特高压主变冷却器双电源系统误并列事故分析

刘 涛,李茹勤,裴东良, 徐瑞娜,屈延师,余开伟

(国网河南省电力公司检修公司,河南郑州450051)

特高压主变冷却器双电源系统误并列事故分析

刘 涛,李茹勤,裴东良, 徐瑞娜,屈延师,余开伟

(国网河南省电力公司检修公司,河南郑州450051)

分析一起特高压变电站主变冷却器双电源系统误并列事故；指出导致事故的主因是特高压变电站站内和站外电源系统相角差过大，为各电压等级Yd接线变压器相位转换及电网功角带来的固有现象；导致事故的次因为变压器冷却器双电源控制回路中断路器/隔离刀闸位置启动冷却器回路功能设计不合理所致。影响事故的主因无法改进。重点分析了该冷却器控制回路逻辑及存在问题，提出了由断路器/隔离刀闸位置中间继电器接点分别启动两接触器的双电源控制回路改进方案。理论分析及现场试验均证明该方案的可行性。对超/特高压主变压器冷却器双电源切换回路的设计、调试和运行维护有借鉴意义。

超/特高压变电站;变压器冷却器;双电源控制;相角差

0 引言

根据《国家电网公司十八项重大反事故措施》要求，超/特高压变电站应配置3路独立站用电源，其中一路取自站内变压器或直降变；一路取自站外电源。变电站站内及站外电源严禁发生误并列，站用电系统及负荷应有防止不同电源系统误并列的技术条件。根据国家电网公司《1 000 kV系统用油浸式变压器技术规范》、《500 kV电力变压器订货技术规范》等条款，超/特高压主变压器冷却系统要求：(1)主变冷却系统应采用两路独立电源供电，两路电源互为备用，一路故障时另一路能自动投入；(2)一般还要求变压器投入电网时能够自动投入冷却器，变压器从电网切除时，自动切除全部冷却器。双电源控制回路也应有可靠的防止双电源误并列措施。

1 000 kV特高压南阳站配置3路独立站用电源，两路分别取自特高压主变110 kV系统，一路取自独立的站外电源；主变冷却器系统采用双电源供电，控制系统有双电源切换功能；与主变相连的1 000 kV和500 kV侧断路器隔离刀闸任一组合位均自动启动冷却器工作，1 000 kV和500 kV侧隔离刀闸全部分开时自动停用全部冷却器。该控制回路在主变正常运行期间可靠满足防止双电源误并列要求，然而在某特定情况下该回路出现了故障，导致了该特高压变电站双路站用电源系统出现误并列事故。双电源误并列事故会直接造成运行中主变冷却器全停事故进而造成主变跳闸[1,2]，也可能导致特高压变电站站用电源全部丢失，后果十分严重。

1 故障出现

故障时特高压南阳站运行方式：特高压1号主变冷备状态(三侧隔离刀闸/断路器均分位)；特高压2号主变正常运行；站用电400 V 1号母线由站内2号主变带低压侧站用变供电，400 V 2号母线由站外电源供电，两组主变冷却器第一路交流电源均运行于400 V 1号母线，二路交流电源均运行于400 V 2号母线。

现场无任何检修维护及运行操作工作，监控后台突然出现“1号主变冷却器系统一路交流电源故障”和“1号主变冷却器系统二路交流电源故障”报文及光字。运维人员立即至现场检查1号主变冷却器控制箱，发现一路交流电源开关QF1跳闸，二路交流电源开关QF2跳闸，现场状态与监控系统告警信息一致。同时发现400 V 1号母线和2号母线至1号主变冷却器控制箱的电源开关均三相脱扣。

1号主变及其冷却系统此时无任何检修维护及运行操作工作，两路交流进线电源开关同时跳闸说明两开关以下回路同时出现短路故障，结合双电源控制系统原理，可能为两进线电源开关以下回路发生了误并列。

2 双电源控制回路原理分析

图1为特高压南阳站1号主变冷却器双电源控制原理图。KMS1和KMS2分别为一路和二路交流电源进线接触器，KMS1(KMS2)接触器的启动即一路(二路)电源的投入有3种方式。

图1 主变冷却器双电源控制原理图

以KMS1接触器为例(KMS2接触器相同)，3种启动方式原理分别为

(1)当一路电源置“工作”状态(SS把手的“1,2”触点闭合)，一路电源正常(K1继电器动作)，二路电源未投入(KMS2接触器未动作)，KMS1接触器启动；

(2)当一路电源置“备用”状态(SS把手的“3,4”触点闭合)，二路电源故障(K2继电器失电)，KMS1接触器启动；

(3)当一路电源置“备用”状态(SS把手的“3,4”触点闭合)，二路电源正常(2KT继电器动作)，但由于其他原因(如回路或元件故障)二路电源未投入(KMS2接触器未动作)，KMS1接触器启动。

1KT和2KT均为带延时的时间继电器，分别由ST1和ST2断相继电器启动，ST1和ST2动作反映一路和二路电源的正常工作。3KT时间继电器由二路电源故障(K2继电器失电)启动，也可由二路电源正常(2KT动作)但未投入(KMS2不动作)启动，因此3KT反映的是置“工作”位置的二路交流电源两种异常情况，其动作后投入置“备用”位置的一路交流电源，4KT功能类似于3KT。

中间继电器K失电反映主变高、中压侧总计6组隔离刀闸/断路器任一组合闸位置，K常闭接点闭合才能接通控制回路的零线N，是启动冷却器的必要条件。原理如图2 所示。

图2 K继电器启动回路原理

3 故障原因分析

主变冷却器双电源系统发生误并列的可能原因有：(1)两路交流电源电缆间绝缘损坏，互相击穿短路；(2)控制回路故障致使双电源控制接触器KMS1和KMS2同时动作，导致双电源误并列；(3)双电源控制接触器KMS1和KMS2接点故障导致双电源误并列；(4)控制回路原理设计缺陷，导致双电源误并列。

故障发生后，为排除控制回路接地短路所致，使用500 V摇表对图1所示回路各处进行对地绝缘检查，结果均正常；将控制回路电源开关1Q和2Q分别重新合上，试验主变冷却器控制回路各项功能均正常，由此可以排除双电源误并列的可能原因(1)、(2)、(3)。

结合控制回路原理进行分析，由于发生故障时1号主变处于冷备状态，高、中压侧隔离刀闸/断路器均分位，因此反映6组隔离刀闸/断路器均分位的K中间继电器动作，该控制回路中K常闭接点断开，这就造成KMS1和KMS2继电器构成串联关系。只要施加在KMS1和KMS2接触器两端电压足够大，就可以使两者同时动作，导致双电源误并列。经现场试验260 V的电压才可以使KMS1和KMS2接触器同时动作(接触器60%额定电压下应可靠动作)，K常闭接点断开的情况下，测量现场一路交流电源和二路交流电源C相电位差明显漂移，漂移范围在251～274 V。经分析，在这种运行方式下，274 V的电压完全有可能施加于串联的KMS1和KMS2接触器，使其同时动作。动作过程分析如下：

1号主变冷备用期间，K常闭接点断开，正常控制方式为一路、二路电源分别置“工作”、“备用”状态(SS把手“1,2”、“5,6”触点闭合)。当一、二路交流电源C相压差不超过260 V时，KMS1接触器的启动回路中常开接点K1闭合，常闭接点KMS2闭合；4KT时间继电器启动回路中常闭接点KMS1、K1均闭合，常开接点1KT闭合。如此KMS1和4KT继电器构成串联关系，两端电压即两路交流电源C相压差，KMS1和4KT继电器均带电，但不足260 V的压差不足以使两继电器任一个动作。若两路交流电源C相压差上升至260 V以上，4KT继电器首先动作，致使KMS2接触器的启动回路常开接点4KT闭合，由于常开接点K2、常闭接点KMS1本闭合状态，致使KMS2接触器接入电路。由上就形成了KMS2接触器与4KT继电器并联后再与KMS1接触器串联的回路，两端压差大于260 V就足以造成KMS1和KMS2接触器同时动作。

以上动作结果并非回路设计人员本意，是回路原理设计不合理导致。

4 造成故障的因素分析

经分析，造成以上不合理动作后果的因素有两个：一为两路交流电源C相压差偏大；二为主变高、中压侧任一组隔离刀闸/断路器合位启动主变冷却器工作回路设计不合理，产生了寄生回路。

(1)两路交流电源同相压差大。现场测量两路交流电源C相压差浮动范围251～274 V，两路交流电源分别来自站内特高压2号主变和站外35 kV电源。经分析，产生如此大的压差原因有3个。

一是特高压变电站站内400 V电源(2号主变低压侧供电)与站外电源固有的相位差。以典型的交流特高压变电站站用电系统设计方案为例，以特高压同步电网1 000 kV母线相位0°为基准，站内经1 000 kV自耦变、110k V站用变两级Yd11方式移相和一级35 kV站用变Dy11方式移相后至400 V母线相位为90°，站外电源经各级电网500 kV、220 kV、110 kV变压器均为Yy接线方式降压至35 kV电压等级后相角依旧为0°，经站内35 kV变压器Dy11方式移相至400 V母线相位为30°，与特高压站内2号主变供电的400V电源理论上相位差别可达60°，这是交流特高压变电站站用电系统特有的情况。特高压变电站典型站用电系统电气联系原理如图3所示[3～6]，图4为500 kV变电站典型站用电系统电气联系原理图[6]。由图4可知典型500 kV变电站站用电系统站内和站外400 V电源系统相角差理论上应为30°，显著小于特高压变电站该数值。

图3 特高压站用电系统电气联系原理图

图4 500 kV变电站站用电系统电气联系原理图

二是特高压变电站站内电源系统与站外电源系统电气距离较远，在相同的负荷情况下，功角差较500 kV变电站更大。影响电气距离的因素有各级变压器等效阻抗、各级输电线路等效阻抗。该功角差随电网负荷的变化而变化，这也是南阳站现场测量站内和站外电源400V C相压差明显浮动的原因。

三是特高压变电站35 kV/0.4 kV站用变压器低压侧调压偏高，站用变低压侧额定电压400 V，由于调压及电压波动，400 V母线电压可达410 V(相电压237 V)甚至更高。

综合考虑原因一、二，特高压变电站两路站用电源系统的同相相位差可达70°甚至更高，再加上第三个原因特高压站用电系统400 V母线电压幅值本就偏大。由此造成特高压变电站不同站用电系统400 V母线同相压差显著偏大。根据南阳站现场实测400 V母线相电压值约231V，站内和站外电源同相压差可达274V，相量图如图5所示，由此可见两者相角差可达72.8°。由以上分析可知，对于典型站用电系统设计中的站内与站外400V电源压差值，特高压变电站远高于超高压变电站，这是造成南阳站主变冷却器双电源控制回路4KT、KMS1和KMS2继电器相继及同时动作的主要原因，也是该问题从未在500kV变电站出现的本质原因。

图5 两站用电系统同相电压相位图

(2)主变高、中压侧隔离刀闸/断路器合位启动冷却器回路设计不合理。当主变高、中压侧隔离刀闸/断路器均分位时，K继电器动作，双电源控制回路中常闭接点K分开，将控制回路与零线N断开，同时却使一路交流电源和二路交流电源通过控制回路接点及其继电器元件构成了回路，即产生了预期外的寄生回路。只要两路交流电源C相压差满足就可造成接触器KMS1和KMS2同时动作，将一、二路交流电源并列造成短路。

以上所分析两因素中，因素(1)为主要原因，是特高压变电站的特有情况，也是造成南阳站KMS1和KMS2接触器动作的直接原因；因素(2)是本次故障的间接原因。因素(2)在500 kV变电站中也存在，只是因素(1)不满足，因此未暴露出与南阳站类似的故障。

在超、特高压变电站中，站用电系统某些运行方式下，可能使用自备发电机作为第二路电源[7]。这种情况下两路交流电源无任何电气联系，两者相角差可以任意变换，两者压差甚至可达2倍相电压(两电源相角差为180°时)，这种情况甚至严重于本文所述南阳站遇到的情况。因此，无论是特高压还是超高压变电站，该类似问题均应有效解决。

5 改进措施

第4节所分析两因素中，因素(1)受电网系统结构决定，无法改变；因素(2)为控制回路设计所致，因此只有因素(2)可以改进。常闭接点K断开后，接触器KMS1和KMS2均带电的原因在于两者启动回路不独立，共用K常闭接点，当K常闭接点断开后KMS1和KMS2接触器构成串联关系，两接触器特性相同，电压满足即同时动作。改进办法就是启用K继电器备用常闭接点，将接触器KMS1和KMS2的A2端分别独立，并分别经K常闭接点至零线N，原理图如图6所示。

图6 改进后的冷却器控制回路原理

改进后的控制回路中KMS1和KMS2启动回路相互独立，常闭接点K断开后，接触器KMS1和KMS2启动回路无电气联系，不会产生寄生回路，即使两电源同相压差很大也不会使任一接触器动作，杜绝了两路交流电源误并列的危险。经现场不同运行方式下的各种试验，双电源切换功能正常，未再出现双电源误并列及其他异常情况。

6 结论

(1)特高压变电站站内和站外电源固有相角差明显高于超高压变电站，是本次事故发生于特高压变电站而未在超高压变电站发生的主要原因。无论超/特高压变电站，站内和站外电源若同相压差过大或非同步交流系统，均有可能发生本文所述事故。在相关双电源控制回路的设计、施工和调试过程中应对双电源间可能存在过大的相角差现象引起的问题有足够的重视。

(2)特高压南阳站1号主变冷却器控制回路设计不合理是造成双电源误并列的直接原因，该回路随运行方式的变化产生了寄生回路，导致双电源接触器构成串联关系，可能使其同时动作。

(3)双电源控制回路增加一付K常闭接点消除了寄生回路产生的可能，对于超、特高压变电站双电源无论压差有多大，均不会使两接触器构成串联关系同时动作，消除了误并列风险。

目前我国超/特变电站和发电厂主变(包括高抗)有相当数量采用本文所示冷却器控制回路原理，均不同程度的存在本文所述问题及事故隐患[8～10]。《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》明确条款：加强设计、设备定货、监造、出厂验收、施工、调试和投运全过程的质量管理。鼓励科技创新，改进施工工艺和方法，提高质量工艺水平和基建管理水平。希望本文所分析案例能为目前运行中的超/特高压主变冷却器控制回路日常隐患排查和技术改造工作提供借鉴；也能为新建超、特高压主变(包括高抗)工程的设计、安装调试和日后运行维护工作提供参考。

[1]曹静,王五一.500kV主变保护与其他关联回路的简要分析[J].电力科学与工程,2009,25(12):49-52.

[2]王均华.一起110kV主变非电量保护误动事故的解析[J].电力科学与工程,2012,28(7):41-45.

[3]刘涛,董跃周,李茹勤,等.特高压变电站110kV中性点不接地系统运行分析[J].电气应用,2014,33(20):116-120.

[4]张健毅,刘涛,高文彪,等.1000kV南阳变电站110kV侧的继电保护配置[J].电力建设,2013,34(1):45-48.

[5]刘涛,孔圣立,屈延师,等.1000kV特高压南阳站110kV站用变保护的特殊配置[J].河南电力,2013,46(3):16-19.

[6]刘涛,贾炜,范明森,等.35kV站用变压器零序TA安装错误引起的保护误动事故分析[J].电工技术,2013,388(4):6-8.

[7]焦彦军,韩天真,杨琦.自备电源孤岛运行控制策略研究[J].华北电力大学学报：自然科学版, 2014, 41(2): 47 -50.

[8]罗勇.220kV变压器强油风冷却器控制装置异常分析及处理[J].电工技术, 2009,(1): 27- 28.

[9]莫文斌,张文,徐攀滕,等.特高压换流站阀冷系统隐患分析及整改措施[J].电力科学与工程,2015,31(3):29-31.

[10]马江涛,刘勇.强迫油循环风冷变压器冷却器电源切换控制回路改进[J].变压器, 2010, 47(2): 34-36.

《电力科学与工程 》

欢迎投稿 欢迎订阅

欢迎刊登广告

投稿网址：http://www.dlkxygc.com

Analyze on an Accident of UHV Transformer Cooling Device’s Dual Power Control Circuit

Liu Tao, Li Ruqin, Pei Dongliang, Xu Ruina, Qu Yanshi, Yu Kaiwei

(Maintenance Company of Henan Electric Power Corporation, Zhengzhou 450051,China)

This paper analyzed an accident that a UHV transformer cooling device’s dual power circuit was mistakenly shorted. The main reason is the angular phase difference between UHV substation inside and outside power supply was relatively larger, which was caused by transformers’connections in different voltage levels and power angle in power grid. The secondary reason is that the transformer cooling device’s start-up circuit which was started by breakers and switches state was unreasonable. The main reason of it could not be improved. In addition, logic and problems of the cooling device’s power control circuit were analyzed. And improved program, breakers and switches state relay should separately start the two contacts in dual power, was proposed. Theoretical analysis and test both prove that the improved program is feasible. Thus, it may provide reference for designing, debugging, operating and maintaining work of EHV and UHV transformer cooling device’s dual power control circuit.

EHV/UHV substation; transformer cooling device; dual power control; angular phase difference

2015-07-06。

刘涛(1984-)，男，工程师，从事超/特高压变电站继电保护运行、维护和检修工作，E-mail：liuhtao2006@126.com。

TM77

A

10.3969/j.issn.1672-0792.2015.09.011