电网末端110 kV主变间隙保护动作分析及对策

王卫萍

(国网甘肃省电力公司白银供电公司，甘肃 白银 730900)

电网末端110 kV主变间隙保护动作分析及对策

王卫萍

(国网甘肃省电力公司白银供电公司，甘肃 白银 730900)

阐述了主变间隙保护配置及动作原理，通过对电网末端110 kV主变间隙保护动作实例进行分析，根据存在的电网结构不完善等问题提出增加电源进线等整改对策，确保变压器等主设备安全运行，减少负荷损失，提高供电可靠性。

间隙保护；末端电网系统；重合闸

0 引言

由于电网结构的不合理，有些110 kV电网中存在1条110 kV电源出线“T”接1座或几座末端变电站的情况，且这些末端变电站无进线断路器。在这些末端变电站中，存在电容器、电容式电压互感器、电机等储能元件，一旦电源线路上发生单相接地故障，线路电源侧断路器跳闸，在未重合前，孤立出来的末端电网系统中的储能元件将向系统释放能量。而此时由于进线线路上接地故障的存在，形成了110 kV不接地系统发生单相接地故障。因此主变中性点承受很高的零序电压，导致主变间隙保护动作，跳开主变各侧断路器。当进线电源侧断路器达到重合闸时间重合成功后，由于主变跳闸仍无法正常供出负荷，严重影响供电可靠性。为此，要进行深入分析，寻求改进措施，确保电网稳定运行，减少负荷损失。

1 主变间隙保护动作实例分析

1.1 间隙保护配置及动作原理

110 kV电网为中性点直接接地系统，由于系统运行方式的需要，其中一部分110 kV变压器中性点不接地运行，变压器一般采用分级绝缘结构，中性点绝缘水平相对较低。中性点采用氧化锌避雷器与间隙并联保护方式。间隙保护采用间隙电流继电器和零序电压继电器并联方式，带有0.3-0.5 s的时限。当系统发生接地故障时，在间隙放电时有间隙电流，则使设在放电间隙接地一端的专用电流互感器的间隙电流继电器动作；若间隙不放电，则利用零序电压继电器动作。当发生间歇性弧光接地时，间隙保护共用的时间元件不得中途返回，以保证间隙接地保护的可靠动作。

1.2 主变间隙保护动作实例

下面结合变电站运行方式，对110 kV电网中1条110 kV电源出线“T”接1座或几座末端变电站发生主变间隙保护动作的实例进行分析，找出存在的问题并提出解决对策。

1.2.1 实例1：1条110 kV电源出线接1座末端变电站

该电网主接线如图1所示，运行方式是进线电源侧断路器运行带末端变电站全站负荷，变电站10kV 2段母线上各运行1台容量为3 600 kvar的电容器，35 kV，10 kV母线分列运行，3500，100断路器热备用。

2013-08-23，该变电站进线线路上发生C相单相接地故障，线路配置的双端光差保护3 ms动作出口跳开进线电源侧断路器。这导致作为受电侧的末端变电站全站失压，且通过110 kV进线而具有的110 kV系统中性点接地点完全断开，末端变电站110 kV系统变为不接地系统(系统包括进线线路，2台主变以及35 kV系统、10 kV系统)。在此系统中，有电容器组、母线电压互感器(电容式)、进线线路电压互感器等储能元件。这些储能元件对于这个系统而言是一个电源，且此时进线线路上C相接地故障并未消除，储能元件通过这个点进行放电。根据不接地系统发生单相接地时电压的变化规律，此时，非故障相电压升为线电压，开口电压为3倍的相电压，值为300 V。由故障录波计算得出，开口电压最大达到215 V(且波形为电压互感器饱和后的平顶波，实际电压高于此值)，但开口电压大小随时间不断衰减，末端变电站变1号、2号主变同时采样到零序电压，零序过压保护(定值180 V，时间0.3 s)启动，1号、2号主变高后备(南瑞RCS-9681)间隙Ⅱ时限动作(Ⅰ时限停用)，跳开主变三侧断路器。此时，进线电源侧断路器达到重合闸时间重合成功后，末端变电站全站负荷仍无法供出。

图1 1条110 kV电源出线接1座末端变电站

1.2.2 实例2：1条110 kV电源出线接3座末端变电站

该电网主接线如图2所示，运行方式为进线电源侧断路器运行带3座末端变电站全站负荷。末端变电站1的10 kV两段母线上各运行1台容量为1 200 kvar的电容器，末端变电站3的10 kV 2段母线上各运行1台容量为4 800 kvar的电容器。3座变电站10 kV母线分列运行，100断路器热备用。

2015-04-18，110 kV电源线路距电源侧变电站约500 m处发生B相接地故障。17 ms，电源侧变电站线路保护(南瑞继保RCS-941A型线路保护装置)距离I段保护动作，零序过流I段保护动作，跳开线路电源侧断路器；1 141 ms，重合闸动作(重合闸动作时间定值1 s)，开关重合成功。

在线路电源侧开关跳闸到重合闸重合过程中，由于末端3座变电站中性点未接地，110 kV系统通过电源线路与电网相连而具有的中性点接地点消失，此时电源线路上B相接地故障仍未消失，孤立的末端电网中储能元件释放能量，所以，492 ms末端变电站2的1号主变高后备保护装置(国电南自PST-1261A后备保护)间隙2保护动作(定值为零序电压180 V、间隙电流5 A、时限Ⅱ定值0.5 s)，跳开主变两侧开关。

从末端变电站2的1号主变保护装置录波图(图3)可以看出，0时刻主变零序电压228 V左右，波形为平顶，电压互感器饱和，此时主变间隙保护启动并计时，零序高电压持续110 ms左右主变间隙击穿，出现很大的间隙电流。从录波图分析间隙电流最大值为27.5 A左右，并不断衰减，持续时间为428 ms，最小击穿电流值为16.31 A左右，超过间隙电流定值(5 A，0.5 s)，492 ms 1号主变间隙保护2出口(间隙保护1时限停运)，主变保护动作是正确的。查看3座末端变电站其他5台主变保护均未动作。结合3座末端变电站110 kV母线电压录波器判断，其他主变保护未动作是正确的，因为零序电压大于定值时间为110 ms，小于保护动作时限定值，末端变电站2的1号主变间隙击穿后零序电压迅速下降至72 V左右，间隙保护返回。通过对3座变电站6台主变间隙距离进行实测，末端变电站1，3主变中性点间隙型式为棒形，4台主变中性点棒间隙为220 mm；末端变电站2的1号主变中性点球间隙为58 mm，2号主变中性点球间隙为60 mm。击穿与实际间隙设置相符。线路电源侧开关重合后由于末端变电站2的1号主变跳闸，其所带负荷未及时供出。

图2 1条110 kV电源出线接3座末端变电站

2 存在问题及整改措施

2.1 存在问题

(1) 电网结构不完善。从电网主接线简图中可以看出，这些末端变电站都只有一条电源进线且无进线断路器。一旦进线故障导致所带变电站全部失压，将严重影响供电可靠性。

图3 变电站2的1号主变保护装置录波

(2) 孤立末端电网中作为主要储能元件的电容器失压保护动作时间均在1 s以上，故障发生后不能快速从电网中隔离，导致主变中性点承受很高的零序电压。

(3) 线路出线走廊保护不力，安全隐患排查不细，修建较高建筑物或设置库房、施工点，频繁使用吊车等引起线路故障隐患未得到有效排除。

2.2 整改措施

(1) 对电网中末端变电站增加第二电源进线，增加进线断路器、电流互感器及保护装置、备自投装置，完善和优化电网结构。

(2) 电网结构优化能彻底解决问题，但所需时间较长。为了能及时有效解决问题，通过对故障和现有保护装置配置研究，制定以下解决对策并实施，取得良好效果。

实例1中的末端变电站进线两端配置有光差保护，但末端变电站无断路器，保护动作后无法隔离故障。因此，将光差保护跳闸出口接点接至电容器控制回路中，一旦进线发生故障，光差保护可快速将电容器从末端电网中切除，使主变中性点零序电压降低，间隙保护不动作。当线路重合成功后，末端变电站将恢复正常供出负荷。方案实施后，实例1中变电站电源线路发生类似故障时，110 kV母线电压录波图显示，故障开始约73 ms零序电压最大，有效值约为140 V，且其之后一直在衰减，故主变零序过压保护不会动作。

实例2中的末端变电站进线无保护，因此根据实际情况制定了利用主变间隙保护实现快速切除末端系统中电容器的办法来防止主变全停。间隙保护一般有2个时限，整定较短时限来启动跳闸继电器的备用出口跳开电容器，整定较长时限跳变压器各侧断路器。这样电容器跳开后主变中性点零序电压降低，间隙保护返回。进线上若为瞬时故障，重合成功后主变正常供电，提高了供电可靠性。

(3) 加强对线路出线走廊的保护力度，清除不安全因素。

3 结束语

通过对末端变电站电源线路发生故障后导致主变间隙保护动作实例分析，发现其原因是线路跳闸后末端变电站成为孤立不接地系统，电容器等储能元件供给故障电流，导致主变中性点承受很高的零序电压。提出通过优化电网结构和采取快速地将主要的储能元件电容器从小系统中隔离的措施，防止终端变电站损失负荷，提高供电可靠性。

1 国家电力调度中心.电力系统继电保护实用技术问答[M].北京：中国电力出版社，2000.

2 徐青山.电力系统故障诊断及故障恢复[M］.北京：中国电力出版社，2007.

3 崔 家，孟庆炎，陈永芳，熊炳耀.电力系统继电保护及安全自动装置整定计算[M].北京：中国电力出版社，2000.

2016-05-15。

王卫萍(1984-)，女，助理工程师，主要从事继电保护工作，email：648281636@qq.com。