变电站母线PT异常处理停电方式优化方案分析

阮永丽

(昆明供电局，云南 昆明 650011)

变电站35 kV(10 kV，6 kV)母线PT由于接地、谐振等原因，可能出现高压熔断器熔断、低压侧空气开关跳闸、低压侧熔断器熔断、PT装置及一、二次回路异常等问题。处理高压熔断器熔断、PT装置及一、二次回路异常，均需要将PT停电。对于PT停电，目前一般采用以下3种方式：

(1)PT直接停电(以下简称方式1)；

(2)先将出现异常的PT二次侧负荷由正常PT并列供电后，再将异常PT停电(以下简称方式2)；

(3)将受PT停电影响的备自投、主变复合电压闭锁过流保护部分或全部退出运行后，再将出现异常的PT停电(以下简称方式3)。

下面从停电风险，操作量及对电网、保护、自动装置的影响、耗时情况等对以上3种处理PT异常的停电方式进行对比分析，找出最优处理方案。

1 采用不同停电方式处理的风险对比

变电站35 kV(10 kV，6 kV)母线PT异常时采用不同停电方式处理的风险对比列于表1。

2 不同停电方式的对比分析

2.1 方式1

2.1.1 优点

操作最简单，操作量最小，操作时间最短。

2.1.2 缺点

PT直接停电，可能造成备自投和主变复合电压闭锁过流保护误动作，恢复方式所需时间较长。

2.1.3 影响分析

(1)对备自投的影响。由于电压和电流为备自投的启动量和闭锁量，备自投的电压量取自变电站对应电压等级母线PT。当母线三相电压消失时，备自投启动，但由于有电流量闭锁，备自投不会动作。如果此时PT所在母线电流过小，或系统扰动导致短时间母线电流降低，达到备自投电流闭锁开放条件时，备自投就会动作，将对应母线负荷倒由另一段母线供电。

表1 母线PT异常时采用不同停电方式处理的风险对比

如果母线三相电压消失期间，因母线电流过小造成备自投动作，将对应母线负荷倒由另一段母线供电时，不影响对用户的正常供电，对电网的影响也很小；如果母线三相电压消失期间，因系统发生扰动，短时间母线电流降低，造成备自投动作，将对应母线负荷倒由另一段母线供电时，虽不影响用户正常供电，但可能造成运行主变过负荷，甚至导致主变跳闸，对电网的影响就比较大。

由于目前昆明电网变电站普遍采用线路—变压器组方式运行，一旦备自投动作成功，PT异常处理好后，要恢复正常运行方式时，所需时间较长。

(2)对主变复合电压闭锁过流保护的影响。电压和电流也是主变复合电压闭锁过流保护的闭锁量和启动量。当母线任意一相电压消失，主变高压侧以及对应的中压侧或低压侧的复合电压闭锁过流保护将失去闭锁，由于复合电压闭锁过流保护的启动电流按照躲过1.4～1.5倍最大负荷电流进行整定，达不到启动电流，复合电压闭锁过流保护不会动作。此时若母线故障，保护能正确动作，及时切除故障。同理，如果母线没有故障，但由于系统扰动等原因，造成短时间母线电流突然增加，达到主变复合电压闭锁过流保护的动作电流时，主变复合电压闭锁过流保护动作，同时闭锁备自投，就将造成PT停电的对应母线失压。

2.2 方式2

2.2.1 优点

PT二次负荷由正常PT供电后，在处理PT异常期间，不影响备自投及主变复合电压闭锁过流保护的正常运行。

2.2.2 缺点

(1)操作时间长，操作量大，操作复杂，操作风险高，电网的运行风险也高。

(2)在PT一次、二次侧并列长时间的操作过程中，电网处于非正常方式运行，保护不能配合，电网的运行风险高。

(3)在PT一次、二次侧并列前，如果PT异常导致母线电压异常，由于异常PT的二次负荷并没有转移，仍然存在备自投和主变复合电压闭锁过流保护误动作的可能。

2.2.3 影响分析

(1)操作风险。PT二次侧并列需先将一次侧并列。以前变电站一般采用主备方式运行，变电站35 kV，10 kV并列操作的时间较短，操作量也不太大，风险相对较小，因此处理PT异常，一直采用这种方式。而目前为提高供电可靠性，变电站只要能满足线路—变压器组运行的，均采取线路—变压器组方式运行。要将分段运行的变电站35 kV(10 kV，6 kV)母线并列，就需要先调整上级电源进行并列或合环，然后再进行母线并列，继而才能进行PT二次并列。这样就导致操作时间长，操作量大，操作复杂，操作风险高。

(2)电网风险。在PT一次、二次侧并列长时间的操作过程中，电网处于非正常方式运行，保护不能配合，电网的运行风险高。在此期间，如果PT异常导致母线电压异常，由于异常PT的二次负荷并没有转移，因此仍然存在PT直接停电的电网风险，即可能造成备自投和主变复合电压闭锁过流保护误动作。由于调整运行方式操作需要的时间比PT直接停电长得多，相对PT直接停电，这种方式，电网风险也大得多。

2.3 方式3

方式3又可细分为3(1)，3(2)，3(3)，3(4)，3(5)5种，它们有一共同的优点，就是操作较简单，操作量较小，但各自有各自的缺点，对系统的影响也不一样，下面分别进行探讨。

2.3.1 方式3(1)

此方式是将受PT停电影响的备自投退出运行后，再将异常PT直接停电。其缺点是失去备自投，如果主变、进线电源发生跳闸，将造成主变供电的母线失压。

2.3.2 方式3(2)

此方式是仅将主变对应于PT发生异常的中压侧或低压侧复合电压闭锁过流保护退出运行，再将异常PT直接停电，其缺点主要有两点。

(1)由于主变高压侧复合电压闭锁过流保护的电压量取自变电站各电压等级母线PT，仅将发生异常的PT对应的主变中压侧或低压侧复合电压闭锁过流保护退出运行，主变及对应母线失去了近后备保护，当母线或主变中压侧、低压侧发生故障时，只能靠主变高后备保护切除故障，动作时间较长，对主变、母线设备的安全运行有一定的影响。

(2)由于受PT异常影响的主变高压侧复合电压闭锁过流保护没有退出，当系统扰动导致主变或母线电流突然增加，达到保护的启动电流值时，主变高压侧复合电压闭锁过流保护仍然会误动作，出口跳开主变各侧断路器，造成该主变供电的中压侧、低压侧母线失压，导致停电范围扩大。

2.3.3 方式3(3)

此方式是将受PT异常影响的主变高压侧和中压侧(或低压侧)复合电压闭锁过流保护均退出运行，再将异常PT直接停电。缺点是主变及母线失去了近后备、远后备保护，当发生故障时，可能导致设备损坏。由于主变复合电压闭锁过流保护为主变及母线的后备保护，如果PT停电前将主变高压侧和中压侧(或低压侧)复合电压闭锁过流保护退出运行，将造成主变及母线无后备保护。若在处理PT异常期间，主变或母线发生故障，只能由上级电源线路的后备III段保护经较长延时出口跳闸，可能导致主变损坏。但由于备自投未退出运行，如果不是母线故障，备自投动作成功，能够保证母线的正常供电。

2.3.4 方式3(4)

此方式是将受PT异常影响的备自投、主变中压侧(或低压侧)复合电压闭锁过流保护均退出运行，再将异常PT直接停电，其缺点主要有两点。

(1)主变及母线失去了近后备保护，当母线或主变中压侧、低压侧发生故障时，只能靠主变高压侧复合电压闭锁过流保护切除故障，动作时间较长，对主变、母线设备的安全运行有一定的影响。

(2)失去备自投，如果主变发生跳闸，将造成主变供电的母线失压。

2.3.5 方式3(5)

此方式是将受PT异常影响的备自投、主变高压侧和中压侧(或低压侧)复合电压闭锁过流保护均退出运行，再将异常PT直接停电，其缺点主要有两点。

(1)失去备自投，如果主变发生跳闸，将造成主变供电的母线失压。

(2)主变及母线失去了近后备、远后备保护，当发生故障时，可能导致设备损坏。

3 不同处理方式耗时举例

以110 kV变电站10 kV Ⅱ段母线PT发生高压熔断器熔断需要更换为例，分析PT采用不同停电方式处理的耗时情况。

3.1 方式1

总耗时35 min，包括PT停电耗时10 min,更换PT高压熔断器耗时15 min,以及PT送电耗时10 min。

3.2 方式2

总耗时1 h45 min，包括PT停电前变电站调整方式操作耗时40 min，PT停电、更换高压熔断器耗时25 min，以及PT送电、变电站恢复正常供电方式耗时40 min。

3.3 方式3

总耗时55 min，包括主变复合电压闭锁过流保护退出、投入运行耗时各5 min，10 kV备自投退出、投入运行耗时各5 min，PT停电耗时10 min，更换PT高压熔断器耗时15 min，以及PT送电耗时10 min。

4 不同停电方式的综合分析

综合PT发生异常时采用不同停电处理方式的优缺点、影响、风险及操作耗时情况，可以得出以下结论。

(1)PT异常中，高压熔断器熔断的情况最普遍。处理此类异常时，采用PT直接停电进行处理的风险较小，操作最简单，耗时最短。

(2)PT三相高压熔断器熔断后，由于所在母线电流过小，不能有效闭锁备自投动作的变电站，采用直接停电方式处理，容易造成备自投动作，恢复PT及变电站正常供电方式时，耗时较长。此类变电站的PT若发生单相或两相高压熔断器熔断，采取先将相应电压等级备自投退出运行后，再将异常PT直接停电的方式处理较为合理。

(3)由于PT装置故障或二次回路引起的PT异常情况发生几率较小，而一旦发生，短时间内不能处理完毕。对于此类异常，将出现异常的PT二次侧负荷并列由正常PT供电后，再将异常PT停电处理的方式最好。

(4)除(2)中所述情况外，建议不要采用将受PT停电影响的备自投、主变复合电压闭锁过流保护退出运行后，再停异常PT的处理方式。因为如果仅退出备自投和主变保护的一部分，不但不能避免备自投或主变保护因PT异常而造成的误动，而且可能扩大影响范围；如果将备自投和相关主变保护全部退出运行，那么将导致母线和主变失去后备保护，可能造成主变、母线等主设备损坏，电网、设备风险极大。

5 PT异常时停电的优化处理方式

(1)PT三相高压熔断器熔断后，PT所在母线电流小于备自投闭锁电流的变电站，处理PT单相或两相高压熔断器熔断，采取先将相应电压等级备自投退出运行后，再将异常PT直接停电的方式。

(2)除上述情况外，处理PT高压熔断器熔断，采用将PT直接停电的方式。

(3)处理PT装置故障或二次回路引起的PT异常，采用将出现异常的PT二次侧负荷并列由正常PT供电后，再停异常PT的处理方式。

6 实施情况及效果

截至2011年6月，昆明电网已按照以上方式处理PT异常100多起，与原来的处理方式相比，缩短PT停电时间一半以上，降低了电网因PT异常导致的运行风险，同时运行人员操作量大幅度下降，有效提高了工作效率。

[1]南方电网公司. 电气操作导则(Q/CSG 1 0006-2004).北京: 中国电力出版社, 2004.

[2]郭英林, 张守勤. 电压互感器异常状况的处理及原因分析. 机电信息, 2010(6).

[3]李光伟, 范景林. 电压互感器高压熔断器熔断时的故障现象及有关问题探讨. 河南电力, 2008(6).

[4]李 坚. 电网运行及调度技术问答. 北京: 中国电力出版社, 2004.