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摘要：二次设备检查、试验情况: 检查主变压器非电量保护二次接线,现场与图纸相符；检查主变压器本体瓦斯继电器内无气体, 接点动作可靠, 模拟瓦斯继电器动作能可靠跳主变压器三侧开关；
关键词：主变压器、重瓦斯动作保护、动作跳闸
0引言
2010年10月8日16：25,某330kV变电站1号主变压器重瓦斯保护动作,切除了1号主变压器10kV侧901开关。16：36,经调度下令, 值班员合上1号主变压器10 kV 侧901开关, 10月8日17：00,事故喇叭响,后台机发出“1号主变压器本体重瓦斯动作”、“901开关出口跳闸”, 但经值班员现场检查,901开关在合闸位置。
1事故前变电站的运行方式
某变电站有1台330kV主变压器,2条330 kV线路,110 kV线路若干,10 kV线路若干。事故前,330kV双母线并列运行, 2053开关、1号主变压器330kV侧2001开关运行在I母, 2052开关运行在II母; 110 kV 双母线并列运行, 1号主变压器110kV侧101开关运行在I母, 110 kV PS线107开关运行在II母；10kV单母分段运行,1号主变压器10kV侧901开关运行在I段。
2事故经过及处理情况
2.1事故发生经过
(1)2010年10月8日16：25, 事故喇叭响, 主控室后台机发出“1号主变压器本体重瓦斯动作”、“107开关保护跳闸”、“901开关出口跳闸”、“107开关重合闸动作”, 运行人员检查1号主变压器保护屏, 发现本体保护装置发出“本体信号”、“本体跳闸”信号,10 kV 操作箱出现“保护跳闸”信号, 110 kV PS 线107开关保护装置显示“保护跳闸”、“重合闸”信号,运行人员现场检查,发现901开关在分闸位置,107开关、2001开关、101开关在合闸位置, 检查10 kV设备未发现异常, 检查1号主变压器本体未发现异常,瓦斯继电器未发现气体。故障信息显示: 110kVPS线107开关零序段动作,U、W两相接地故障,故障距离13.18km。当时天气为雷雨天气。
(2) 2010年10月8日16：36,调度下令合上1号主变压器10kV侧901开关。16：38,变电站值班员合上901开关。
(3) 2010年10月8日17：00,事故喇叭响,后台机发出“1号主变压器本体重瓦斯动作”、“107 开关保护跳闸”、“901 开关出口跳闸”、“ 107 开关重合闸动作”, 检查1号主变压器保护屏, 发现本体保护装置发出“本体信号”、“本体跳闸”, 10kV 操作箱无信号, 107开关保护装置显示“保护跳闸”、“重合闸”信号。
2.2检查处理情况
(1) 2010年10月8日20：10 检修人员到达现场,对设备进行检查处理。对一次设备检查处理: 初步检查主变压器和其连接出线的设备外观,没发现异常,瓦斯继电器无气体。因当时1号主变压器10kV侧901开关已恢复运行,加上正在下大雨,没能对主变压器进行停电检查、试验, 1号主变压器在运行状态。对二次设备检查处理:核对保护装置的保护信息与运行记录一致, 初步核对二次接线无异常。因当时1号主变压器已运行,没能对1号主变压器保护进行检查、校验。
(2)10月9日12：10,天气稍晴,1号主变压器由运行转检修,检修人员第二次到现场,对事故原因进行调查,对1号主变压器及其保护装置进行检查、试验。一次设备检查、试验情况:外观检查,主变压器本体和各连接线外观正常,瓦斯继电器无气体、无放电痕迹；对主变压器本体油取样色谱分析,未发现异常；对901开关进行了回路接触电阻、开关动作特性、绝缘电阻和交流耐压试验,均在合格范围,未发现异常；该变电站地网测试记录情况:地网导通测试时间为2009年3月23日, 导通良好；地网接地电阻测试时间为2006年3月8 日,阻值0.49 (设计要求值0.77)。结论:未发现1号主变压器及901开关异常,可投入运行。
二次设备检查、试验情况: 检查主变压器非电量保护二次接线,现场与图纸相符；检查主变压器本体瓦斯继电器内无气体, 接点动作可靠, 模拟瓦斯继电器动作能可靠跳主变压器三侧开关；检查非电量保护控制电缆芯对芯和芯对地绝缘,绝缘电阻大于500m,绝缘良好； 检查主变压器保护控制电缆屏蔽层两端接地良好；在主变压器本体重瓦斯启动回路接入200 ms的干扰脉冲。
3事故原因分析
(1)故障原因分析: 2010年10月8日16: 25,110 kV PS线107开关零序II段保护动作跳闸, U、W相接地故障, 重合成功。10月8日17: 00,110kVPS线107开关距离I段保护动作跳闸, W相接地故障, 重合不成功。PS 线两次故障在主变压器本体重瓦斯启动回路上出现了干扰, 结合故障录波和模拟加压进行分析，第一次干扰源是出现在PS线第一次故障启动后290ms左右, 第二次干扰源是出现在是PS线第二次故障启动后200ms左右, 时间上可比性不大。第一次故障电流持续的时间为1000ms左右。第二次故障电流持续的时间为200ms左右。并且第一次故障为U、W接地故障, 故障电流为第二次W相接地故障电流的2倍左右。无论是从时间上还是从强度上来说第一次都要比第二次来得更强烈,也就是说第一次干扰的强度要大, 干扰脉冲的幅值刚好在96V至104V之间,致使1号主变压器本体重瓦斯信号继电器动作掉牌和901开关跳闸。第二次干扰脉冲的幅值在96 V以下,只是造成本体重瓦斯信号继电器动作掉牌, 没有造成开关跳闸。
(2)干扰源成因分析: 变电站的干扰是复杂多变的, 很难像拿出故障录波来证明故障电流的存在一样有力的证据来证明干扰的存在。但是可以通过现象去分析和判断。保护人员对主变压器本体重瓦斯启动跳闸回路进行了认真检查排除了回路接线错误的可能性。干扰是在110 kV母线流过故障电流时出现,而非电量保护控制电缆刚好处在110 kV 母线底下电缆沟。当110kV母线流过故障电流时将在母线周围产生磁场,对周围的回路进行切割产生感应电,致使非电量保护用的电缆芯产生暂态电压,使重瓦斯保护误动作。第一次和第二次故障主变压器本体重瓦斯动作的情况也不同,第一次是信号掉牌及跳901开关。第二次只是信号掉牌,与两次故障电流的大小有着一定的联系。假如是回路有错误,应该不会出现前后不同的情况。
4技术整改措施
(1)更换非电量保护出口继电器插件, 因为出口继电器动作电压不满足规程要求(规程要求经长回路的出口继电器的动作电压要求大于50%额定电压小于70%額定电压)。(2)做好控制电缆的屏蔽层接地。(3)更换插件后, 按照新投运设备的要求, 继电保护人员重新对非电量保护装置做全面的检验,尤其是干扰脉冲对主变压器重瓦斯保护影响的试验,并进行开出传动试验。检验合格后,非电量重瓦斯保护方可投入运行。
5结论
本次重瓦斯保护动作是受到110kVPS线接地故障的干扰,非电量保护用的电缆芯产生暂态电压而引起的。对本次特殊故障情况下保护动作行为的分析,有益于今后类似故障情况下保护动作行为的快速准确判断,具有一定的借鉴价值。
【参考文献】
[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京: 中国电力出版社,2001.
[2]王梅义.电网继电保护应用[M].北京:中国电力出版社,1999.
关键词：主变压器、重瓦斯动作保护、动作跳闸
0引言
2010年10月8日16：25,某330kV变电站1号主变压器重瓦斯保护动作,切除了1号主变压器10kV侧901开关。16：36,经调度下令, 值班员合上1号主变压器10 kV 侧901开关, 10月8日17：00,事故喇叭响,后台机发出“1号主变压器本体重瓦斯动作”、“901开关出口跳闸”, 但经值班员现场检查,901开关在合闸位置。
1事故前变电站的运行方式
某变电站有1台330kV主变压器,2条330 kV线路,110 kV线路若干,10 kV线路若干。事故前,330kV双母线并列运行, 2053开关、1号主变压器330kV侧2001开关运行在I母, 2052开关运行在II母; 110 kV 双母线并列运行, 1号主变压器110kV侧101开关运行在I母, 110 kV PS线107开关运行在II母；10kV单母分段运行,1号主变压器10kV侧901开关运行在I段。
2事故经过及处理情况
2.1事故发生经过
(1)2010年10月8日16：25, 事故喇叭响, 主控室后台机发出“1号主变压器本体重瓦斯动作”、“107开关保护跳闸”、“901开关出口跳闸”、“107开关重合闸动作”, 运行人员检查1号主变压器保护屏, 发现本体保护装置发出“本体信号”、“本体跳闸”信号,10 kV 操作箱出现“保护跳闸”信号, 110 kV PS 线107开关保护装置显示“保护跳闸”、“重合闸”信号,运行人员现场检查,发现901开关在分闸位置,107开关、2001开关、101开关在合闸位置, 检查10 kV设备未发现异常, 检查1号主变压器本体未发现异常,瓦斯继电器未发现气体。故障信息显示: 110kVPS线107开关零序段动作,U、W两相接地故障,故障距离13.18km。当时天气为雷雨天气。
(2) 2010年10月8日16：36,调度下令合上1号主变压器10kV侧901开关。16：38,变电站值班员合上901开关。
(3) 2010年10月8日17：00,事故喇叭响,后台机发出“1号主变压器本体重瓦斯动作”、“107 开关保护跳闸”、“901 开关出口跳闸”、“ 107 开关重合闸动作”, 检查1号主变压器保护屏, 发现本体保护装置发出“本体信号”、“本体跳闸”, 10kV 操作箱无信号, 107开关保护装置显示“保护跳闸”、“重合闸”信号。
2.2检查处理情况
(1) 2010年10月8日20：10 检修人员到达现场,对设备进行检查处理。对一次设备检查处理: 初步检查主变压器和其连接出线的设备外观,没发现异常,瓦斯继电器无气体。因当时1号主变压器10kV侧901开关已恢复运行,加上正在下大雨,没能对主变压器进行停电检查、试验, 1号主变压器在运行状态。对二次设备检查处理:核对保护装置的保护信息与运行记录一致, 初步核对二次接线无异常。因当时1号主变压器已运行,没能对1号主变压器保护进行检查、校验。
(2)10月9日12：10,天气稍晴,1号主变压器由运行转检修,检修人员第二次到现场,对事故原因进行调查,对1号主变压器及其保护装置进行检查、试验。一次设备检查、试验情况:外观检查,主变压器本体和各连接线外观正常,瓦斯继电器无气体、无放电痕迹；对主变压器本体油取样色谱分析,未发现异常；对901开关进行了回路接触电阻、开关动作特性、绝缘电阻和交流耐压试验,均在合格范围,未发现异常；该变电站地网测试记录情况:地网导通测试时间为2009年3月23日, 导通良好；地网接地电阻测试时间为2006年3月8 日,阻值0.49 (设计要求值0.77)。结论:未发现1号主变压器及901开关异常,可投入运行。
二次设备检查、试验情况: 检查主变压器非电量保护二次接线,现场与图纸相符；检查主变压器本体瓦斯继电器内无气体, 接点动作可靠, 模拟瓦斯继电器动作能可靠跳主变压器三侧开关；检查非电量保护控制电缆芯对芯和芯对地绝缘,绝缘电阻大于500m,绝缘良好； 检查主变压器保护控制电缆屏蔽层两端接地良好；在主变压器本体重瓦斯启动回路接入200 ms的干扰脉冲。
3事故原因分析
(1)故障原因分析: 2010年10月8日16: 25,110 kV PS线107开关零序II段保护动作跳闸, U、W相接地故障, 重合成功。10月8日17: 00,110kVPS线107开关距离I段保护动作跳闸, W相接地故障, 重合不成功。PS 线两次故障在主变压器本体重瓦斯启动回路上出现了干扰, 结合故障录波和模拟加压进行分析，第一次干扰源是出现在PS线第一次故障启动后290ms左右, 第二次干扰源是出现在是PS线第二次故障启动后200ms左右, 时间上可比性不大。第一次故障电流持续的时间为1000ms左右。第二次故障电流持续的时间为200ms左右。并且第一次故障为U、W接地故障, 故障电流为第二次W相接地故障电流的2倍左右。无论是从时间上还是从强度上来说第一次都要比第二次来得更强烈,也就是说第一次干扰的强度要大, 干扰脉冲的幅值刚好在96V至104V之间,致使1号主变压器本体重瓦斯信号继电器动作掉牌和901开关跳闸。第二次干扰脉冲的幅值在96 V以下,只是造成本体重瓦斯信号继电器动作掉牌, 没有造成开关跳闸。
(2)干扰源成因分析: 变电站的干扰是复杂多变的, 很难像拿出故障录波来证明故障电流的存在一样有力的证据来证明干扰的存在。但是可以通过现象去分析和判断。保护人员对主变压器本体重瓦斯启动跳闸回路进行了认真检查排除了回路接线错误的可能性。干扰是在110 kV母线流过故障电流时出现,而非电量保护控制电缆刚好处在110 kV 母线底下电缆沟。当110kV母线流过故障电流时将在母线周围产生磁场,对周围的回路进行切割产生感应电,致使非电量保护用的电缆芯产生暂态电压,使重瓦斯保护误动作。第一次和第二次故障主变压器本体重瓦斯动作的情况也不同,第一次是信号掉牌及跳901开关。第二次只是信号掉牌,与两次故障电流的大小有着一定的联系。假如是回路有错误,应该不会出现前后不同的情况。
4技术整改措施
(1)更换非电量保护出口继电器插件, 因为出口继电器动作电压不满足规程要求(规程要求经长回路的出口继电器的动作电压要求大于50%额定电压小于70%額定电压)。(2)做好控制电缆的屏蔽层接地。(3)更换插件后, 按照新投运设备的要求, 继电保护人员重新对非电量保护装置做全面的检验,尤其是干扰脉冲对主变压器重瓦斯保护影响的试验,并进行开出传动试验。检验合格后,非电量重瓦斯保护方可投入运行。
5结论
本次重瓦斯保护动作是受到110kVPS线接地故障的干扰,非电量保护用的电缆芯产生暂态电压而引起的。对本次特殊故障情况下保护动作行为的分析,有益于今后类似故障情况下保护动作行为的快速准确判断,具有一定的借鉴价值。
【参考文献】
[1]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护典型故障分析[M].北京: 中国电力出版社,2001.
[2]王梅义.电网继电保护应用[M].北京:中国电力出版社,1999.