1、第26卷 第1期2023年2月Vol.26 No.1Feb.2023山东电力高等专科学校学报Journal of Shandong Electric Power College0引言随着经济社会的发展，配电网日趋复杂，为了城市美观，电缆配电线路越来越多，导致系统的电容电流增大。当系统发生单相接地故障时，故障残流随着电容电流的增加而增大，接地电弧自熄难度加大，可能产生弧光接地过电压，危及设备绝缘1，单相接地故障在持续期间可能发展为两相短路甚至三相短路，造成事故扩大。因此，各种类型的消弧线圈装置得以应用2-4。然而传统的无源无功补偿型消弧线圈装置无法补偿故障电流中的高次谐波及有功分量，此外，该类消
2、弧线圈所能补偿的容量有限，容量过大会大大提高制造难度与成本，且可靠性得不到保障。因此有学者提出了主动干预型消弧装置5，该装置通过转移故障电流至站内、钳制故障点电压达到快速息弧的目的。常规主动干预型消弧装置主接线需要独立的断路器，然而对于改扩建的变电站，由于现场实际条件的限制，可能没有备用断路器可用，针对这种情况本文提出了一种新的主动干预型消弧装置运行方式，分析了运行时存在的问题，并给出了解决方案。1主动干预型消弧装置工作原理某变电站主动干预型消弧装置原理如图 1 所示。当配电系统发生单相间歇性弧光接地时，消弧装置控制器利用故障选相原理判断出故障相，并向该相接地开关发出合闸指令，分相接地开关操作
3、机构将故障相与接地网直接连接，接地开关消弧设备将弧光接地转化为金属性接地。设备动作后，若该主动干预型消弧装置动作引起站用变压器跳闸分析王涛1，胡建兵2（1.国家电网有限公司技术学院分公司，山东济南250002；2.国网湖南省电力有限公司衡阳供电分公司，湖南衡阳421001）摘要：某110 kV变电站站用变压器高压侧断路器作为主动干预型消弧装置前置断路器，当线路发生相间故障时，站用变压器跳闸而线路未跳闸。针对该故障进行分析，给出处理建议，并提出定值优化策略，为主动干预型消弧装置与站用变压器的定值整定提供参考，为老旧变电站增加主动干预型消弧装置提供了一种新思路。关键词：主动干预型消弧装置；保护定值
4、；站用变压器保护中图分类号：TM642文献标志码：B文章编号：2096-9104（2023）01-0028-04Analysis of Substation Transformer Tripping Caused by ActiveIntervention Arc Suppression DeviceWANG Tao1，HU Jianbing2（1.State Grid of China Technology College，Jinan 250002，China；2.State Grid Hengyang Power Supply Company，Hengyang 421001，China）A
5、bstract：The highvoltage side circuit breaker of the substation transformer in a 110 kV substation is used as the front circuitbreaker of the active intervention arc suppression device，when a phasetophase fault happens to the line，the substation transformer trips，but the line does not trip.The fault
6、is analyzed，the suggestions are given，and the setting optimization strategy is proposed，so as to provide a reference for the setting of active intervention arc suppression device and substation transformer，and provide a new idea for adding active intervention arc suppression device in old substation
7、.Keywords：active intervention arc suppression device；protection setting value；substation transformer protection收稿日期：2022-10-07作者简介：王涛（1975），男，工程技术应用研究员，主要研究方向为电力系统继电保护、自动化技术等。28系统为非全电缆系统，根据现场情况，控制器可间隔一定时间，控制分相接地开关合闸相分闸，若为瞬时性故障且已消失，则装置不再动作，系统恢复正常；若为永久性故障，则装置再次动作将故障相接地开关合闸，并保持直至人工干预进行分闸。QF出线断路器；TA电流互感
8、器；DXN带电显示器；FU熔断器；FV过电压保护器；JZ分相接地开关；TV电压互感器；LTA零序电流互感器；KZ智能控制器。图1主动干预型消弧装置原理图2现场检查情况2.1故障前运行方式故障前该变电站 10 kV母线、母线分列运行。该变电站检修时新增2套10 kV主动干预型消弧装置，两段母线上各有一套，由于站内没有备用10 kV线路断路器，经商议主动干预型消弧装置与站用变压器共用1台断路器，其中1号主动干预型消弧装置接线方式如图2所示。2.2二次设备检查情况1）主动干预型消弧装置动作情况。主动干预型消弧装置接地开关分合闸时，装置无报文，只有后台报文，后台报文显示，07时57分48秒871毫秒1
9、号主动干预型消弧装置动作合上A相接地开关，合位动作，07时57分51秒871毫秒1号主动干预型消弧装置动作分开A相接地开关，合位复归。图21号主动干预型消弧装置接线方式2）1号站用变压器保护动作情况。对1号站用变压器保护装置进行检查，确认事件经过为07时57分 51秒 866毫秒，1号站用变压器速断过流保护动作，332断路器跳闸。3）10 kV 328线路保护动作情况。对10 kV 328线路保护装置进行检查，07时57分51秒882毫秒保护启动复归，未动作。3保护动作行为分析由10 kV 328线路保护启动动作报告与图3所示的线路接地后母线电压波形可知，07时 57分 48秒871毫秒，10
10、 kV 328线路发生A相接地，站内1号主动干预型消弧装置正确判断出故障相别为A相，1号主动干预分相接地开关A相动作合闸。图3线路接地后母线电压波形07时57分51秒866毫秒，10 kV 328线路出现将近1个周波的A、B两相相间故障电流，此时1号主动王涛，等：主动干预型消弧装置动作引起站用变压器跳闸分析29山东电力高等专科学校学报第26卷 第1期Vol.26 No.1干预分相接地开关A相处于合位，所以1号站用变压器存在A相故障电流，故障时电压和电流的波形如图4所示。故障时，Ia=42.76 A，Ib=0 A，Ic=0 A，电流互感器变比为300/5，由于站用变压器速断过流保护电流整定值为3
11、0 A，动作时限为0 s，故障电流达到保护定值，1号站用变压器速断过流保护动作，332断路器跳闸，1号站用变压器保护正确动作。图4故障时1号站用变压器电压和电流波形图查看后台SOE（sequence of event，SOE）报文，07时57分51秒871毫秒1号主动干预分相接地开关A相动作分闸，1号站用变压器332断路器在07时57分51秒906毫秒分闸，两次分闸时间间隔35毫秒，可以判断1号主动干预分相接地开关是其本身过流保护（电流整定值为5 A，动作时限为0 s，电流互感器变比为100/1）动作跳闸，1号主动干预型消弧装置正确动作。因主动干预型消弧装置过流保护和站用变压器保护动作时限均为
12、 0 s，故认为两装置同时跳闸。10 kV 328线路的一次故障电流的大小与站用变压器相同，线路电流互感器变比为600/5，因此二次故障电流为21.38 A。该线路过流段电流整定值为 39 A，动作时限为 0.3 s，过流段电流整定值为 20 A，动作时限为 0.6 s，故障电流仅达到过流段电流整定值，故此时 10 kV 328 线路保护装置发保护启动信号。由于故障后1号主动干预型消弧装置自身过流保护动作，1号主动干预分相接地开关A相分闸，变电站内A相金属性接地消失，故障电流消失，保护启动后复归，保护装置正确动作。综上所述，动作过程为10 kV 328线路A相接地后，1号主动干预型消弧装置进入
13、故障判定程序，随后合上 1号主动干预分相接地开关 A相，约 3 s后，10 kV 328线路出现约一个周波的A、B两相相间故障电流，故障时电压和电流的波形如图5所示，此时1号主动干预分相接地开关A相为合位，1号主动干预型消弧装置及1号站用变压器电流互感器均有A相故障电流，其过流保护分别动作，1号主动干预分相接地开关A相分闸，1号站用变压器332断路器跳闸，由于该故障电流不满足10 kV 328线路保护动作条件，保护启动后复归，1号主动干预型消弧装置、1号站用变压器及10 kV 328线路的保护均正确动作。图5故障时10 kV 328线路电压和电流波形图4解决方案针对老旧变电站改造时新增的主动干
14、预型消弧装置没有单独断路器的问题，可以采用与站用变压器共用前置断路器的方案。采用该方案时，为提高站用变压器供电的可靠性，防止主动干预型消弧装置动作后线路发生单相金属性接地，非故障相的相电压升高至线电压，导致非故障相绝缘薄弱点击穿，引起相间故障或相间接地故障，造成站用变压器跳闸，可采取以下措施：1）变电站内至少有两台站用变压器，且两台站用变压器低压侧能够可靠切换，防止线路单相接地时主动干预型消弧装置接地开关合上后，在特殊运行方式下，站用变压器保护误动造成站用交流电源失电。302）由于站用变压器速断保护与主动干预型消弧装置过流保护动作时限均为0 s，为了提高站用变压器供电的可靠性，应将站用变压器速
15、断保护动作时限略微提高，这样在线路单相接地后，如果再次发生相间故障或相间接地故障，主动干预型消弧装置过流保护可以先于站用变压器速断保护动作，隔离故障点。5结语随着电网的迅速发展，各种新技术、新设备等逐步得到应用，旧设备由于没有考虑到各类新技术的应用，有时会出现一些特殊的运行方式，此时要充分考虑各种故障对保护的影响。本文提出了一种新的主动干预型消弧装置运行方式，并给出了该运行方式下的注意事项，为老旧变电站增加主动干预型消弧装置提供了新思路。参考文献1张林利，王飞，孙勇，等.基于自动补偿的抑制弧光接地过电压新方法 J.电网与清洁能源，2018，34（10）：41-47.2张辉.关于配电网中性点经消弧线圈接地方式的探讨 J.电瓷避雷器，2019（3）：87-91.3杨旭.一种消弧及过电压保护装置的分析 J.广东电力，2005，18（6）：35-38.4曲轶龙.全补偿消弧线圈及其控制方法的研究 D.北京：华北电力大学，2008.5李文龙，何山，王维庆，等.主动干预型消弧装置应用性研究 J.电网与清洁能源.2022，38（4）：1-9.王涛，等：主动干预型消弧装置动作引起站用变压器跳闸分析深化新旧动能转换推动绿色低碳高质量发展31
