110 k V 内桥接线变电站进线单相断线 调度解决措施

贺明辉

（国网湖南省电力有限公司娄底供电分公司，湖南 娄底 417000）

0 引言

在电网不断发展进程中，网架结构在不断完善，同时110 kV 内桥接线变电站在电网系统中也逐渐得到广泛使用。由于内桥接线式变电站与传统的分段单母线连接变电站之间存在一定差别，因此，必须严格做好运行调度过程的管理工作，细化操作，同时采用和内桥连线形式相对应的有效处理对策，否则极可能会引起二次误操作等问题，对电网体系的稳定运行造成严重影响。此外，当故障发生后，利用有关的指示类仪表难以准确判定出故障 种类，所以还应结合理论研究发现其故障特征，以利于在电网实际运行和调度过程中制定故障处理策略提供参考[1-3]。

1 某内桥接线变电站进线单相断线故障概述

某地区110 kV 某变电站中，装配有两台110 kV/ 50 MVA 型号主变压器，在其110 kV 侧选择内桥接线方式，在发生事故时的运行形式是互投线路，101分段断路器处于闭合状态，110 kV XX1 线的T 接 线带整个变电站的负荷，而110 kV XX2 线T 接线156 为热备用，301 与501 分段断路器热备用。主要为该地区居民和企业单位供电。

2016 年11 月16 日21 时40 分，该变电站110 kV XX1 线断路器141 处出现W相瞬时接地事故，该线路110 kV 侧的零序I 段动作保护14 ms，在62 ms故障切除，跳开断路器141，在2068 ms 后闸重合，动作保护成功重闭合；该变电站的1、2 号110 kV主变间隙发生零序过流动作保护211 ms，故障被切除。

故障发生后，110 kV 变电站XX2 线T 接线156断路器自行合闸成功投运，带动2 号主变空负荷运行。紧接着，调度发出指令以2 号主变来带动全变电站的负荷，并恢复电力供应，通过110 kV XX1线T 接线断路器155 对1 号主变充电，此后，在主变中性点的隔离开关投切过程中，出现拉弧状况后即刻闭合隔离开关，主变压器发生异响，在对问题认真分析后，查出110 kV XX1 线T 接线155 断路器出现W 相断线，然后立刻拉开155 断路器，对线路进行抢修。产生单相断线后，因变电站后台机线路连接图中110 kV 仅有母线电压连接，缺少线路连接的详细参数，本次单相断线事故出现在瞬时接地事故之后，同时事故线路只带动主变空负荷运行，事故特征类似于TV 一次保险发生熔断，该状况都给故障类型的及时准确判断造成困难，若无法及时解决断线问题，则断线相励磁电抗与对地电容将出现谐振进而造成周期过电压，甚至将引起进线避雷器爆炸等事故，所以，及时找出并迅速隔离单相断线，对于避免引发更大事故具有重要意义[4-5]。

2 单相断线事故分析

在出现瞬时接地事故后，单相断线事故随之产生，同时断线事故线路仅带动空负荷主变运行，情况比较特殊，因此，为了对110 kV 体系单相断线事故提供有效的判断根据，以下将针对该110 kV变电站断线事故，分析事故的普遍特性。

在 110 kV 变站的主供电路线出现断线事故后，经常会发出低压侧的母线电压TV 计量电压消失信号及高压侧的备自投设备警告等，并且电容器组保护开关发生低压保护跳闸。

220 kV 电源侧变电站 110 kV 侧线路带动110 kV 变站系统运行，220 kV 站内主变110 kV 侧的中性点与地直接相连，为便于研究，结合110 kV/ 10 kV 双绕组Y/Δ-11 变压器实例，对主供电路线在W 相发生断线故障时110 kV 站内的低、高压侧电流、电压变化情况进行分析。

2.1 高压侧的电压改变情况

220 kV 变电站内110 kV 侧的中性点为直接接地，因110 kV 出线侧断线单相在总体对地电容中占比较小，所以220 kV 变电站110 kV 电压可维持基本无变化，此处用EU 、EV、EW 表示，图1 为110 kV 双绕组Y/Δ-11 变压器的电压分布。

图1 110 kV 双绕组Y/Δ-11 变压器的电压分布 Fig. 1 Voltage distribution of 110 kV double winding Y/Δ-11 transformer

断线相边界条件：ΔUV=0，ΔUU=0 和ΔIW=0。

因110 kV 站内110 kV 侧主变的中性点未接地，所以零序回路未连通。

根据对称分量算法计算出断线相高压侧的电压向量如图2 所示。

图2 断线单相高压侧的电压向量 Fig. 2 Voltage vector of single-phase high voltage side of disconnection

由上图可知，单相断线后，断线相电压值约为稳定运行时电压值的1/2，方向相反，电压值降低了，而并不是单相断线后相电压不变。并且，和断线单相存在关联的线路电压也降低至稳定时电压的一半，其他正常相电压值保持不变[6]。

2.2 高压侧的中性点电压

出现单相断线故障后，110 kV 主变高压侧的中性点处位移电压满足：

根据以上公式可知，在110 kV 变电站线路产生单相断开时，变电站主变高压侧的中性点位置将出现位移电压，电压值约为相电压的 1/2（即30 kV）。案例中的110 kV 变电站在主变间隙过压零序定电压值是150 V，即相当于相电压值的1.5倍。所以，单相断开后主变高压侧的中性点将出现0.5 倍的相电压位移电压，无法启动间隙保护动作进行故障排除[7]。

2.3 高压侧断线相线路的电流改变情况

根据W 相线路断开后的序网综合图示可知：

根据对称分量算法进行计算可得：在断线发生后，断线单相的电流值为零，未断线相的电流基本无变化，负载可通过未断线相带动，此刻系统处在非对称情况，将引起主变各绕组出现不均匀发热而对主变造成损伤，线路不存在零序电流，然而有负序大电流存在，其值约为正常电流值的0.5 倍，这些负序大电流将对转动机组产生损害。

2.4 低压侧电压变化规律

110 kV 变电站双绕组Y/Δ-11 变压器高低压绕组的电压，主变压器高压侧出线W 相断线时，低压侧U 相的电压大小基本不变，而W 相和V 相的电压减小到正常时的一半。

2.5 低压侧的线路电流改变情况

根据Y/Δ-11 变压器低、高电压侧绕组的向量相位关系，并结合对称分量算法可知：主变高压侧的出线W 相线路断开时，其低压侧的U 相线路电流和稳定运行时的电流值相等，而断线V、W 相的线路电流则降低至正常电流值的1/2。不考虑母线和变压器各相间传递的影响，同时不考虑数据收集造成的误差，其实际电压的改变值与理论值基本一致[8]。

3 单相断线事故判断和需注意的事项

单相断线事故引起的负序电流与运行不对称都会给主变与负载带来极大损伤，断线单相线路的对地电容与励磁电抗在出现谐振后会引起周期过电压现象，进而引起记录器发生爆炸或进线避雷器被击穿等事故。所以，如何按照故障之后的特性，准确及时的判断单相断线事故，进而尽可能避免损失，对调度和运行人员至关重要。

3.1 断线事故判定

110 kV 线路通常都配备距离与距离零序保护以及过流和零序过流保护等措施，在出现单相断线事故后，因不存在零序电流，也不会产生大的非事故相电流，线路动作保护都不会启动。110 kV 单相断线事故会引起110 kV 主变高压侧的中性点出现0.5 倍的位移电压，低于主变间隙零序保护电压值，所以主变压器的间隙动作保护不会发动。然而断线相会造成负序电流、零序及负序电压都会引起主变保护发出开启保护设施、TV 断线、开启高压侧电压复合元器件等警告信号。在低压侧的母线压降也将引起电容器组开启低电压动作保护，直流警告，高压侧的母线压降超过正常值范畴也将引起告警。

运行和调度人员在观察到110 kV 变站内高压侧的三个母线线电压中有1 个基本不变而两个降低时，应区分是因高压侧发生断线引起还是由于TV一次保险发生熔断而造成。为更准确区分，站内人员应对后台机详细线路图的各类相电流参数进行认真查看，若断线相的电流是0，且其它两相电流不是0，那么可判定是因为缺相造成，而不属于TV断线。若站内的后台机没有详细线路图，那么可依靠故障录波器对实时的录波进行分析，以判断是否为单相断线事故，若没有配备录波器，可利用检测主变低压侧的电流、电压变化以判断其是否为断线事故。主变高压侧的出线单相在出现断线后，低压侧的电流与电压改变情况基本一致，断线邻近下一相的电流、电压值保持不变，而前一相电流与电压值将降低至稳定运行水平的1/2。上述均可作为单相断线事故判断的有效方式。对调控工作，因能够看到所有线路运行参量，可利用调出各相的参数以对断线事故进行判断[9]。

3.2 应引起注意的事项

在断线事故判定和检修过程中，应注意主变高压侧的中性点引起的约30 kV 位移电压（相电压的0.5 倍），如果该电压施加于间隙两侧，那么此刻的运行人员若没有发现断线事故而操控中性点的隔离开关，将引起强大电弧，且主变中性点的隔离开关通常配备在主变的泄油池端部，一旦出现拉弧，将对运行人员撤出带来极大不利，甚至会烧伤人员。所以，在对中性点的隔离开关进行操控前，应先判断其是否存在断线事故引起的位移电压，对此，运行人员必须要给予高度重视。此外，在110 kV 线路出现单相断线事故时，其断线单相励磁电抗与线路的对地电容产生谐振，进而引起周期过电压，极易引起记录器与进线避雷器的爆炸，因此，运行人员应尽可能与此种设备保持足够距离，以防止产生人员伤亡[10]。

4 结语

在发生单相断线事故时，110 kV 线路以及变电站的保护设备不会发出保护动作来排除故障，必须对此高度重视。本文结合110 kV 某变电站出线单相断线事故，对于变电站高低压设备侧的电流、电压变化情况，提出了断线事故的判定方式，从而为变电站调度和运行人员准确判别断线事故提供了依据，同时给出运行人员在实际操作时应注意的有关事项，以避免引起人员伤亡，保证变电站的稳定运行。