再谈110KV变电站变压器间隙保护_嗨!九江_百度空间

简介:为防止主变间隙接地保护动作,为保证供电可靠性,对间隙保护动作选择性提出考虑及要求。

1.前言

   阅读了贵刊2003年第3期王柳的《南阳局110kV变电站变压器间隙保护的改进》一文后,针对我局110kV樟树变电站也曾经出现过类似的问题,但我们的解决方法不同于南阳局,现将我们所采取的方法作一介绍,以供同行参考。

2.问题的提出

  2.1 运行概况

  110kV樟树变电站座落在樟树市市区,现有主变2台,#1主变31500kVA,#2主变20000kVA,其一次主接线图如图1所示,在正常运行方式下, 112清樟Ⅰ回、123清樟Ⅱ回开关断开,111石樟线开关合上受电,由220kV石滩变电站114石樟线开关供电,#1主变运行带负荷,#2主变处冷备用,主变中性点不接地,设有间隙保护,另外322樟盐线、971富达线两用户具有自备小火电厂。

  #1主变保护采用许继四方的CST-231B,#2主变保护采用南自厂的PST-1200,#1主变间隙保护定值为: 过电压二次整定值为110V,0.5秒跳主变三侧; 过电流一次整定值为100A,0.5秒跳主变三侧。还有一套低频减载装置,其定值见下表1。

  表1 低频减载装置定值  

  2.2 事件经过

  2001年12月4日,樟树变电站正处在正常运行方式下,322樟盐线和971富达线的自备发电机均在发电状态。

  石滩变电站6:30分,事故喇叭响,114石樟线零序Ⅰ段保护动作,重合闸动作成功,石樟线控制屏上如下光字牌亮:“零序动作”、“重合闸动作”,石樟线保护屏上如下信号灯亮:“零序Ⅰ段”、“重合闸”,故障录波报告:故障测距10.1KM、故障相B相、故障电流Imax=30.7A、I0=31.5A,石滩变对上述情况检查确认后复归信号。

  图1 一次主接线图

  樟树变电站6:30分,全站瞬间失压,同时喇叭响,#1主变三侧开关跳闸,#1主变控制屏上如下光字牌亮: “后备保护动作”、“保护跳闸”,#1主变保护屏上如下信号灯亮: “后备动作”、“跳闸”,#1主变保护屏上液晶显示报文为:I0JhCK(高压间隙零流第二时限出口)、I0JhCK1(高压间隙零流{dy}时限出口),中央信号屏上如下光字牌亮: “Ⅲ轮低频减载动作”,10kV高压室911水运线、912水电线、914观上线、973樟专Ⅰ线、922樟米线、923樟酒线、924店下线、925樟药线、926樟专Ⅱ线、927樟港线、928大线、929樟粮线开关跳闸,检查确认后复归信号。

  并于7:00分,合上123清樟Ⅱ回开关,断开111石樟线开关,110kV母线由123清樟Ⅱ回供电; 7:02分,已合上123清樟Ⅱ回开关,断开111石樟线开关,7:30分,经检查站内站外(室内室外)无故障,恢复#1主变送电,恢复10KV用户送电,一切正常。

3.事件分析

  3.1 过程分析

通过分析故障录波报告和保护动作报告发现,当110kV石樟线发生单相瞬时性接地故障后,首先石滩变电站114石樟线开关零序保护动作跳闸,114石樟线开关跳开后,樟树变电站110kV系统为一孤立的不接地系统,且由322樟盐线、971富达线的发电机供电带接地点运行,该系统继续运行必然有两个后果:

  3.1.1 322樟盐线、971富达线的发电机解列运行,因系统已为孤立系统; 发电机负荷过重,势必引起发电机频率降低,而引起樟树变电站的低频减载装置启动,根据定值(表1),0.15秒后低频减载装置出口跳所有接跳开关,由于该装置未接跳322樟盐线、971富达线开关,因此系统仍为一孤立的不接地系统,继续由322樟盐线、971富达线的发电机供电带接地点运行。

  3.1.2 不接地系统带接地点运行势必在系统内产生过电压,非故障相电压将升高倍,变压器中性点电压升高为相电压,造成#1主变中性点放电间隙击穿,根据#1主变间隙保护定值,0.5秒后主变间隙保护出口跳主变三侧开关。

  其后,石滩变电站114石樟线开关经重合时间(整定为1秒)重合成功,线路恢复送电,但樟树变电站#1主变三侧开关已跳开,许多10kV线路开关也已跳开,需由运行值班人员手动恢复送电,延长了用户停电时间,降低了供电可靠性。

  3.2 原因分析

  从过程分析可知,关键原因是322樟盐线、971富达线拥有自备小火电厂,若322樟盐线、971富达线不具有自备小火电厂,低频减载装置将不会动作,主变间隙保护也不会动作,因此我们考虑当石樟线出现故障(不论瞬时故障还是{yj}故障)时应该首先想办法跳开322樟盐线、971富达线开关。

4.解决问题

   更改樟树变电站低频减载装置定值,{dy}轮接跳322樟盐线、971富达线开关,其它线路仍然放在第三轮不变,其定值见表2。

  这样,当110kV石樟线发生故障(不论瞬时故障还是{yj}故障),石滩变电站114石樟线开关跳闸后,樟树变电站内低频减载装置启动,{dy}轮0.1秒出口跳322樟盐线、971富达线开关,此时与孤立110kV系统相连的电源线路均已切除,低频减载装置和主变间隙保护将可靠返回,故障点可靠灭弧。如果110kV石樟线故障为瞬时性故障,随后石滩变电站114石樟线开关重合,恢复樟树变电站的供电,从而缩短了用户停电时间,提高了供电可靠性,优化了运行。

  表2 低频减载装置定值   

  此种方法方便易行。但当故障发生时,孤立的110kV系统将存在瞬间的过电压,因低频减载装置是在石滩变电站114石樟线开关跳开后才启动,应采取相应的过电压保护措施。

5.效果检查

   樟树变电站低频减载装置更改定值之后, 2002年5月28日,石樟线又发生了单相瞬时性接地故障,当时樟树变电站正处在正常运行方式下,322樟盐线和971富达线的自备发电机均在发电状态。

  石滩变电站7:12分,事故喇叭响,114石樟线开关跳闸,零序F段保护动作,重合闸动作成功,石樟线控制屏上如下光字牌亮:“零序动作”、“重合闸动作”,石樟线保护屏上如下信号灯亮: “零序F段”、“重合闸”,故障录波报告: 故障测距15.8KM、故障相C相、故障电流Imax=20.1A、I0=20.9A,将以上情况汇报后并复归信号。

  樟树变电站7:12分,喇叭响,全站瞬间失压,失压时低频减载装置动作,中央信号屏上如下光字牌亮:“Ⅰ轮低频减载动作”,322樟盐线开关跳闸,10kV高压室971富达线开关跳闸,随即石滩变电站114石樟线开关重合,恢复樟树变电站的供电,从而缩短了用户停电时间,提高了供电可靠性,检查确认后复归信号;不过7:15分,合上322樟盐线、971富达线开关。



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