调试过程中35 kv线路相序接反引起的故障
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2020年第1期
总第392期
调试过程中35kV 线路相序接反引起的故障
董济康
(国网山东郯城县供电公司,山东郯城276100)
1故障经过
1.1故障前运行方式
220kV 沭河站通过110kV 沭昌线、沭南线分别对110kV 归昌站、郯南站供电。
110kV 归昌变电站通过35kV 归杨线对35kV 杨集站供电。
110kV 郯南站通过35kV 郯花线对35kV 花园站供电。
事故前准备将110kV 归昌站35kV 归杨线634开关转检修,
检修内容为开关改定值、保护检验。
事故前变电站系统图如图1所示。
图1事故前变电站系统图
事故当日08:35,调控人员将35kV 杨集站负荷由35kV 归杨线合环调至35kV 花杨归线供电。
在遥控操作将35kV 杨集站35kV 花杨归线533开关由热备用转运行时,08:36,110kV 郯南站35kV 郯花线66开关限时电流速断保护跳闸,重合闸未启动,35kV 郯花线66开关分闸。
同时110kV 归昌站35kV 归杨线634开关瞬时速断保护跳闸,重合成功。
1.2故障后现场运行方式
110kV 归昌站通过35kV 归杨线对35kV 杨集站供电,并串带35kV 花杨归线对35kV 花园站供电。
调控人员安排运行人员及检修人员现场落实故障信息、检查现场设备,同时通知线路工区巡视线路,查看线路是否存在故障点。
事故后变电站系统图如图2所示。
1.3事故处理情况
08:52供电所汇报,35kV 花园站所带
10kV 线
路用户存在电动机反转的情况。
图2事故后变电站系统图
09:00经变电运维人员现场确认为110kV 郯南站35kV 郯花线66开关机构卡涩,导致66开关的重合闸未正常启动。
09:40将110kV 郯南站35kV 郯花线66开关转检修处理机构卡涩问题。
10:20郯南站35kV 郯花线66开关转检修处理结束,将35kV 花园站负荷停电调至35kV 郯花线供电。
10:30线路工区汇报巡视35kV 归杨线、花杨归
线全线线路均未发现异常情况,线路运行正常。
10:50线路工区在35kV 杨集站35kV 花杨归线#1杆处核相发现35kV 花杨归线路AC 相序接反,申请将35kV 花杨归线线路转为检修状态处理。
线路调相结束,重新进行线路核相。
核相相序相位正确,申请送电。
相关保护调整后,11:10将35kV 杨集站负荷由35kV 归杨线合环调至35kV 归杨线供电,将110kV 归昌站35kV 归杨线634开关转为检修状态,许可检修工作开工。
2故障原因分析
35kV 郯花线、归杨线、花杨归线路保护采用NSR612RF –D03型微机线路保护装置,设三段式保
护,其中:35kV 郯花线66开关瞬时电流速断保护,二次定值13.5A ,时限0s ;限时限电流速断保护,二次定值12.5A ,时限0.3s ;过电流保护,二次定值5.3A ,时限1.7s 。
35kV 归杨线634开关定值瞬
DOI:10.13882/ki.ncdqh.2020.01.017
2020年第1期总第392
期
时电流速断保护,二次定值16.5A ,时限0s ;限时限电流速断保护,二次定值13.2A ,时限0.3s ;过电流保护,二次定值5.1A ,时限1.5s 。
35kV 花杨
归线303开关瞬时电流速断保护,二次定值25.5A 。
限时限电流速断保护,二次定值20.5,时限0.3s 。
过电流保护,二次定值6A ,时限1.3s 。
而由于35kV 花杨归线线路在春检检修过程中存在线路开断情况,而线路工区未做核相工作,导致35kV 花杨归线AC 相序接反,相当于整个大的环网线路AC 相间短路故障,短路电流瞬间增大,造成35kV 线路保护动作跳闸。
35kV 郯花线故障电流二次值为13.2A ,达到Ⅱ段保护66开关限时限电流速断保护启动,延时
0.3s 跳闸。
35kV 归杨线故障电流二次值为16.8A ,达到Ⅰ段保护634开关瞬时电流速断保护启动跳闸。
但由于35kV 花杨归线303开关保护定值设置不合理,未与35kV 郯花线线路保护进行配合,导致上级35kV 郯花线线路保护越级跳闸。
3采取措施
对35kV 花园站35kV 花杨归线303开关定值调
整,瞬时电流速断保护二次定值改为12.5A ,时限0s ;限时限电流速断保护,二次定值11.5A ,时限0.2s ;过电流保护,二次定值5.1A ,时限1.3s ,与上级保护时限形成时限配合。
对相关变电站保护定值进行检查,尤其是保护时限配合的检查,确保继电保护的正确动作。
对检修工作人员及调控人员督促加强日常危险点的学习,认识核相工作的重要性。
对变电站设备进行定期巡视,定期检查,定期检修,防止因设备问题,造成不能正常启动,导致事故停电,对客户造成损失。
作者简介董济康(1990—),男,本科,负责县公司生产经营月报统计、县公司夏冬季负荷实测数据统计及县公司设备可开放容量统计工作。
(责任编辑:刘艳玲)
(上接48页)
源,然后检查两侧电流相位。
在主变以各种方式通流时,除了检查差动保护电流相位,还应检查其他保护以及监控、计量、故障录波等所有电流回路的完整性,并检查主变变比及主变各侧电流互感器变比。
至此,1#主变通流试验完成。
#2主变通流试验方法与1#主变相同。
3.5电流互感器二次电流较小时的对策
如果主变各侧电流互感器变比较大或者主变短路阻抗较大,通流试验时电流互感器二次电流就会减小,可能会低于微机保护装置和相位伏安表的电流相位识别门槛。
遇到这种情况可以采用以下2种办法。
一个办法是反向施加试验电源,就是将主变电压较高侧短接,在电压较低侧施加试验电源,这时由于主变负载阻抗大大降低,因而短路电流就会大大提高。
另一个办法是,用单根网线线芯绕制2个匝数为N 的空心线圈,将其分别串入保护屏对应电流试验端子,再用相位伏安表夹测这2个空心线圈,这时相位伏安表的电流相位识别灵敏度就会提升N 倍。
4结束语
通过主变通流试验,可以预先发现并消除电流回路存在的缺陷。
基于电容补偿的主变通流试验,使用常见的5kW 三相发电机就可以完成,而且操作步骤简单,因此作业单位容易实施。
通过采取调整试验电源施加位置、在保护屏电流试验端子处串接多匝线圈提升相位伏安表灵敏度这2项有力措施,这种通流试验可以适用于所有类型的主变。
参考文献
[1]戈宝军,梁艳萍,温嘉斌.电机学[M].北京:中国电力出版社,2009.
[2]黄旭东.变压器一次通流试验及弱小电流的测量方法[J].上海电力,2009,2.
[3]欧阳本凯,宋述宏.变压器无负荷时的差动保护极性测试[J].电工技术,2010,3.
[4]
王立博,陈晓燕.浅论相量分析法在差动保护误动故障分析中的应用[J].中国电力企业管理,2014,9.
作者简介
许继东(1970—),男,吉林东丰人,电气工程师,从事继电保护工作。
(责任编辑:刘艳玲)。