110kV降压变高后备复压起动元件应用问题分析

110kV降压变高后备复压起动元件应用问题分析
林国策;王祎;郑建梓;陈东海;李贤伟
【摘要】文中从一起110 kV降压变高后备保护拒动事件入手,深入分析了110 kV 降压变高压侧后备保护采用复压起动过流保护的原因和存在的问题,并结合电网发展现状,从灵敏性、安全性和可行性几个方面进行论证,提出了可以有条件地取消110 kV降压变高后备复合电压起动元件的建议.
【期刊名称】《东北电力技术》
【年(卷),期】2017(038)010
【总页数】4页(P33-36)
【关键词】降压变;复合电压;复压起动过流保护
【作者】林国策;王祎;郑建梓;陈东海;李贤伟
【作者单位】南京南瑞继保电气有限公司, 江苏南京 211102;国网衢州供电公司,浙江衢州 324000;国网宁波供电公司,浙江宁波 315010;国网宁波供电公司,浙江宁波 315010;国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院, 辽宁沈阳 110006
【正文语种】中文
【中图分类】TM76
某110 kV降压变电站(A站)，2台31.5 MVA两圈变，110 kV、10 kV侧均为单母分段接线，1、2号主变两侧并列运行。

1、2号主变高、低压侧均配置复压起动过流保护(以下简称复压过流)作为后备保护并采用分体式装置，其中，低后备复压取本侧，高后备复压取两侧。

某日，A站10 kV I段母线发生三相永久故障，2号
主变10 kV侧后备保护正确动作跳开10 kV母分开关，但1号主变高、低压侧后备保护均未动作，造成上一级线路保护距离Ⅲ段动作、重合失败。

经检查，1号主变10 kV后备保护装置故障，但110 kV后备保护装置完好，传动正常。

深入分析计算后，发现故障时高、低压侧复压元件均未开放，造成高压侧后备保护(简称高后备)拒动，导致事故扩大。

A站110 kV系统侧等值阻抗0.063 2(标幺值，基准容量100 MVA，下同)，2台主变等值阻抗均为0.504 8，故障时 1号主变110 kV侧电流、电压故障量计算如表1所示(为直观起见，电流使用一次值、电压使用二次值，下同)。

故障时高后备电流定值有足够灵敏度，但高压侧母线残压在10 kV母分开关跳开前后均未低于低电压整定值，且三相对称故障负序元件不动作，因此复压元件不起动。

同时，恰逢低后备装置损坏，无复压动作接点开出，导致高后备拒动。

从本案例中可见，110 kV变压器(文中除特别注明外，均指降压变)高后备采用复压起动过流保护存在一定问题，有必要进行深入分析。

目前，浙江省内各地区普遍采用复压过流作为110 kV变压器高后备，复压元件由低电压和负序电压组成，电压取自变压器各侧母线电压互感器(以下简称TV)。

该配置方案应用成熟，整定计算也非常简单，通常电流定值按躲主变额定电流考虑，低电压定值和负序电压定值通常取60 V和6 V，也有些地区考虑提高复压元件灵敏度，分别取70 V和4 V。

GB/T 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》(以下简称《技术规程》) [1]中关于变压器相间短路后备保护的相关规定，第2.3.5.1 条规定“过电流保护宜用于降压变压器，保护的整定值应考虑事故时可能出现的过负荷” ；第2.3.5.2 条规定“复合电压(包括负序电压及线电压)起动的过电流保护，宜用于升压变压器、系统联络变压器和过电流不符合灵敏性要求的降压变压器。

”根据以上规定，降压变首选的相间短路后备保护是过电流保护，仅在不能满足灵敏度要求的
时候才采用复压过流。

目前惯用的配置方案和《技术规程》存在出入。

DL/T 584—2007 《3 kV-110 kV电网继电保护装置运行整定规程》(以下简称《整定规程》)[2]中第6.2.9.1.C条规定“为提高灵敏度，增加安全性，相电流保护宜经复合电压起动”从中可见，降压变后备过流保护引入复压的原因一是为了提高灵敏度；二是为了提高安全性。

a. 提高过流保护灵敏度的需要
DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(以下简称《导则》)规定，降压变后备配过电流保护的，电流定值整定必须考虑故障过负荷电流不误动[3]。

对采用单母(分段)或内桥接线方式的110 kV变电站，需考虑2台主变并列运行1台故障切除后不误动[4]，要求按躲2倍额定电流整定,见式(1):
式中：Krel为可靠系数，取1.2～1.3；Kr为返回系数，取0.85～0.95；m为并列运行降压变台数(m=2即2台并列运行时)；IN为变压器额定电流。

而复压过流的电流定值仅需躲1台主变额定负荷，见式(2):
IOP=IN
可见对2台并列运行的变压器来说，过电流保护定值要比复压过流电流定值大1倍，灵敏度要差一半。

在20年以前，电网规模较小，系统等值较大，同时110 kV主变容量普遍较小，系统短路容量小。

当10 kV侧小方式相间短路故障时，为保证灵敏度，电流定值无法可靠躲过2台主变满载负荷电流，必须依靠复压元件防止误动。

以A站为例，计算其在1996年时过电流保护和复压过流保护的灵敏度。

A站10 kV母线小方式相间短路高后备电流定值灵敏度计算如表2所示。

查该站110 kV 母线1996年的系统小方式等值阻抗为0.330 3，2台主变并列运行时，10 kV母线等值阻抗为0.330 3+=0.582 7。

系统小方式10 kV母线两相短路时流过其中1台主变高压侧的故障电流为×÷2=373 A，如表2所示。

按《导则》计算(取可靠系
数1.2，返回系数按电磁型考虑0.85)：
过电流定值为
2××165.3=466.7 A
复压过流电流定值为
×165.3=233.4 A
可见，1996年时，必须配置复压元件确保电流定值灵敏性。

b. 提高安全性的需要
在电磁型保护时期，电流元件和复压元件采用不同的继电器，过流保护采用复压起动，两者的动作接点经串联后出口，能有效防止单个继电器损坏或误碰引起的误动，采用复压过流对提高安全性是有利的[5]。

采用复压元件能够显著提高过流定值灵敏度，但从本文案例可知，引入复压元件也不可避免地带来一些问题。

1996年就存在部分变电站高后备复压元件(主要指低电压)灵敏度不足的情况。

为此《导则》中做出了规定：当低电压继电器灵敏系数不
够时，可在变压器各侧装设低电压继电器，也就是高后备复压取自变压器各侧，以解决低电压元件灵敏度不足的问题。

但是，在当前电力系统条件下，这一措施却带来一些问题，这些问题都是配置复压元件尤其是低电压带来的副作用。

a. 高后备未能起到完整独立的后备作用
高压侧低电压元件无灵敏度，当低压侧后备保护装置损坏时，高后备必然拒动，起不到后备的作用。

不能满足《技术规程》对于后备保护的要求。

b. 增加二次回路复杂性和误操作概率
引入其它侧复压开入，增加了二次接线和相关压板。

同时，运行人员需根据变压器各侧实际运行情况、TV投退情况和保护装置运行情况来确定各侧TV检修压板投退、复压开入开出等压板的投退，增加了操作量尤其是非典票操作量，增加了误操
作概率。

c. 复压选取方法存在问题
国家电网公司110 kV变电所典型设计有高压侧采用线变组接线、低压侧采用三主变四分段的接线形式，其中2号主变低压侧带2个分支，各供一段母线，其高后
备到底取哪一个分支后备保护的复压动作接点与运行方式有直接关联。

当2号主
变带Ⅱ、Ⅲ段母线运行时，可任取其中1个分支后备的复压接点，但当备自投动
作后某一段母线改由另1台主变供电后，其复压接点就不应再引入2号主变高后备。

实践中普遍依靠运行操作来切换，增加了操作量，且无人值班模式下操作完成前存在的一、二次状态不对应持续时间相对较长。

如果配置自动切换，则会造成回路过于复杂、可靠性降低，也不符合简化回路的设计原则。

a. 电流定值灵敏度分析
分别计算A站在1996年和2016年系统状态下过电流保护和复压过流保护电流定值的灵敏度。

查该站1996年的系统小方式等值阻抗为0.330 3，2016年的系统
小方式等值阻抗为0.063 2，按导则计算过电流定值为416 A，复压过流电流定值为208 A(取可靠系数1.2，返回系数取0.85)。

系统小方式下低压侧母线相间短路故障电流及定值灵敏度计算结果如表3所示。

系统小方式下1、2号主变并列运行时低压侧母线相间短路故障时流过单台主变高压侧的故障电流最小，此时10 kV母线等值阻抗为0.063 2+=0.315 6。

考虑系统小方式10 kV母线两相短路，流过单台主变高压侧的故障电流为×÷2=688.72 A。

由计算结果可知，1996年A站主变高后备过电流保护灵敏度不足，高后备必须采用复压元件来起动过流保护。

而到了2016年，高压侧过电流保护已经具有足够的灵敏度(灵敏度=1.66>1.5)。

对于采用线变组接线的110 kV变电站以及已经按照国网公司“N-1原则”对送出负荷进行限制的主变，过电流定值整定时无需考虑2倍过负荷系数，定值还可进
一步减小，灵敏度更高。

b. 低电压元件灵敏度分析
计算系统小方式下单台降压变运行10 kV母线三相故障(该方式下，无负序电压且母线残压最高)时低电压元件的灵敏度，结果如表4所示。

可见，1996年还有助降低电流定值、提高灵敏度的低电压元件，到2016年已经成为保护拒动的原因。

c. 核查验证
根据2016年A站所在地区电网的实际情况，计算校核所有110 kV变电站高后备过电流定值对低压侧母线故障的灵敏度，发现除少数偏远山区变电站(故障电流过小)和主变额定容量为80 MVA的变电站(过电流定值过大)外，按N-1原则整定的高后备过电流定值的灵敏系数均超过2.0，完全能满足规程要求。

即使按过负荷系数取1.3考虑，过电流定值的灵敏系数也普遍超过1.5。

该地区电网典型110 kV 变电站过流保护灵敏度校核结果如表5所示。

110 kV电网早已全面普及微机保护，其软、硬件设计上都充分考虑了任意一个元件损坏都不应误动的原则(如出口回路采取三取二原则等)，过流保护是否经复压起动对安全性已无影响,已没有配置复压元件的必要。

微机保护装置中，高后备复压元件可以通过投退控制字实现，而取中、低压侧复压是通过开入回路实现的，回路上串有硬、软压板，只要取下压板即可，无需对原有保护逻辑和回路进行改造，实施较方便。

在当前电网条件下，已不必引入复压元件，尤其是低电压元件，但问题日益突出。

因此，可以考虑在部分110 kV变电站中采用过电流保护作为高后备，取消复压元件，以简化保护原理和接线，提高保护性能。

具体处理原则如下。

a. 直接取消复压元件。

适用于线变组接线，或正常运行方式满足N-1原则的变电站。

b. 校核后取消复压元件。

适用于非线变组接线，且不满足N-1原则的变电站。

c. 谨慎考虑是否取消。

适用于非线变组接线额定容量63 MVA及以上变电站；或偏远地区，系统供至110 kV母线等值阻抗数值达到或超过主变等值阻抗50%及以上的变电站。

对符合上述第a条适用条件的以及符合第b条适用条件但经校核后满足灵敏度要求的110 kV主变高后备复压元件，可直接退出；而对少数电流定值灵敏度不足的变电站，可保留复压过流作为主变高后备保护，待系统条件成熟后逐步取消。

林国策(1979)，男，学士，工程师，从事电力系统继电保护设备、电力电子设备技术拓展工作。

【相关文献】
[1] 继电保护和安全自动装置技术规程：GB/T 14285—2006[S].
[2] 3 kV-110 kV电网继电保护装置运行整定规程: DL/T 584—2007[S].
[3] 大型发电机变压器继电保护整定计算导则: DL/T 684—2012[S].
[4] 浙江电网10～110 kV系统继电保护技术应用规范: Q/GDW-11-133—2008[S].
[5] 吴运祥，沈国荣，朱声石. 重视并应用好变压器后备保护[J]. 继电器, 2000，28(7)：8-11.。