再谈110KV变电站变压器间隙保护
2006-10-18 10:31:02 来源：
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电力18讯：
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(高压间隙零流第一时限出口)，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大桥线、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）设备无故障，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（不论瞬时故障还是永久故障）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，第一轮接跳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（不论瞬时故障还是永久故障），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，第一轮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，
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。
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。
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(高压间隙零流第一时限出口)，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大桥线、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）设备无故障，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（不论瞬时故障还是永久故障）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，第一轮接跳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（不论瞬时故障还是永久故障），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，第一轮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，
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