35kV单母线分段变电站母线故障的保护分析与改进.pdf

33 电工电气 (2023 No.7)作者简介：陈锡磊(1986)，男，高级工程师，硕士，从事继电保护管理工作。陈锡磊，叶汉铮，徐文琴(国网浙江慈溪市供电有限公司，浙江 慈溪 315300)摘 要：针对一起 35 kV 单母线分段变电站 35 kV 母线故障时导致的全站停电事故，分析了事故中各继电保护和备自投装置的动作情况，明确了变电站全停的原因。分析结果显示，在目前的继电保护配置方式下，35 kV 母线故障时只能由线路对侧变电站的线路保护动作切除故障，本站母线设备将遭受多次短路电流的冲击，并最终导致全站停电。根据单母线分段母线故障的特点，提出了 3 种不同的继电保护改进方案，能够最大程度地避免全站停电，提高终端变电站的供电可靠性。关键词：单母线分段；母线故障；全站停电；改进方案中图分类号：TM77 文献标识码：B 文章编号：1007-3175(2023)07-0033-04 Abstract:The paper analyzes the action behaviors of relay protection and backup power automatic switch and nails down causes of this blackout based on a 35 kV sectionalized single-bus substation power outage accident caused by the 35 kV bus failure.The analysis shows that the present relay protection configure scheme can cut off failures through the opposite side substation when the 35 kV bus fault happens,while the short-circuit current can surge bus equipments several times,leading to the final substation power outage accident.Three relay pro-tection improved schemes are proposed according to the characteristics of bus failures of sectionalized single-bus.They can avoid substation power outage to the greatest extent and increase the power supply reliability of terminal substations.Key words:sectionalized single-bus;bus failure;substation power outage;improved schemeCHEN Xi-lei,YE Han-zheng,XU Wen-qin（State Grid Zhejiang Cixi Power Supply Co.,Ltd,Cixi 315300,China）Analysis and Improvement for the Bus Failure Protection of 35 kVSectionalized Single-Bus Substation35 kV单母线分段变电站母线故障的保护分析与改进0 引言按照目前的变电站继电保护相关技术规范，35 kV 单母线分段接线的变电站一般不配置专门的母线保护，当 35 kV 母线故障时本站内无快速保护可以动作，只能由供电线路对侧变电站的线路保护动作切除故障。按照目前常规的继电保护配置方式，本站母线设备在故障过程中将遭受多次短路电流的冲击，并最终导致全站停电，严重影响终端变电站的供电可靠性1-3。本文针对一起 35 kV 单母线分段变电站的母线发生故障最终导致变电站全停的事故，介绍了事故发生经过，记录并详细分析了事故过程中各相关继电保护和备自投装置的动作情况，进一步根据该母线故障的特点提出了 3 种不同的继电保护改进方案，讨论了变电站 10 kV 侧不同运行方式的影响，通过将故障限制在某一段母线范围内，避免发生变电站全停，从而有效提高单母线分段终端变电站的供电可靠性。通过对本次变电站母线故障的保护分析与改进，为类似问题的处理提供了借鉴。1 某35 kV变电站全停事故1.1 事故前运行方式35 kV CX 变电站一次主接线为典型的单母线分段变电站，故障前运行方式如图 1 所示。上级110 kV CH 变电站通过 11DL 断路器和#1 进线带35 kV CX 变电站全部负荷，#2 进线对侧为 220 kV XJ 变电站，其 12DL 断路器处于合位运行，本站侧的 2DL 断路器作为热备用处于分位，35 kV 母分断路器 3DL 处于合位运行。35 kV单母线分段变电站母线故障的保护分析与改进34电工电气 (2023 No.7)1.2 继电保护配置110 kV CH 变电站的出线 1 配置带三相一次重合闸的三段式相间过流保护，动作出口跳断路器11DL；220 kV XJ 变电站的出线 2 配置带三相一次重合闸的三段式相间距离保护，动作出口跳断路器12DL，具体定值如表 1 所示。35 kV CX 变电站的继电保护采用本地区典型的配置方式，如表 2 所示4-5。由于是终端变电站，两路进线均不配置线路保护，35 kV 母线也未配置专门的母线保护。此外，35 kV 侧还配置备用电源自动投入装置(简称备自投)，在事故前的运行方式下，进线备自投一时限 5.0 s 跳 1DL，二时限 1.0 s 合 2DL。事故前，所有继电保护和备自投装置均处于投入状态。1.3 事故简要经过某日 21:50 左右，35 kV CX 变电站全站失电，现场检查发现 2DL、3DL 断路器为合位，1DL 断路器分位并且其 35 kV 母线侧静触头严重烧毁，其中A 相烧毁最为严重，35 kV 开关柜内段母线铜排也已经损毁。同时检查发现，对侧 110 kV CH 变电站的 11DL 断路器和 220 kV XJ 变电站的 12DL 断路器均处于分位。2 继电保护及备自投动作分析根据保护装置动作报文和 SOE 记录，事故中各相关变电站继电保护和断路器的动作情况如表 3 和表 4 所示。根据现场检查情况，CX 变电站 35 kV 段母线发生相间短路，1DL 断路器的母线侧静触头严重烧毁。由于本侧未配置母线保护，只能依靠对侧 110 kV CH 变电站的线路 1 过流段动作跳开11DL，保护动作记录显示短路电流 25.44 A，换算到一次为 3.05 kA(变比 600/5)；21:47:52.086 重合闸动作，由于发生的是永久性故障，重合闸失败，由过流加速段再次跳开 11DL，至此对侧 CH 变电站的保护动作结束。当 11DL 重合失败后，35 kV CX变电站两段母线完全失压，35kV 备自投满足动作条件，21:47:57.436 时备自投动作跳开 1DL，接着合上 2DL，由于 35 kV 母故障并未消失，2DL 合表1 CH变电站和XJ变电站出线的继电保护配置线路1保护线路1定值/A线路1动作时限/s过流段340过流段150.5过流段61.4过流加速段70.2重合闸1线路2保护线路2定值/线路2动作时限/s相间距离段2.630相间距离段4.090.5相间距离段8.581.4重合闸1表3 CH变电站继电保护和备自投动作报文时间保护报文断路器动作21:47:50.991线路1过流段动作跳开11DL21:47:52.086线路1重合闸动作重合11DL21:47:52.362线路1过流加速段动作跳开11DL21:47:57.43635 kV备自投动作跳开1DL21:47:58.496合上2DL表4 XJ变电站继电保护动作报文时间保护报文断路器动作21:47:59.009线路2相间距离段动作跳开12DL21:48:00.098线路2重合闸动作重合12DL21:48:00.171线路2距离段后加速动作跳开1DL表2 35 kV CX变电站继电保护配置保护动作时限/s动作结果主变差动/非电量瞬时跳主变两侧断路器高后备0.8低后备0.835 kV母分过流1.1跳35 kV母分断路器图1 35 kV CX变电站故障前运行方式-合闸-分闸110 kV CH变电站35 kV母线220 kV XJ变电站35 kV母线35 kV母35 kV母11DL12DL1DL2DL3DL#1进线#2进线#1主变#2主变35 kV CX变电站35 kV单母线分段变电站母线故障的保护分析与改进35 电工电气 (2023 No.7)上后重新产生故障电流，对侧 220 kV XJ 变电站的相间距离段动作跳开 12DL，重合失败后再次跳开 12DL，至此 35 kV CX 变电站全站失电。根据一次设备故障位置、保护及备自投动作记录及断路器变位记录综合分析可知，事故中保护和备自投均正确动作。3 35 kV母线故障的保护方案改进3.1 当前母线故障的保护分析按照本地区目前 35 kV 单母线分段变电站的继电保护配置方式，35 kV 母线没有专门保护，母线故障时只能依靠对侧变电站的线路保护动作切除故障。在线路重合闸和备自投装置的动作过程中，母线设备将受到 4 次故障电流的连续冲击，并最终导致全站停电。本站的 35 kV 母分过流保护按照与主变后备保护配合整定，动作时限 1.1 s，远大于对侧线路保护段的动作时限(0.5 s)，事实上对母线故障起不到保护作用。3.2 具体改进方案根据上述分析可知，当其中一段母线故障后，导致变电站全停的根本原因在于本站目前没有保护可以快速跳开 35 kV 母分断路器，无法将故障范围缩小在故障段母线。这使得只是其中一段母线故障被等效成两段母线同时故障，变电站全停是必然结果。根据母线故障特点和继电保护动作特性，提出以下 3 种改进方案。1)主变差动保护范围包含 35 kV 母线方案 1 是将主变差动保护范围扩大，使其包含 35 kV 母线。该方案保护原理与内桥接线变电站一致，即母线故障由主变差动保护动作出口跳主变三侧断路器，如图 1 中#1 主变差动保护动作跳开1DL、3DL 和#1 主变的 10 kV 断路器。在图 1 中的 35 kV 母故障后，#1 主变差动保护动作时间比 110 kV CH 变电站的过流段动作快，因此差动保护动作跳开主变三侧断路器，接着 35 kV备自投动作合上2DL 断路器，恢复对#2 主变的供电。这样既减少了故障电流的冲击次数，又能保证#2 主变供电，避免全所停电。如果故障发生在 35 kV母，则#2 主变差动保护动作跳开主变三侧断路器，保证#1 主变正常供电而不会发生全所失电。需要指出的是，为避免在 35 kV 母线分列运行方式下备自投合于故障母线，差动保护动作应同时闭锁母分备自投。2)35 kV 母线配置母线保护方案 2 建议在 35 kV 母线配置母线保护，当35 kV 母故障时母线保护动作瞬时跳开 1DL、3DL 和#1 主变高压侧断路器，进线备自投动作合上 2DL，恢复对#2 主变的供电。若故障发生在35 kV 母，则母线保护动作瞬时跳开 3DL 和#2 主变高压侧断路器，保证#1 主变正常供电而不发生全所失电。同方案 1 一样，母线保护动作也应同时闭锁母分备自投。3)35 kV 母分过流保护改进目前的 35 kV 过流保护整定方式是与主变后备保护配合，作为主变的远后备保护，对侧线路的段保护再与母分过流保护配合，动作时间分别相差一个级差 0.3 s。在 35 kV 母线故障时，对侧线路保护段先动作，母分过流保护时限较长无法动作跳开35 kV 母分断路器。方案 3 建议 35 kV 母分过流保护不再与主变后备保护配合，而直接与主变差动保护配合。具体整定方式为将动作时限缩短至 0.2 s，定值按照 10 kV 母线或线路故障时不动作，35 kV 母线故障时灵敏动作整定。如图 1 中 35 kV 母故障后，依然由对侧 110 kV CH 变的过流段动作，重合闸失败后本站备自投动作合上 2DL 断路器，此时35 kV 母分过流保护动作跳开 3DL 断路器，保证#2主变供电，不会发生全所停电。如果故障发生在35 kV 母，则母分过流保护快于对侧线路保护段，0.2 s 动作跳开 3DL，保证#1 主变供电，不会发生全所失电。在当前运行方式下，如果#2 主变差动保护范围内发生故障并且差动保护拒动，则将由 35 kV 母分过流保护动作切除故障。此外，由于 35 kV 母分过流不再与主变后备保护配合，对侧线路段保护可以直接与主变后备保护进行配合，从而可以将段保护的动作时限缩短为 1.1 s。3.3 3种改进方案的比较方案 1 扩大主变差动保护范围时需要重接高压侧的电流互感器回路和保护出口跳闸回路，并增加35 kV单母线分段变电站母线故障的保护分析与改进36电工电气 (2023 No.7)闭锁母分备自投回路，二次回路工作量很大，后续的差动保护带负荷、传动试验复杂。方案 2 母线故障可以通过母线保护迅速切除，但是装设母线保护需重新接入各电流互感器回路，二次回路及调试的工作量也很大。方案 3 只需调整 35 kV 母分过流保护定值，实现起来最为方便。但是方案1和方案2只需要承受1次短路电流的瞬时冲击，方案 3 最多需要承受 3 次短路电流的冲击，且总持续时间约达 0.9 s(过流段0.5 s+过流加速段 0.2 s+母分过流 0.2 s)，这显然对设备相当不利。因此，对于 35 kV CX 变电站，3 种方案均能够将故障范围限制在故障母线，避免全站失电事故的发生。方案 1 和方案 2 的二次回路改造工作量大，试验复杂，但在发生故障时只需要承受 1 次短路电流的瞬时冲击；方案 3 实现起来最简便，但在故障时最不利的情况下仍需承受 3 次短路电流的冲击，总持续时间可达 0.9 s。4 10 kV侧运行方式的分析35 kV CX 变电站没有 10 kV 母分断路器，在某台主变失电后其对应的 10 kV 母线负荷不得不停止供电。一般变电站均有 10 kV 母分断路器，并且相应配置有 10 kV 母分备自投。保护改进方案 1 和方案 2 中，当 10 kV 母线分列运行时，在切除故障母线对应的主变后，10 kV母分备自投动作，跳开该主变 10 kV 断路器，合上 10 kV 母分断路器，恢复该段负荷的供电；在10 kV 母线并列运行时，当切除故障母线对应的主变后不会影响相应 10 kV 母线负荷。因此，方案 1和方案 2 在 35 kV 母线故障时，不会影响 10 kV 负荷的供电。对于方案 3，在 10 kV 母线分列运行时，同样由 10 kV 母分备自投动作恢复 10 kV 负荷的供电；在10 kV母线并列运行时，如果35 kV母线发生故障，35 kV 母分过流保护动作跳开 35 kV 母分断路器后并不能将故障完全隔离。如图 2 所示，35 kV 母发生故障且 3DL 跳开后，故障位置通过 10 kV 侧仍有短路电流存在。因此对于方案 3，10 kV 母线不宜采用并列运行的方式，由 10 kV 母分备自投保障两段母线的供电可靠性。5 结语35 kV 单母线分段变电站的 35 kV 母线故障时只能由线路对侧变电站的线路保护动作切除故障，保护和备自投动作过程中母线设备将遭受多次短路电流冲击，并导致全站停电。提出的 3 种继电保护改进方案，都能将故障范围限制在一段母线从而避免全站停电。方案1和方案2实施工作量大、操作复杂，方案 3 实施简便易行但母线设备最多仍会遭受 3 次短路电流的冲击。结合实际情况权衡选择一种方案，可最大程度地保证终端变电站的供电可靠性。参考文献1 张丰，郭碧媛.备自投装置在单母分段接线中应用存在的问题及解决措施 J.电力系统保护与控制，2011，39(7)：133-135.2 周超，王洪富，李洪成，等.一起主变死区故障导致 110 kV 变电站全站失电事故分析 J.电力学报，2015，30(2)：143-148.3 王利平，程浪，胡杨.电流互感器位置与死区故障保护动作行为分析 J.四川电力技术，2022，45(1)：40-44.4 中国电力企业联合会.3 kV 110 kV 电网继电保护装置运行整定规程：DL/T 5842017S.北京：中国电力出版社，2018：1-5.5 中国电力企业联合会.电力系统继电保护设计技术规范：DL/T 55062015S.北京：中国计划出版社，2015：1-4.收稿日期：2023-04-16图2 10 kV母线并列运行时的短路电流-合闸-分闸 Ik-短路电流35 kV母35 kV母1DL2DL3DL#1主变#2主变Ik35 kV单母线分段变电站母线故障的保护分析与改进