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【摘 要】 文章描述了一个55kV变电站发生事故的经过,并详细地进行了保护动作的分析,对事故的处理及教训做了简要总结。
【关键词】 主变 后备保护动作 故障
1 变电站事故经过
35kV变电站主接线图如图1所示,1号主变容量5000kVA,2号主变容量3150kVA,1、2号主变互为备用带10kV负荷,该站主要负荷为农村综合负荷。1、2号主变配备许继生产的WBH-150型变压器微机保护装置,保护配置有差动保护、相间后备保护、瓦斯保护等。
事故当日为2号主变运行,1号主变热备用。2号主变后备保护配置为:错误!未找到引用源。低压侧复压闭锁保护:低电压二次值75V,负序电压二次值6V,电流一次值240A,0.8s跳100开关,1.2s跳102开关;错误!未找到引用源。高压侧复压闭锁保护:低电压二次值75V,负序电压二次值6V,电流一次值72A,1.2s跳102开关、352开关。
该日19点左右,2号主变高压侧复压闭锁后备保护动作跳开102、352开关,除此外无其他保护动作信号,变电站10kV母线失压。微机保护装置记录保护动作值为:电压UAB=65V,UBC=62V,UCA=102V,负序电压U2=12V,动作电流76A。
2 保护动作分析
事故发生后,有关技术人员及时赶赴现场进行分析,对现场设备进行认真检查:事故前主变运行正常,主变差动及瓦斯保护无启动信号,主变本体外观无故障现象、10kV母线及其所连设备外观无故障现象,事故前无任何故障信号,无用户报告有故障现象。鉴于故障电流极小,我们初步排除了站内设备故障的可能性,然后对故障数据进行了认真分析:
(1)根据现场动作数据:电压uAB=65V,UBC=62V,UCA=102V,负序电压U2=12V,动作电流76A,已符合保护动作条件,高压侧后备保护应该为正确动作。将高压侧动作电流折算到低压侧:76x35/10.5=253A,已超过低压侧保护整定电流值240A,低压侧复压闭锁后备保护为什么不动作呢?据现场了解,主变保护模块刚进行过定检,保护技术人员在现场未发现明显异常现象,如果保护装置正常的话,低压侧后备保护不动作的一个原因只能是:复合电压未满足动作条件导致保护被闭锁。
(2)高压侧短路电流仅为76A,比整定电流72A只大了4A,这么小短路电流从哪里来的,故障点究竟在哪里?而短路时的电压UAB。65V,UBC=62V,UCA=102V,负序电压U2=12V,这么小的故障电流怎么可能造成电压有如此大的降落呢?很有可能电压值并不是当时实际35kV母线电压。
根据对现场运行数据的分析,当日2号主变高压侧电流曾达到50A,基本达到变压器的额定电流,和短路电流76A相比仅差26A,如此小的差别在负荷冲击和线路有接地(零序电流)的情况下完全有可能达到,而且故障当时为晚上19点左右,为负荷高峰期,变压器完全可能出现满负荷甚至超负荷运行。
根据上面的分析,可以得出初步结论:35kV母线电压互感器故障,高压侧后备保护失去复合电压闭锁,冲击电流或接地电流的存在导致高压侧复合电压闭锁过流保护动作。经询问变电站值班人员,35kV母线电压互感器由于故障已退出运行多日,也证实了我们的推论。
3 事故处理及教训
通过以上对事故的分析,有关技术人员统一了认识。 当前情况下,一致认为可对1号变送电恢复该35kV变电站的供电,因为1号主变容量为5000kVA,其高压侧后备保护电流定值为116A,按当前冲击电流,可靠系数K=116/76=1.53,即在当前负荷情况下可有效躲过负荷电流,然后尽快安排有关部门检修35kV电压互感器。
变电站对1号主变送电正常后,对10kV分路依次送电,在对一条10kV线路送电时,有接地现象,也引证了我们分析的可能有10kV线路接地的结论。理论和事实都证明了,35kV母线电压互感器故障,保护失去复压闭锁,负荷高峰时10kV接地零序电流和负荷电流的累加导致保护动作。
事故也暴漏出我们对一次设备管理的缺陷,35kV母线电压互感器故障得不到及时处理,有关职能部门不能有效配合,在电压互感器故障时不能及时修改保护定值,最终导致本次保护动作。
【关键词】 主变 后备保护动作 故障
1 变电站事故经过
35kV变电站主接线图如图1所示,1号主变容量5000kVA,2号主变容量3150kVA,1、2号主变互为备用带10kV负荷,该站主要负荷为农村综合负荷。1、2号主变配备许继生产的WBH-150型变压器微机保护装置,保护配置有差动保护、相间后备保护、瓦斯保护等。
事故当日为2号主变运行,1号主变热备用。2号主变后备保护配置为:错误!未找到引用源。低压侧复压闭锁保护:低电压二次值75V,负序电压二次值6V,电流一次值240A,0.8s跳100开关,1.2s跳102开关;错误!未找到引用源。高压侧复压闭锁保护:低电压二次值75V,负序电压二次值6V,电流一次值72A,1.2s跳102开关、352开关。
该日19点左右,2号主变高压侧复压闭锁后备保护动作跳开102、352开关,除此外无其他保护动作信号,变电站10kV母线失压。微机保护装置记录保护动作值为:电压UAB=65V,UBC=62V,UCA=102V,负序电压U2=12V,动作电流76A。
2 保护动作分析
事故发生后,有关技术人员及时赶赴现场进行分析,对现场设备进行认真检查:事故前主变运行正常,主变差动及瓦斯保护无启动信号,主变本体外观无故障现象、10kV母线及其所连设备外观无故障现象,事故前无任何故障信号,无用户报告有故障现象。鉴于故障电流极小,我们初步排除了站内设备故障的可能性,然后对故障数据进行了认真分析:
(1)根据现场动作数据:电压uAB=65V,UBC=62V,UCA=102V,负序电压U2=12V,动作电流76A,已符合保护动作条件,高压侧后备保护应该为正确动作。将高压侧动作电流折算到低压侧:76x35/10.5=253A,已超过低压侧保护整定电流值240A,低压侧复压闭锁后备保护为什么不动作呢?据现场了解,主变保护模块刚进行过定检,保护技术人员在现场未发现明显异常现象,如果保护装置正常的话,低压侧后备保护不动作的一个原因只能是:复合电压未满足动作条件导致保护被闭锁。
(2)高压侧短路电流仅为76A,比整定电流72A只大了4A,这么小短路电流从哪里来的,故障点究竟在哪里?而短路时的电压UAB。65V,UBC=62V,UCA=102V,负序电压U2=12V,这么小的故障电流怎么可能造成电压有如此大的降落呢?很有可能电压值并不是当时实际35kV母线电压。
根据对现场运行数据的分析,当日2号主变高压侧电流曾达到50A,基本达到变压器的额定电流,和短路电流76A相比仅差26A,如此小的差别在负荷冲击和线路有接地(零序电流)的情况下完全有可能达到,而且故障当时为晚上19点左右,为负荷高峰期,变压器完全可能出现满负荷甚至超负荷运行。
根据上面的分析,可以得出初步结论:35kV母线电压互感器故障,高压侧后备保护失去复合电压闭锁,冲击电流或接地电流的存在导致高压侧复合电压闭锁过流保护动作。经询问变电站值班人员,35kV母线电压互感器由于故障已退出运行多日,也证实了我们的推论。
3 事故处理及教训
通过以上对事故的分析,有关技术人员统一了认识。 当前情况下,一致认为可对1号变送电恢复该35kV变电站的供电,因为1号主变容量为5000kVA,其高压侧后备保护电流定值为116A,按当前冲击电流,可靠系数K=116/76=1.53,即在当前负荷情况下可有效躲过负荷电流,然后尽快安排有关部门检修35kV电压互感器。
变电站对1号主变送电正常后,对10kV分路依次送电,在对一条10kV线路送电时,有接地现象,也引证了我们分析的可能有10kV线路接地的结论。理论和事实都证明了,35kV母线电压互感器故障,保护失去复压闭锁,负荷高峰时10kV接地零序电流和负荷电流的累加导致保护动作。
事故也暴漏出我们对一次设备管理的缺陷,35kV母线电压互感器故障得不到及时处理,有关职能部门不能有效配合,在电压互感器故障时不能及时修改保护定值,最终导致本次保护动作。