一起备自投保护动作事件分析及电压二次回路验收研究

0引言

电压互感器是连接一次电压回路与二次电压回路的枢纽单元,其对应的二次电压回路异常可能导致继电保护装置误动作。备自投在工作电源因故断开后,能自动而迅速地将备用电源投入,对保证用户的连续供电起到重要作用^[1—2]。电压二次回路接线正确与否对于备自投能否正确动作起到决定性作用^[3—4]。

本文针对某110 kV变电站一起由电压二次回路引起的10 kV备自投动作情况进行分析,并对电压二次回路验收方法进行探究。

1 事件情况与原因分析

1.1 事件基本情况

某110 kV变电站10 kV为双母单分段接线,2020年5月2日该站10 kV备自投动作,502开关跳闸,545开关未合闸,10 kV 5号母线失压;调度监控发现545开关未合闸后,遥控合上545开关;运行人员到现场发现10 kV 4、5号母线PT二次无电压,遥控拉开545开关、501开关,10 kV母线全停。现场检查发现10 kV 5号PTC相一次保险烧毁,C相PT试验不合格;10 kV 4号PT三相保险烧毁,三相PT试验均不合格,同时PT 二次接线烧毁严重,如图1所示。

1.2 备自投动作情况与录波分析

备自投动作情况:10 kV备自投保护动作,502开关跳闸,545开关未合闸。通过图2查看故障录波发现10 kV 4号、5号母线PT二次同时失压,并且IL1的电流值维持在0.269 A,IL2的电流值维持在0.169 A左右,IL1满足备自投电流闭锁定值0.2 A的要求,IL2不满足备自投电流闭锁定值0.2 A的要求,因此10 kV备 自投跳502开关动作。

通过查看录波图发现10 kV 4号、5号母线PT二次同时失压,因此在502开关跳开后,备自投装置未检查到4号母线PT二次电压,备自投逻辑不能继续合545开关。

1.3 二次回路检查与故障原因分析

现场检查PT二次接线情况,发现L630回路设计错接到母线测控装置的a6、b6端子,而装置上a6、b6端子的用途是接电流回路。正常运行时由于3U₀ 电压很低,不会产生严重影响,但是当10 kV系统出现接地故障时3U0 电压会升高,相当于将3U₀短路,产生大电流,对PT和二次线产生很大的影响。

5月2日,该站10 kV系统发生一次接地故障,造成3Uo电压升高,由于3U₀回路接线错误,10kV4号 PT二次线在转弯处外皮绝缘损坏,如图3所示,进一步加剧了3U₀ 回路故障,进而烧毁10 kV4号PT及二次线。当时10 kV 4号、5号母线PT处于并列状态,二次电压处于同步状态,当其中一段母线出现接地故障时,4号、5号母线PT二次3U₀回路同时出现故障电压,造成4号、5号PT同时损坏,导致失压,与此同时502进线电流较小,不满足备自投闭锁条件,进而导致备自投误动。

2 10kV电压二次回路验收方法

上述事件体现出在电网一次侧无故障时,3U₀回路上的接线问题不会体现出来^[5],但当系统发生短路等故障时,3U₀立即升到较大数值,根据反措^[6]要求,3U₀回路不得装设熔断器,故错误的接线将可能严重烧坏电压二次回路及绕组,因此,要确保电压二次回路接线的正确性、可靠性。在新建站基建或电压互感器改造等工作中,验收时应采用一次通压方法_[7],即直接在电压互感器一次侧加压,工作人员在二次侧进行测量,确保电压互感器极性、变比及二次回路的完全正确。

下面以某10 kVPT改造为例,提出电压二次回路在调试阶段和送电阶段的验收方法。10 kV一次接线方式为单母线分段,两段母线可以实现一次、二次并列,两段母线上各有一只三相电压互感器。图4为常规三绕组电压互感器的接线方式,互感器变比为10/√ 3 /0.1/√ 3 /0.1/√ 3/0.1/3,其中绕组一用于计量,绕组二用于保测,绕组三用于3U₀。验收前要切实做好二次图纸的审查工作,及时发现设计问题,保证在投运前进行整改。

2.1 调试期间电压二次回路验收方法

结合现场经验与理论分析,提出调试期间电压二次回路检查验收顺序如下:

1)对照图纸和说明书检查PT二次接线端子、开关柜端子排、空开、继电保护、测控装置背板等所有电压二次回路接线正确可靠,特别注意检查3U0组角回路接线。

2)用点极性方法验证各电压二次回路极性正确性。

3)测量一次设备绝缘,在绝缘电阻符合规定值的情况下方可一次通压。

4)测量PT二次回路直阻与绝缘。

5)未打电压二次并列把手,为便于计算与观测,在一段母线上的电压互感器一次侧A相加入100 V的电压,为减少感应电压影响,令B、C相一次接地。

6)观察同一段母线上所有线路继电保护与测控装置、电容器继电保护与测控装置、站用变继电保护与测控装置、变压器(低压侧)继电保护与测控装置,备自投、母线测控装置,故障录波装置、网络分析仪中母线A相电压显示数值和监控后台电压显示数值,应为1 V,B、C相为0。

7)观察母线测控装置3U₀显示值,应为0.57 V,万用表测量端子排3U0组角回路电压,记录如表1所示。

8)检查另一段母线上的所有继电保护、测控等装置上母线电压均为0。

9)打电压二次并列把手后,检查并列母线上相关继电保护、测控装置的A相电压值是否正确。

10)A相电压二次回路核查无误后,依次在该电压互感器一次侧B相、C相加入100 V的电压,并分别依次进行上述1)~9)的电压检查。

以上述顺序进行验收,可以比较全面无遗漏地检查电压二次回路及相关装置配置的正确性。

2.2送电投运时电压二次回路验收方法

在10 kV母线一次带电后,PT投运送电时,结合现场经验与理论分析,提出应进行下列检查,可较全面地检查送电投运期间相关电压二次回路接线及相关装置配置的正确性。

1)观察同一段母线上所有线路继电保护与测控装置、电容器继电保护与测控装置、站用变继电保护与测控装置、变压器(低压侧)继电保护与测控装置,备 自投、母线测控装置,故障录波装置、网络分析仪中和监控后台母线电压三相显示幅值为57.7 V,正序。

2)母线测控装置显示母线3U0 电压值为0。

3)两段母线一次带电后、二次并列前,检查PT二次核相正确。

4)为检验3U₀二次回路接线的正确性,文献[8]提出一种测量方法,若接线完全正确,测量抽取电压L630与星形接线电压回路的A相之间的电压差应为

91 V,如果极性接反则为25 V,此方法可防止较隐蔽的回路接线极性错误。

3 结束语

电压二次回路接线正确和可靠对于二次装置的正常运行至关重要,电压二次回路问题可能会造成继电保护误动,对电网安全稳定运行造成较大危害。二次检修人员要提高调试阶段、送电投运阶段对于电压二次回路的调试与验收质量,对已投运的变电站PT二次电压回路的图纸和接线进行排查梳理,加强二次回路的在线监测水平,确保不存在PT二次电压回路安全隐患,特别是对于3U₀ 回路,可能隐藏问题不容易发现,要认真检查,保证电压二次回路接线正确可靠,发现问题及时解决。

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2024年第21期第5篇