林國策，王 祎，鄭建梓，陳東海，李賢偉

(1.南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102；2.國網(wǎng)衢州供電公司， 浙江 衢州 324000；3. 國網(wǎng)寧波供電公司， 浙江 寧波 315010;4.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧 沈陽 110006)

110kV降壓變高后備復(fù)壓起動元件應(yīng)用問題分析

林國策1，王 祎2，鄭建梓3，陳東海3，李賢偉4

(1.南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102；2.國網(wǎng)衢州供電公司， 浙江 衢州 324000；3. 國網(wǎng)寧波供電公司， 浙江 寧波 315010;4.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧 沈陽 110006)

文中從一起110 kV降壓變高后備保護(hù)拒動事件入手，深入分析了110 kV降壓變高壓側(cè)后備保護(hù)采用復(fù)壓起動過流保護(hù)的原因和存在的問題，并結(jié)合電網(wǎng)發(fā)展現(xiàn)狀，從靈敏性、安全性和可行性幾個方面進(jìn)行論證，提出了可以有條件地取消110 kV降壓變高后備復(fù)合電壓起動元件的建議。

降壓變；復(fù)合電壓；復(fù)壓起動過流保護(hù)

某110 kV降壓變電站(A站)，2臺31.5 MVA兩圈變，110 kV、10 kV側(cè)均為單母分段接線，1、2號主變兩側(cè)并列運行。1、2號主變高、低壓側(cè)均配置復(fù)壓起動過流保護(hù)(以下簡稱復(fù)壓過流)作為后備保護(hù)并采用分體式裝置，其中，低后備復(fù)壓取本側(cè)，高后備復(fù)壓取兩側(cè)。某日，A站10 kV I段母線發(fā)生三相永久故障，2號主變10 kV側(cè)后備保護(hù)正確動作跳開10 kV母分開關(guān)，但1號主變高、低壓側(cè)后備保護(hù)均未動作，造成上一級線路保護(hù)距離Ⅲ段動作、重合失敗。經(jīng)檢查，1號主變10 kV后備保護(hù)裝置故障，但110 kV后備保護(hù)裝置完好，傳動正常。深入分析計算后，發(fā)現(xiàn)故障時高、低壓側(cè)復(fù)壓元件均未開放，造成高壓側(cè)后備保護(hù)(簡稱高后備)拒動，導(dǎo)致事故擴大。

A站110 kV系統(tǒng)側(cè)等值阻抗0.063 2(標(biāo)幺值，基準(zhǔn)容量100 MVA，下同)，2臺主變等值阻抗均為0.504 8，故障時 1號主變110 kV側(cè)電流、電壓故障量計算如表1所示(為直觀起見，電流使用一次值、電壓使用二次值，下同)。

表1 10 kV母線故障時110 kV故障量計算結(jié)果

故障時高后備電流定值有足夠靈敏度，但高壓側(cè)母線殘壓在10 kV母分開關(guān)跳開前后均未低于低電壓整定值，且三相對稱故障負(fù)序元件不動作，因此復(fù)壓元件不起動。同時，恰逢低后備裝置損壞，無復(fù)壓動作接點開出，導(dǎo)致高后備拒動。

從本案例中可見，110 kV變壓器(文中除特別注明外，均指降壓變)高后備采用復(fù)壓起動過流保護(hù)存在一定問題，有必要進(jìn)行深入分析。

1 110 kV變壓器高后備保護(hù)配置及引入復(fù)壓起動元件原因

1.1 110 kV變壓器高壓側(cè)后備保護(hù)配置現(xiàn)狀

目前，浙江省內(nèi)各地區(qū)普遍采用復(fù)壓過流作為110 kV變壓器高后備，復(fù)壓元件由低電壓和負(fù)序電壓組成，電壓取自變壓器各側(cè)母線電壓互感器(以下簡稱TV)。該配置方案應(yīng)用成熟，整定計算也非常簡單，通常電流定值按躲主變額定電流考慮，低電壓定值和負(fù)序電壓定值通常取60 V和6 V，也有些地區(qū)考慮提高復(fù)壓元件靈敏度，分別取70 V和4 V。

GB/T 14285—2006《繼電保護(hù)和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程》(以下簡稱《技術(shù)規(guī)程》)[1]中關(guān)于變壓器相間短路后備保護(hù)的相關(guān)規(guī)定，第2.3.5.1 條規(guī)定“過電流保護(hù)宜用于降壓變壓器，保護(hù)的整定值應(yīng)考慮事故時可能出現(xiàn)的過負(fù)荷” ；第 2.3.5.2 條規(guī)定“復(fù)合電壓(包括負(fù)序電壓及線電壓)起動的過電流保護(hù)，宜用于升壓變壓器、系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)變壓器和過電流不符合靈敏性要求的降壓變壓器。”根據(jù)以上規(guī)定，降壓變首選的相間短路后備保護(hù)是過電流保護(hù)，僅在不能滿足靈敏度要求的時候才采用復(fù)壓過流。目前慣用的配置方案和《技術(shù)規(guī)程》存在出入。

DL/T 584—2007 《3 kV-110 kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運行整定規(guī)程》(以下簡稱《整定規(guī)程》)[2]中第6.2.9.1.C條規(guī)定“為提高靈敏度，增加安全性，相電流保護(hù)宜經(jīng)復(fù)合電壓起動”從中可見，降壓變后備過流保護(hù)引入復(fù)壓的原因一是為了提高靈敏度；二是為了提高安全性。

1.2 引入復(fù)壓起動元件的原因分析

a. 提高過流保護(hù)靈敏度的需要

DL/T 684—2012《大型發(fā)電機變壓器繼電保護(hù)整定計算導(dǎo)則》(以下簡稱《導(dǎo)則》)規(guī)定，降壓變后備配過電流保護(hù)的，電流定值整定必須考慮故障過負(fù)荷電流不誤動[3]。對采用單母(分段)或內(nèi)橋接線方式的110 kV變電站，需考慮2臺主變并列運行1臺故障切除后不誤動[4]，要求按躲2倍額定電流整定,見式(1):

(1)

式中：Krel為可靠系數(shù)，取1.2～1.3；Kr為返回系數(shù)，取0.85～0.95；m為并列運行降壓變臺數(shù)(m=2即2臺并列運行時)；IN為變壓器額定電流。

而復(fù)壓過流的電流定值僅需躲1臺主變額定負(fù)荷，見式(2):

(2)

可見對2臺并列運行的變壓器來說，過電流保護(hù)定值要比復(fù)壓過流電流定值大1倍，靈敏度要差一半。在20年以前，電網(wǎng)規(guī)模較小，系統(tǒng)等值較大，同時110 kV主變?nèi)萘科毡檩^小，系統(tǒng)短路容量小。當(dāng)10 kV側(cè)小方式相間短路故障時，為保證靈敏度，電流定值無法可靠躲過2臺主變滿載負(fù)荷電流，必須依靠復(fù)壓元件防止誤動。

過電流定值為

復(fù)壓過流電流定值為

表2 A站10 kV母線小方式相間短路高后備電流定值靈敏度計算

可見，1996年時，必須配置復(fù)壓元件確保電流定值靈敏性。

b. 提高安全性的需要

在電磁型保護(hù)時期，電流元件和復(fù)壓元件采用不同的繼電器，過流保護(hù)采用復(fù)壓起動，兩者的動作接點經(jīng)串聯(lián)后出口，能有效防止單個繼電器損壞或誤碰引起的誤動，采用復(fù)壓過流對提高安全性是有利的[5]。

2 當(dāng)前系統(tǒng)條件下復(fù)壓過流作為高后備存在的問題

采用復(fù)壓元件能夠顯著提高過流定值靈敏度，但從本文案例可知，引入復(fù)壓元件也不可避免地帶來一些問題。1996年就存在部分變電站高后備復(fù)壓元件(主要指低電壓)靈敏度不足的情況。為此《導(dǎo)則》中做出了規(guī)定：當(dāng)?shù)碗妷豪^電器靈敏系數(shù)不夠時，可在變壓器各側(cè)裝設(shè)低電壓繼電器，也就是高后備復(fù)壓取自變壓器各側(cè)，以解決低電壓元件靈敏度不足的問題。

但是，在當(dāng)前電力系統(tǒng)條件下，這一措施卻帶來一些問題，這些問題都是配置復(fù)壓元件尤其是低電壓帶來的副作用。

a. 高后備未能起到完整獨立的后備作用

高壓側(cè)低電壓元件無靈敏度，當(dāng)?shù)蛪簜?cè)后備保護(hù)裝置損壞時，高后備必然拒動，起不到后備的作用。不能滿足《技術(shù)規(guī)程》對于后備保護(hù)的要求。

b. 增加二次回路復(fù)雜性和誤操作概率

引入其它側(cè)復(fù)壓開入，增加了二次接線和相關(guān)壓板。同時，運行人員需根據(jù)變壓器各側(cè)實際運行情況、TV投退情況和保護(hù)裝置運行情況來確定各側(cè)TV檢修壓板投退、復(fù)壓開入開出等壓板的投退，增加了操作量尤其是非典票操作量，增加了誤操作概率。

c. 復(fù)壓選取方法存在問題

國家電網(wǎng)公司110 kV變電所典型設(shè)計有高壓側(cè)采用線變組接線、低壓側(cè)采用三主變四分段的接線形式，其中2號主變低壓側(cè)帶2個分支，各供一段母線，其高后備到底取哪一個分支后備保護(hù)的復(fù)壓動作接點與運行方式有直接關(guān)聯(lián)。當(dāng)2號主變帶Ⅱ、Ⅲ段母線運行時，可任取其中1個分支后備的復(fù)壓接點，但當(dāng)備自投動作后某一段母線改由另1臺主變供電后，其復(fù)壓接點就不應(yīng)再引入2號主變高后備。實踐中普遍依靠運行操作來切換，增加了操作量，且無人值班模式下操作完成前存在的一、二次狀態(tài)不對應(yīng)持續(xù)時間相對較長。如果配置自動切換，則會造成回路過于復(fù)雜、可靠性降低，也不符合簡化回路的設(shè)計原則。

3 當(dāng)前系統(tǒng)條件下110 kV降壓變高后備采用過電流保護(hù)的可行性分析

3.1 靈敏性分析

a. 電流定值靈敏度分析

分別計算A站在1996年和2016年系統(tǒng)狀態(tài)下過電流保護(hù)和復(fù)壓過流保護(hù)電流定值的靈敏度。查該站1996年的系統(tǒng)小方式等值阻抗為0.330 3，2016年的系統(tǒng)小方式等值阻抗為0.063 2，按導(dǎo)則計算過電流定值為416 A，復(fù)壓過流電流定值為208 A(取可靠系數(shù)1.2，返回系數(shù)取0.85)。

系統(tǒng)小方式下低壓側(cè)母線相間短路故障電流及定值靈敏度計算結(jié)果如表3所示。

表3 A站1996、2016年過電流定值和復(fù)壓過流定值靈敏度校核

由計算結(jié)果可知，1996年A站主變高后備過電流保護(hù)靈敏度不足，高后備必須采用復(fù)壓元件來起動過流保護(hù)。而到了2016年，高壓側(cè)過電流保護(hù)已經(jīng)具有足夠的靈敏度(靈敏度=1.66>1.5)。

對于采用線變組接線的110 kV變電站以及已經(jīng)按照國網(wǎng)公司“N-1原則”對送出負(fù)荷進(jìn)行限制的主變，過電流定值整定時無需考慮2倍過負(fù)荷系數(shù)，定值還可進(jìn)一步減小，靈敏度更高。

b. 低電壓元件靈敏度分析

計算系統(tǒng)小方式下單臺降壓變運行10 kV母線三相故障(該方式下，無負(fù)序電壓且母線殘壓最高)時低電壓元件的靈敏度，結(jié)果如表4所示。

表4 A站1996、2016年110 kV低電壓元件靈敏度校核

表5 某地區(qū)電網(wǎng)典型110 kV變電站高后備過電流保護(hù)定值靈敏度校核結(jié)果

可見，1996年還有助降低電流定值、提高靈敏度的低電壓元件，到2016年已經(jīng)成為保護(hù)拒動的原因。

c. 核查驗證

根據(jù)2016年A站所在地區(qū)電網(wǎng)的實際情況，計算校核所有110 kV變電站高后備過電流定值對低壓側(cè)母線故障的靈敏度，發(fā)現(xiàn)除少數(shù)偏遠(yuǎn)山區(qū)變電站(故障電流過小)和主變額定容量為80 MVA的變電站(過電流定值過大)外，按N-1原則整定的高后備過電流定值的靈敏系數(shù)均超過2.0，完全能滿足規(guī)程要求。即使按過負(fù)荷系數(shù)取1.3考慮，過電流定值的靈敏系數(shù)也普遍超過1.5。該地區(qū)電網(wǎng)典型110 kV變電站過流保護(hù)靈敏度校核結(jié)果如表5所示。

3.2 安全性分析

110 kV電網(wǎng)早已全面普及微機保護(hù)，其軟、硬件設(shè)計上都充分考慮了任意一個元件損壞都不應(yīng)誤動的原則(如出口回路采取三取二原則等)，過流保護(hù)是否經(jīng)復(fù)壓起動對安全性已無影響,已沒有配置復(fù)壓元件的必要。

3.3 整改措施

微機保護(hù)裝置中，高后備復(fù)壓元件可以通過投退控制字實現(xiàn)，而取中、低壓側(cè)復(fù)壓是通過開入回路實現(xiàn)的，回路上串有硬、軟壓板，只要取下壓板即可，無需對原有保護(hù)邏輯和回路進(jìn)行改造，實施較方便。

4 建議

在當(dāng)前電網(wǎng)條件下，已不必引入復(fù)壓元件，尤其是低電壓元件，但問題日益突出。因此，可以考慮在部分110 kV變電站中采用過電流保護(hù)作為高后備，取消復(fù)壓元件，以簡化保護(hù)原理和接線，提高保護(hù)性能。具體處理原則如下。

a. 直接取消復(fù)壓元件。適用于線變組接線，或正常運行方式滿足N-1原則的變電站。

b. 校核后取消復(fù)壓元件。適用于非線變組接線，且不滿足N-1原則的變電站。

c. 謹(jǐn)慎考慮是否取消。適用于非線變組接線額定容量63 MVA及以上變電站；或偏遠(yuǎn)地區(qū)，系統(tǒng)供至110 kV母線等值阻抗數(shù)值達(dá)到或超過主變等值阻抗50%及以上的變電站。

對符合上述第a條適用條件的以及符合第b條適用條件但經(jīng)校核后滿足靈敏度要求的110 kV主變高后備復(fù)壓元件，可直接退出；而對少數(shù)電流定值靈敏度不足的變電站，可保留復(fù)壓過流作為主變高后備保護(hù)，待系統(tǒng)條件成熟后逐步取消。

[1] 繼電保護(hù)和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程：GB/T 14285—2006[S].

[2] 3 kV-110 kV電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運行整定規(guī)程: DL/T 584—2007[S].

[3] 大型發(fā)電機變壓器繼電保護(hù)整定計算導(dǎo)則: DL/T 684—2012[S].

[4] 浙江電網(wǎng)10～110 kV系統(tǒng)繼電保護(hù)技術(shù)應(yīng)用規(guī)范: Q/GDW-11-133—2008[S].

[5] 吳運祥，沈國榮，朱聲石. 重視并應(yīng)用好變壓器后備保護(hù)[J]. 繼電器, 2000，28(7)：8-11.

Application Analysis of Composite Voltage Element of 110 kV Step-down Transformer’s High-voltage-side Backup Protection

LIN Guoce1,WANG Yi2,ZHENG Jianzi3,CHEN Donghai3,LI Xianwei4

(1.Nanrui Relay Protection Electric Co.，Ltd.,Nanjing，Jiangsu 211102，China; 2.State Grid Quzhou Power Supply Company，Quzhou，Zhejiang 324000,China; 3.State Grid Ningbo Power Supply Company，Ningbo，Zhejiang 315010,China; 4.Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China)

This paper describes a 110 kV step-down transformer’s high-voltage-side backup protection rejection event.It analyzes the reasons and problems of the application of 110 kV step-down transformer’s high-voltage-side overcurrent protection initiated by composite voltage.Combining with the development of power grid,this conclusion is demonstrated from aspects of sensitivity, safety and feasibility.It puts forward the suggestion of canceling 110 kV step-down transformer’s high-voltage-side composite voltage element conditionally.

step-down transformer;composite voltage;overcurrent protection initiated by composite voltage

TM76

A

1004-7913(2017)10-0033-04

林國策(1979)，男，學(xué)士，工程師，從事電力系統(tǒng)繼電保護(hù)設(shè)備、電力電子設(shè)備技術(shù)拓展工作。

2017-07-15)