消除220KV代市站旁路代主变开关运行主保护死区的方法

沈大千

(四川省电力公司广安电业局，四川 广安，638000)

一、运行方式及现状介绍。

广安220KV代市变电站是四川电网的重要枢纽变电站之一，是川渝电网、广安电厂、华蓥山电厂与四川电网，广安电网与达州电网的汇接点，电气规模较大，也是广安电业局辐射网络的主要电源点。

目前代市站120MVA有载调压主变2台；220KV接线方式为双母加旁母，220KV出线7条，旁路1回，母联1回；110KV接线方式为双母加旁母，110KV出线7条，旁路1回，母联1回；35kV双母，35kV出线8条，母联1回。该站在正常运行方式下，两台主变并列运行，一台主变中性点直接接地，另一台主变间隙接地。本站110kV侧有小电源（最大出力可达19.85万千瓦）可经过110kV代西线、代分I、II回、代卫线、代双线上网。为了提高供电的可靠性，本站在建站时装设了旁路母线、旁路开关，按线路保护方案配置旁路保护。由于变压器的特殊性，线路保护不能承担保护变压器的任务。当旁路开关代变压器开关运行时，为了不失去变压器差动保护，代市站是将差动电流回路接入变压器套管侧电流互感器二次电流回路，这样就形成了一段无主保护的死区，为了解决消除死区的办法，目前我局代市站在建站时已采用将旁路保护的距离保护和零序保护投入跳闸位置，而将高频保护、重合闸等退出，一旦发生主保护死区内故障，保护出口跳旁路开关。如图1，在虚框1或虚框2内发生故障，旁路290障，旁路290（或115）开关距离保护或零序保护迅速出口跳旁路290（或 115）开关。

图1

二、存在的问题。根据我局电网去年一次系统接线阻抗归算，运行方式按系统（220kV和110kV系统）最大运行方式，同时考虑代市一台主变运行（主变中性点须直接接地），一台主变停用情况考虑。相关计算参数如下：系统基准容量取Sb=100MVA,U=Un(各电压等级的额定电压：220kV额定电压为230kV，110kV额定电压为115kV)；归算到220kV母线的等值阻抗（标幺值）：正序阻抗Z21=0.0119，零序阻抗Z20=0.014；归算到110kV母线的等值阻抗（标幺值）：正序阻抗Z11=0.0726，零序阻抗Z10=0.0285；代市站主变压器电抗（标幺值）：正序电抗Z1=0.10992，零序电抗Z0=0.10992（变压器电阻值可忽略不计，变压器电抗也即阻抗）；（一）虚框1内故障旁路290#开关跳开后（故障未消失）按三种短路情况计算：

三相 短 路 故障 ：Ik=[1（/Z11+Z1）]*100/（1.732*230）=[1（/0.0726+0.10992）]*100/（1.732*230）=1375安；单相接地短路故障：Ik=[3/[2（Z11+Z1）+（Z10+Z0）]]*100（/1.732*230）=[3/[2（0.0726+0.10992）+（0.0285+0.10992）]]*100/（1.732*230）=1496安；两相接地短路故障：Ik=[3/（[Z11+Z1）+2（Z10+Z0）]]*100（/1.732*230）=[3/（[0.0726+0.10992）+2（0.0285+0.10992）]]*100/（1.732*230）=1639安。

取两相接地故障最大短路电流Ik=1639安

（二）虚框2内故障旁路115#开关跳开后（故障未消失）归算阻抗按三种短路情况计算：

三相 短 路 故障 ：Ik=[1（/Z21+Z1）]*100/（1.732*115）=[1（/0.019+0.10992）]*100/（1.732*115）=4122安；单相接地短路故障：Ik=[3/[2（Z21+Z1）+（Z20+Z0）]]*100（/1.732*115）=[3/[2（0.019+ 0.10992）+（0.014+ 0.10992）]]*100/（1.732*115）=4096安；两相接地短路故障：Ik=[3/（[Z21+Z1）+2（Z20+Z0）]]*100（/1.732*115）=[3/（[0.019+0.10992）+2（0.014+0.10992）]]*100/（1.732*115）=4074安；

取三相短路故障最大短路电流Ik=4122安；由以上计算得知：虚框1内故障时短路电流可达到1639安左右，为主变额定电流5.5倍；虚框2内故障时短路电流约为4122安左右，为主变额定电流6.9倍，显然在虚框1、2内出现故障短路电流是比较大的。虚框1（或虚框2）内故障既不在主变差动保护范围内，也不在母差保护范围内，靠主变后备保护4.5或5.0秒来切除故障，按照整定规程要求：当短路电流大于变压器热稳定电流（6倍额定电流）时，变压器保护切除故障的时间不应大于2秒，可见目前在虚框2内故障时靠主变后备保护长延时切除故障已不满足整定规程要求。而且随着主网系统容量日益增加，短路电流不断增大，由于其主变后备保护动作时限过长，如果依靠它来切除故障，势必会造成变压器损坏，无论是在虚框1（或虚框2）内故障都将对代市站主变乃至广安电网系统都有很大的危害，也就是说目前我局代市站旁路代主变开关运行仍然存在主保护死区问题。

三、解决方案

目前，消除代市站旁路代主变开关运行时主保护死区的方法大致有两种：一是完善从旁路保护屏跳主变三侧的二次回路；一是将旁路电流互感器再启用备用绕组切换到主变差动保护电流回路；前者在保持现状并利用旁路代路保护死区故障时只跳旁路开关，增加旁路及主变保护屏相关二次回路。虽然具有投资小，易操作，但在本次工程中不宜采用。后者整改措施优点是：一旦发生虚框1、2内故障，主变差动保护快速出口跳各侧开关，且对整定、操作回路及调试等无特别要求。但投资大，因为旁路290与115#开关原电流互感器要换掉；旁路代主变开关运行时，变电站运行人员要切换电流回路。我们根据本工程的实际情况决定采用该方案。采用该方案需具备以下条件：

（一）、旁路CT要有多余的作保护用的二次绕组。（二）、主变保护屏上要有电流切换端子。在主变正常运行时主变保护装置必须用本路开关CT电流回路，在旁路代路时必须采用流经旁路开关CT电流回路。因此保护屏上必须备有切换的电流端子，随着方式的变化可随时切换。（三）、主变压器数量不多于2台。220kV旁路CT目前至少需具备的二次绕组：母差2组，保护1组，计度1组，测控1组，故障录波1组，已经需要6组，如果考虑切换到主变差动，主变两台按一台一组考虑，就需要8组，将故障录波和保护电流回路相串合并用一组，对旁路电流互感器二次绕组要求也至少是7组。超过两台主变，电流互感器二次绕组必然超过7个，对220kV及以下电压等级电流互感器要求二次绕组超过7个，生产厂家很难办到，电流切换回路过于复杂也不可取。110kV旁路CT同理。

经过分析比较代市站2、3条件满足要求，条件1可以完善。代市站两台主变保护均已实现主变微机保护双重化，该方案只需要旁路开关CT增加两个保护绕组，代市站两台主变一台用一个保护绕组分别用于两台主变的1号差动保护中，方法：先分别将两台主变1号差动保护原用套管CT电缆拆除，再分别将旁路开关CT引出至主变保护屏电流回路电缆接入拆除后的保护屏腾空的电流端子，其它不变。即代市站每台主变1号差动保护采取旁路电流互感器与主变开关间隔电流互感器二次电流回路在主变保护屏上切换，而主变2号差动保护仍采用主变套管电流互感器与主变开关间隔电流互感器二次电流回路在主变保护屏上切换。

目前用于代市站220kV旁路290开关CT二次绕组（现为五个绕组）在本次综自改造中将更换为七个绕组的电流互感器，满足要求；其中110kV旁路115开关CT二次绕组为四个，不满足要求，需更换为六个绕组的电流互感器。将旁路电流互感器二次绕组如虚框3、4内所示增加1、2号主变的差动绕组，这样虚框1、2内（图1）的死区就纳入了主变差动的保护范围内，从而解决了旁路代主变开关运行时出现的主保护死区问题。

结论

快速切除旁路开关代主变开关运行时的主保护死区对整个电网有重要意义，解决死区的两种措施都存在优、缺点，这就需要根据实际情况来取舍。对于不多于两台主变的变电站建议采用第二套方案；对于多于两台主变的变电站建议采用第一套方案。为了消除代市站旁路代主变开关运行主保护死区问题，我局目前采用第二套方案在本次代市变电站综自改造中一并实施。旁路代主变开关虽为一种特殊运行方式，但此方式下一旦发生引线部分故障（相当于母线故障），其短路电流是相当大的，设备破坏力也可想而知，所以此方式下的主保护死区问题的解决无论是在新建、扩建还是改造等工程项目设计中不容忽视。

[1]周立梅.旁路代220kV主变开消除保护死区的方法探讨[J].继电器，2002.