第３０卷第４期 ２０１１年１２月 青海电力 Ｖｏ１．３０ Ｎｏ．４ Ｄｅｃ．，２０１１ ＱＩＮＧＨＡＩ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ ３５ ｋＶ出线故障引起主变低压侧 后备保护动作原因分析 沈国菊，陈山胜 （西宁供电公司，青海西宁８１０００３） 摘要：某１１０ ｋＶ变电站３５ ｋＶ某线线路故障，造成１、２号主变低后备保护动作跳开１０ ｋＶ分段开关。文章 从故障前运行方式、保护配置、保护定值、１０ｋＶ分段开关跳闸原因以及故障电流分析计算等进行分析研究，找 出保护动作原因，提出了防范措施，避免同类事故的发生。 关键词：变压器；后备保护；原因分析；措施 中图分类号：ＴＭ７７４ ．１ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００６—８１９８（２０１１）０４—００４３—０４ Ａｎａｌｙｓｉｓ ｔｈｅ Ｒｅａｓｏｎ ｏｆ Ｂａｃｋ－ｕｐ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ Ａｃｔｉｏｎ ｆｏｒ ｔｈｅ Ｍａｉｎ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ’Ｓ Ｌｏｗ－ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｓｉｄｅ Ｃａｕｓｅｄ ｂｙ ３５ ｋＶ Ｏｕｔｌｅｔ Ｆａｉｌｕｒｅ ＳＨＥＮ Ｇｕｏ－ｊｉｕ，ＣＨＥＮ Ｓｈａｎ￣ｈｅｎｇ Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ３５ｋＶ ｌｉｎｅ ｆａｉｌｕｒｅ ｏｆ ａ １ １０ｋＶ ｓｕｂｓｔａｔｉｏｎ ｃａｕｓｅｄ ｔｈｅ １０ｋＶ ｓｅｃｔｉｏｎ ｓｗｉｔｃｈｅｓ ｂａｃｋ－ｕｐ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ａｃｔｉｏｎ ｂｙ １ ａｎｄ ２ ｍａｉｎ ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ．Ｔｈｅ ｐａｐｅｒ ａｎａｌｙ ｚｅｓ ａｎｄ ｒｅｓｅａｒｃｈｅｓ ｔｈｅ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｍｏｄｅ，ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｃｏｎｆｉｇｕｒａｔｉｏｎ，ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｖａｌｕｅ ｂｅｆｏｒｅ ｔｈｅ ｆａｕｌｔ，ｒｅａｓｏｎ ｏｆ １０ｋＶ ｓｅｃｔｉｏｎ ｓｗｉｔｃｈｅｓ ｔｒｉｐ ａｎｄ ｆａｉｌｒｅ ｃｕｒｒｅｎｔ’Ｓ ａｎａｕｌｙｓｉｓ ａｎｄ ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ，ｔｈｕｓ ｆｏｕｎｄｓ ｏｕｔ ｔｈｅ ｒｅａｓｏｎ ｏｆ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ａｃｔｉｏｎ，ａｎｄ ｐｕｔｓ ｆｏｒｗａｒｄ ｐｒｅｖｅｎｔｉｖｅ ｍｅａｓｕｒｅｓ ａｖｏｉｄｉｎｇ ｓｉｍｉｌａｒ ａｃｃｉｄｅｎｔｓ． Ｋｅｙ Ｗｏｒｄｓ：ｓｕｂｓｔａｔｉｏｎ；ｂａｃｋ－ｕｐ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ；ｒｅａｓｏｎ ａｎａｌｙｓｉｓ；ｍｅａｓｕｒｅ １ 概述 ２０１０年６月，某变电站控制室事故音响响 起，监控系统中显示１、２号主变１０ ｋＶ后备保护 动作，Ｏ７开关由合到分；某线５５开关过流保护动 作，开关由合到分。变电站运行人员对站内设备 进行检查无异常，线路维护人员对３５ ｋＶ某线线 路检查，发现用户侧某线ＢＣ相相间故障，造成某 线过流保护动作开关跳闸。 开关运行，５１开关热备用，２号主变线路开关运行 如图１所示。 某线 一 ２事故前运行方式 变电站ｌ１０ ｋＶ线路开关运行，８１、８２开关和 ｌ１０ ｋＶ分段８Ｏ开关运行，主变１１０ ｋＶ侧并列运 行；１２、１３开关和１Ｏ ｋＶ分段０７开关运行，２台主 变１０ ｋＶ并列运行；５２开关和分段３５ ｋＶ分段５Ｏ ０７开关 图１ 某电站一次运行接线图 作者简介：沈国菊（１９７１一），女，青海湟中人，高级工程师，从事继电保护工作。 收稿日期：２０１１—０１—２７；修回日期：２０１１—０７一Ｏ１ 青海电力 第３０卷 ３事故原因分析 ３．１ 保护配置 限０ ｓ，跳某线５５开关；定时限过流保护定值５０４ Ａ，时限１．２ ｓ。 ３．３ １０ ｋＶ分段开关跳闸原因 １、２号主变１０ ｋＶ侧保护配置为复合电压闭 锁过流保护，正常运行时保护投入运行；１０ ｋＶ分 段０７开关保护配置为充电保护，充电保护在一段 母线向另一段母线充电时投入运行，其余时间退 出运行。事故时１０ ｋＶ分段０７开关充电保护退 故障时１０ ｋＶ分段ｏ７开关充电保护退出运 行，分段０７开关跳闸不可能是充电保护动作跳 闸。初步判断是由于１、２号主变１０ ｋＶ并列运 出运行；３５ ｋＶ某线５５开关保护配置为２段式电 流保护。 ３．２保护定值 行，３５ ｋＶ出线故障时，通过１２、０７和ｌ３开关中 存在较大环流，造成１、２号主变低后备保护同时 动作跳开分段０７开关。 ４保护动作分析 流过主变低压侧开关环流的大小取决于系统 １）１、２号主变低后备保护电流定值２ １６０ Ａ， Ｉ时限１Ｓ跳１０ ｋＶ分段ｏ７开关，Ⅱ时限１．５ ｓ跳 运行方式和变电站ｌ１Ｏ ｋＶ母线综合阻抗大小、主 变阻抗以及某线路阻抗的大小。各元件等值阻抗 见表ｌ。 １０ ｋＶ侧开关。 ２）３５ ｋＶ某线速断保护电流定值４ ８００ Ａ，时 表１变电站各元件等值阻抗（标幺值） ４。１ 故障电流分析计算 １）系统小方式故障电流计算 根据故障时变电站等值电路图如图２所示， 电流正方向规定由电源指向短路点。用全电流法 计算某线ＢＣ相故障时的电流，对于ＢＣ相间短路 Ｘｌｚ＝ ＋（（蜀＋ ＋ ）∥ ６］＋ ＋墨 ０．０７９ １７＋［（０．３２２ ２＋０．２０１ ５８７＋ ＝０．２１７ ４６）∥０．３６１ ２７］一０．０２４ ７６２＋ ０．１１１ ９６５＝０．４０９ ２３１ ３ （１） 的故障点边界条件为， ’＝０，， ＝一，： 式中，， 、， ’、，： 为流过５２、５５开关Ａ、Ｂ 和ｃ相故障电流。 ５６０ ｊ＝ 一 譬× 叫 丽１．＝一３ ３０１．３ Ａ （２） ， ’＝３ ３０１．３ Ａ 式中 为３７ ｋＶ电压级基准电流， ＝１ ５６０ Ａ。 ，・ ×， ＝ ０ ７４１２４７ ０ ３６１２×（一３３０１．３）＋． 一、…… ——０３６ １２．． ＝一ｌ ０８１．６ Ａ ，ｌ ＝１ ０８１．６ Ａ （３） 式中，・ 、，－ 、，ｔ 为流过１２、１３开关Ａ、Ｂ 图２故障时等值电路图（Ｂ相） 和ｃ相故障电流（基准为３５ ｋＶ）。 折算至ｌ０ ｋＶ侧故障电流，由于变电站主变 的接线方式为Ｙ／Ｙ／△，主变变比为１１０／３８．５／１１ 第４期 沈国菊，等：３５ ｋＶ出线故障引起主变低压侧后备保护动作原因分析 １＝×１ １８２．６×３．５：２ ３８９．７ Ａ ４５ （变压器变比ｎ＝３８．５／１１＝３．５），主变１０ ｋＶ侧 ：—为三角形接线方式，因此主变１０ ｋＶ侧三相电流 分别为： √３ ４．２保护动作原因分析 ）＝去（ 一 ， 去（一 胁 １从以上计算得出某线故障点发生ＢＣ相故障 时，流过ｌ２和１３开关的故障电流大约在２ １８５．６ —×１ ０８１．６ ｘ ３．５＝２ １８５．６ Ａ（４） ４ ７７９．４ Ａ，流过某线５５开关的故障电流为３ ３０１．２～３ ６０９．７ Ａ。由于某线５５开关保护速断 ）＝寺（ 一 － （２ 跏 ： √３ ×２×（一１ ０８１．６）×３．５ ＝一３ ７８３．５ Ａ （５） 砉（，１ ）ｎ 砉 Ｊ ）ｎ Ｉ ＝ ｘ １ ０８１．６￣３．５＝２ １８５．６ Ａ（６） ２）系统大方式故障电流计算 ∑＝Ｘｌ＋［（恐＋墨＋ ）∥ ］＋ ＋蜀 ＝０．０４４ ２＋［（０．３２２ ２＋０．２０１ ５８７ ＋０．２１７ ４６）∥０．３６１ ２７］一０．０２４ ７６２ ＋Ｏ．１ｌ１ ９６５＝０．３７４ ２６１ ３ （７） 一 ×熹 ．，芎ｘ １ ５６０ 一＝一３６０９．７ Ａ （８） 墙 ＝３ ６０９．７ Ａ ＝ ×ｊ＝毖 ＝０ ７４ １ ２４７ ０ ３６１＋． ２×（－３６０９．７）、…一 ． ＝一１ １８２．６ Ａ ，ｌ ＝１１８２．６ Ａ 折算至变压器１０ ｋＶ侧故障电流（由于变压 器接线方式Ｙ／Ｙ／Ａ） 砉 ，ｔ 跏 砉 －３ 跏， １×１ １８２．６ ｘ ３．５＝２ ３８９．７ Ａ 砉 ３ ，－ － ） 砉 ３ ２ ）ｎ １：√３ 一×２×（一１ １８２．６）×３．５：４ ７７９．４ Ａ 去（ － 一 ＝√ｌ（３ｉｔ ）凡 定值为４ ８００ Ａ，故障电流未达到速断定值，而达 到过流保护定值，同时流过主变低压侧１２、１３开 关故障电流达到主变低压侧后备保护定值。因此 １、２号主变１０ ｋＶ后备与某线保护同时启动，１、２ 号主变后备保护１．０ ｓ同时动作跳开１０ ｋＶ分段 ０７开关。１０ ｋＶ分段０７开关跳开系统等值电路 图如图３所示，此时１、２号主变低压侧的ｌ２和ｌ３ 开关仅流过负荷电流，主变低压侧后备保护复归， 而３５ ｋＶ某线５５开关保护再延时０．２ ｓ，跳开某 线５５开关，切除故障，某线主变１０ ｋＶ后备保护 复归，与故障时的保护动作显示和开关跳闸位置 相一致，所以主变１０ ｋＶ后备保护动作原因是 １２、ｏ７和ｌ３开关中存在超过保护定值的环流。 图３ 分段开关断开时等值电路图（Ｂ相） ５ 防范措施 为满足某线与下级变电站之间定值选择性， 过流保护定值时限≥１．２ ｓ，同时主变高、中和低 压侧以及上级保护配合要求，主变低后备保护过 流时限≤１．５ ｓ。该变电站主变后备保护跳闸原 因是特殊运行方式下３５ ｋＶ某线用户侧故障，１、２ 号主变低压侧开关存在大的环流，造成主变低后 备保护动作。因此，解除开关大的环流就可避免 青此类事故。 海电力 第３０卷 压，引起系统大面积停电，造成严重后果。因此， 专业人员在安排主变运行方式时不能只考虑负荷 是否均衡，要通过系统运行方式进行故障电流计 算，依据故障电流大小和保护定值进行综合分析 以防止同类事故的发生，确保电网安全稳定运行。 参考文献： ［１］崔家佩．电力系统继电保护与安全自动装置整定计 算［Ｍ］．北京：中国电力出版社，１９９３． １）２台主变负荷均衡，不存在主变过载情况 时，将主变中、低压侧分列运行。 ２）由于负荷分配不均，运行中经常存在一台主 变过载，另一台主变轻载运行。为防止主变过载又 不影响用户用电，可将２台主变高、中、低压侧并列 运行。同时，应查看１１０ ｋＶ线路保护定值通知单 说明中有无主变不允许并列的要求，防止盲目将主 变并列，造成１１０ ｋＶ线路保护误动现象。 ６结束语 主变低后备保护误动，会造成１０ ｋＶ母线失 电力行业“十一五＂二氧化碳减排约１７．４亿吨 由中国电力企业联合会和美国环保协会共同编著完成的《中国电力减排研究２０１１》１１月２１日在京发布。《中国电 力减排研究》系列报告已连续发布五年，旨在把握电力工业发展和燃煤电厂大气污染物排放控制的现状和重点，并对未 来趋势进行预测。 报告共分为三部分：第一部分全面反映了２０１０年度中国电力工业发展、燃煤电厂大气污染物排放控制及２０１０年以 来节能减排相关法规出台情况。据统计，截至２０１０年底，全国发电装机总量和发电量分别达到９．６６亿千瓦和４．２３ 万亿千瓦时，同比增长１０．５６％和１４．８５％；其中，水电、核电、风电等主要非化石能源装机容量达到２．５７亿千瓦，约占我 国总装机容量的２６．５７％，非化石能源发电量达到０．８１万亿千瓦时，约占总发电量的１９．１９％。 在减排方面，据中国电力企业联合会统计分析，２０１０年电力烟尘排放总量１６０万吨，比上年下降３１．９％；二氧化硫 排放量比２００５年下降约２９％；电力二氧化碳排放呈现排放总量上升、排放强度逐年下降的特点。电力行业通过发展非 化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，以２００５年为基准年，“十一五”期间，累计减排二氧化碳约１７．４亿吨，成效显 著。 我国电力以煤电为主，燃煤发电量约占全部发电量的７６％，是二氧化碳减排的关键部门之一。我国正处在工业化、 城镇化快速发展的关键阶段，电力需求快速增长，保障电力充足、安全、稳定供应是电力行业的首要职责，发展仍然是我 国电力行业的首要任务，必须在发展的前提下和发展的过程中解决应对气候变化问题。而我国“富煤、缺油、乏气”的资 源禀赋条件决定了一次能源构成中以煤为主的状况将长期存在，以煤电为主的格局难以发生重大变化，减排二氧化碳的 形势严峻。电力行业必须提高认识，凝聚共识，共同应对，为实现国家提出的到２０２０年我国单位国内生产总值二氧化碳 排放比２００５年下降４０％一４５％的目标做出贡献。 第二部分在分析我国发展非化石能源的必要性和约束性的基础上，介绍了ＴＩＭＥＳ模型应用于能源系统分析的案 例。根据各方面关于电力需求预测的研究，我国电力装机将在未来的１０年内接近翻一番，这对我国当前基于化石能源 的电力系统以及未来非化石能源发电技术都提出了极大挑战。未来非化石能源比重总体上将持续提高，主要依赖于水 电和核电的发展，据预测在２０２０年非化石能源总量中将占到８０％左右。与此同时，应当进一步优化火力发电的发展，淘 汰落后技术，用先进技术予以取代。 第三部分总结了电力行业总体现状和发展趋势，对电力发展提出了六方面的建议。 展望“十二五”，电力行业污染物的减排和控制应继续坚持源头控制与末端治理相结合的控制路线，为实现国家提 出的常规污染物和温室气体减排目标，在、技术、管理、市场及国际合作等方面做出更大努力。
