动作将甲站A线711开关断开，合上B线712开关。由于故障依然存在，乙站110kVB线712开关接地距离Ⅱ段、零序Ⅱ段保护动作，开关跳闸，彻底将故障断开（空载线路，重合闸未投）。现场检查发现故障点为甲站 1#主变701流变，故障原因为110kV1#主变 701流变防爆膜破损进水，气体泄漏，绝缘强度降低，从而引发内部放电造成。

2）丁站10kV流变发热烧坏故障，接线如图2所示（10kV出线仅画一条，其他类似）。

事故现象：某日110kV丁变电站#1主变差动保护动作，1#主变701、101开关跳闸，10kV母线失电

图2

（#1主变带10kV全部负荷，102开关热备用）。调度按照主变差动保护跳闸的处理思路，计划将#2主变102开关转入运行带10kV负荷，在操作合上#2主变102开关时，由于102开关机构出现故障，开关合不上，10kV母线一直处于失电状态。运行值班员现场检查#1主变三侧开关范围未发现明显故障点，当打开所有柜门进行详细检查时，发现故障为#1主变101开关流变损坏。如果不是由于#2主变102开关有问题，当合上#2主变102开关时将造成事故的扩大，甚至主变由于短路电流过大而损害的事故。

2 事故原因分析

从以上两起事故可以看到，故障点均为流变。且此两组流变的安装位置均在开关与母线之间，而主变差动保护范围虽在三侧流变之间，但因故障点不在三侧开关范围内，故主变差动虽然正确动作，但并不能将故障点切除，将自身的保护范围内的事故扩大到母线上。第一起事故依靠上一级保护动作切除故障。第二起事故主变差动保护虽然将故障切除，但如果当时#1主变同时带35、10kV母线负荷，将造成事故的扩大，且不能按照正常的主变差动保护动作跳闸的事故处理原则进行处理，造成母线长时间停电。

3 流变安装位置对电网安全运行的影响

3.1 电流互感器安装于断路器的出线侧

1）若故障点发生在线路侧如图3所示。故障在其保护范围内，则保护动作开关跳开，即能够快速切断故障。

2）故障点发生在开关与流变之间如图4所示。由母差及线路对侧保护将故障快速切断。

图3

图4

3.2 电流互感器安装于断路器与母线之间

1）若故障点发生在开关线路侧如图 5所示。故障在保护范围内，保护动作开关跳开，即可切断故障。

图5

2）若故障点在开关与流变之间如图6所示。虽故障在保护范围之内，本单元保护开关会正确动作，却无法切除故障。由于此故障又不在母差保护范围内，要想切除故障则必须依靠上一级开关保护，虽然故障可以切除，但扩大了事故的范围。且上一级保护动作时间要长于本级保护动作时间，会延长故障切除的时间，对系统稳定极为不利，并可能造成设备的进一步损坏。而且由于上下两级开关同时动作，一般会被误判断为下一级保护越级，这样就会误导事故处理人员做出错误的判断，并进行错误的事故处理指令，从而引发更大的事故。此例中的事故变电站为 110kV终端变电站，仅造成了一座110kV变电站的母线失电，若出现在 220kV或500kV变电站，势必会造成多条 220kV线路或500kV线路的跳闸，引起系统波动，形成大面积停电的事故，甚至造成系统的瓦解。

图6

3.3 流变安装位置对电网安全运行的影响

通过以上分析可知，流变安装位置不同，对系统的影响是不同的。到目前为止国网公司系统内变电站大都采用无人值守，当变电站出现事故时，运行人员及调度均会按照常规接线方式进行事故处理，若对变电站的这类接线不了解的情况下，极易出现对事故的不当处理，造成事故的扩大。且由于不能在本单元内切除故障，将故障范围会扩大至上一级，造成大面积停电或因不能及时采取其他方式送电而造成对用户长时间的停电。