韋峰

摘 要：本文以2012年2月東山變110 kV主變間隙保護跳閘為例，通過對故障錄波分析提出問題，針對這些問題制定并實施了簡便有效的解決方案，經(jīng)過整改后，確保了這些裝置動作正確，為今后類似裝置的安全可靠運行積累了經(jīng)驗。

關鍵詞：主變 間隙

中圖分類號：TM7 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2012）10（c）-0084-01

2012年2月12日14時23分57秒000毫秒，某110 kV線路C相接地故障（圖1），此線路開關1保護的零序I段動作，線路開關1跳閘，重合不成功；35分57秒688毫秒，1號主變間隙保護動作，主變?nèi)齻乳_關跳閘。

1 事故前的運行方式

110 kV某變電站只有1條110 kV線路供電，僅有1臺主變運行，中性點不接地，

2 事故原因分析

2.1 現(xiàn)場檢查試驗情況

（1）對110 kV線路巡線發(fā)現(xiàn)，在線路的6～7號桿塔之間，C相有放電痕跡。

（2）對1號主變本體進行外觀檢查，高壓試驗，無異常。

（3）對1號主變放電間隙進行檢查，發(fā)現(xiàn)放電間隙的一端被風吹動（當天風力4～5級），其一端有“鳥啄”現(xiàn)象，但放電間隙無放電痕跡。

（4）采用一次升電流法核對主變放電間隙變比無誤（200/5），間隙過流動作定值無誤（2.5 A/0.3 s），模擬保護動作后所報后臺的信號與當時主變跳閘時的信號一致。

（5）核對主變零序過壓保護定值無誤（180 V/0.3 s），模擬保護動作后所報后臺的信號與當時主變跳閘時的信號一致（且與間隙過流動作后所報后臺的信號無任何區(qū)別）。

2.2 保護動作報告、故障錄波及事故分析

2.2.1 1號主變保護動作報告（如表1）

2.2.2 從故障錄波可以看出

1號主變無零序電流（3I。=0，1號主變中性點未安裝零序CT）。

1號主變放電間隙無電流（I。=0）。

110 kV線路故障從0～50 ms，1號主變高壓側電流從有到無，C相電壓降低，非故障相電壓基本不變（此現(xiàn)象為典型大接地電流系統(tǒng)發(fā)生單相接地時的特征）。

110 kV線路故障后從50～428 ms（線路開關1跳開后），C相電壓幾乎降為0，故障相電壓則上升為線電壓，3U。上升為近300 V（此現(xiàn)象為典型小接地電流系統(tǒng)發(fā)生單相接地。

2.3 保護動作分析

（1）110 kV線路單相接地故障，故障點在開關1附近，處于110 kV線路開關1保護的零序I段范圍，零序I段保護0s動作，線路開關1跳閘。

（2）開關1跳閘后，110 kV變電站與系統(tǒng)斷開聯(lián)系。因1號主變中性點未接地，同時又由于線路開關2仍在合閘位置，C相接地故障依然存在，而10 kV母線上接入的小發(fā)電廠就從主變的低壓側向高壓側反供電，使得此變電站瞬時由大接地電流系統(tǒng)變成了小接地電流系統(tǒng)，導致了主變間隙保護373 ms動作，跳開主變?nèi)齻乳_關。

（3）由于接地故障點處于110 kV線路開關2保護的零序II段保護范圍，其動作時間是0.5 s；因110 kV線路開關1零序I段保護0 s動作而跳閘，切除了系統(tǒng)流向故障點的電流；又因主變間隙過壓保護0.3 s動作跳開主變?nèi)齻?，切除小發(fā)電廠就從主變的低壓側向高壓側反供流向故障點的電流（此電流僅為非故障線路的接地電容電流之和，遠小于大接地電流系統(tǒng)單相接地電流），故線路開關2的保護始終沒有動作出口的條件。

所以說1號主變跳閘的真正原因是零序過壓保護動作所致，從保護的動作行為分析，應評價為正確動作。

3 問題及防范措施

（1）對于主變低壓（或中壓）側接有小電源的110 kV（及以上）的變電站，其主變中性點應優(yōu)先考慮接地；認真核算發(fā)生單相接地時的零序電流，并考慮和線路兩側零序保護的配合。

（2）主變保護制造廠家應把零序過壓信號與放電間隙過流信號分別報出，不同的保護對應不同的信號，以免造成誤判斷。

（3）中性點放電間隙應固定牢固，防止風吹造成放電間隙距離發(fā)生變化，影響其可靠運行。

（4）因號1主變中性點未安裝零序流變（現(xiàn)無零序保護），建議把線路保護流變的尾端在保護屏的端子排上引出并接到裝置的零序電流回路，使其在中性點接地時投入零序保護，這樣既簡單實用又節(jié)約投資。

（5）在訂購主變壓器時，應要求廠家配置主變中性點零序流變。