陳浩，劉文，胡俊鵬，趙勇，丁樂成，李曉琦

（1.國(guó)網(wǎng)山東省電力公司濟(jì)南供電公司，濟(jì)南250012；2.山東黃臺(tái)火力發(fā)電廠，濟(jì)南250012；3.國(guó)網(wǎng)山東省電力公司，濟(jì)南250001）

一起110 kV斷路器非全相故障分析

陳浩1，劉文2，胡俊鵬3，趙勇3，丁樂成1，李曉琦1

（1.國(guó)網(wǎng)山東省電力公司濟(jì)南供電公司，濟(jì)南250012；2.山東黃臺(tái)火力發(fā)電廠，濟(jì)南250012；3.國(guó)網(wǎng)山東省電力公司，濟(jì)南250001）

110 kV李家埠變電站在進(jìn)行合環(huán)調(diào)電時(shí)，由于斷路器裝置出現(xiàn)問題，斷路器非全相運(yùn)行，最終造成絕緣擊穿，斷路器損壞。通過對(duì)故障分析，明確故障經(jīng)過，并對(duì)電網(wǎng)的安全運(yùn)行和技術(shù)管理提出一些建議，提高電網(wǎng)管控水平。

電力系統(tǒng)；故障；非全相運(yùn)行

1 故障發(fā)生前的運(yùn)行方式

1.1 故障涉及的區(qū)域電網(wǎng)接線

運(yùn)行故障發(fā)生在110 kV李家埠變電站。如圖1所示，李家埠變電站的兩條110 kV電源線分別來自220 kV的百脈變電站和220 kV的章丘變電站。正常情況下章李線帶110 kV李家埠變電站，章李線110 kV圣井變電站側(cè)熱備用；百李線作為李家埠變電站、賀套變電站和官莊變電站的備用電源充電備用。

圖1 故障涉及的區(qū)域電網(wǎng)接線示意圖

1.2 李家埠變電站主接線

110 kV李家埠變電站主接線如圖2所示，該站接線為兩線兩變，有110 kV、35 kV、10 kV 3個(gè)電壓等級(jí)。110 kV為單母線接線方式，經(jīng)104-1、104-2兩個(gè)隔離開關(guān)分段。李家埠變電站110 kV正常運(yùn)行方式為章李線帶全站負(fù)荷，百李線107斷路器熱備用。

圖2 李家埠變電站主接線圖

2 運(yùn)行故障及處理

2014-02-19T15∶46，110 kV李家埠變電站調(diào)整運(yùn)行方式，全站負(fù)荷由章李線供電轉(zhuǎn)為百李線供電，在對(duì)李家埠變電站百李線107斷路器合環(huán)時(shí)，220 kV百脈變電站百李線106斷路器保護(hù)動(dòng)作，斷路器分閘，主站繼電保護(hù)及故障信息系統(tǒng)故障錄波顯示A相區(qū)外故障。

具體處理。15時(shí)46分，220 kV百脈變電站百李線106斷路器故障分閘后，110 kV李家埠變電站現(xiàn)場(chǎng)操作人員遙控?cái)嚅_百李線107斷路器隔離故障點(diǎn)，但因百李線107斷路器控制回路異常，判斷李家埠站百李線107斷路器可能有一相沒有完全斷開。隨后，現(xiàn)場(chǎng)操作人員短時(shí)斷開章李線101斷路器，并斷開百李線107斷路器兩側(cè)隔離開關(guān)，將故障斷路器隔離。故障點(diǎn)隔離后，110 kV李家埠變電站由章李線101斷路器恢復(fù)送電。

16時(shí)46分，經(jīng)進(jìn)一步檢查后確認(rèn)，故障原因?yàn)榘倮罹€107斷路器儲(chǔ)能機(jī)構(gòu)故障，造成斷路器沒有完全閉合，導(dǎo)致百脈變電站站百李線跳閘。因斷路器為密封式，尚無法判斷哪一相沒有閉合。

17時(shí)40分，百脈站運(yùn)維人員檢查保護(hù)裝置顯示結(jié)果為零序I段保護(hù)動(dòng)作跳閘，C相故障、無測(cè)距。故障錄波器顯示AN相區(qū)外故障，故障電流2.329 A（一次電流值0.279 kA）。百李線線路巡視無異常。

18時(shí)01分，保護(hù)專業(yè)人員檢查后確認(rèn)李家埠變電站合環(huán)時(shí)百李線107斷路器一相或兩相沒閉合成功時(shí)出現(xiàn)零序電流，百脈站百李線零序保護(hù)動(dòng)作正確，章丘站章李線保護(hù)不動(dòng)作正確。

2月20日經(jīng)檢查后確認(rèn)百李線107斷路器A相絕緣擊穿，斷路器需更換。隨后對(duì)110 kV百李線107斷路器進(jìn)行更換，恢復(fù)送電。

3 故障分析

3.1 故障錄波分析

通過調(diào)閱故障錄波圖，可以完整反映整個(gè)故障過程。從故障錄波圖看，本次錄波共連續(xù)進(jìn)行了4次暫態(tài)數(shù)據(jù)錄波（ABCD段方式）。

第一階段（15∶41∶26.523—15∶45∶59.076）。15∶41∶26.523，A相導(dǎo)通，B、C相未導(dǎo)通，出現(xiàn)合環(huán)電流，A相環(huán)流一開始為2.580 A，一個(gè)周波后即穩(wěn)定在2.3 A左右。零序電流一開始為2.544 A，一個(gè)周波后穩(wěn)定在2.3 A左右，因?yàn)榱阈螂娏?段定值最小，為2.5 A，動(dòng)作時(shí)間為2 s，環(huán)流未到動(dòng)作定值，因此保護(hù)不動(dòng)作。至15∶45∶59.076，一直維持在此狀態(tài)，即A相導(dǎo)通，B、C相未導(dǎo)通。此階段斷路器一直單相運(yùn)行，零序電壓一直為1.7 V左右（正常為0.22 V），零序電流為2.3 A左右。110 kV斷路器一般為三相聯(lián)動(dòng)式操作機(jī)構(gòu)，無法分相監(jiān)視斷路器分合位置，只能通過三相電流間接判斷，110 kV斷路器一般也沒有非全相保護(hù)，因此斷路器一直保持非全相運(yùn)行。由于此時(shí)控制回路發(fā)生異常，操作人員無法將斷路器斷開。

第二階段（15∶45∶59.076—15∶46∶00.919，持續(xù)時(shí)間為1.843 s）。15∶45∶59.076，A相電流出現(xiàn)突變，出現(xiàn)6.56 ms的負(fù)半波電流，有效值最大值為12.324 A，出現(xiàn)零序電壓，3U0最大為21.585 V。與此同時(shí)，B相開始導(dǎo)通。A相在出現(xiàn)一個(gè)負(fù)半波電流突變之后，電流沒有持續(xù)，很短的時(shí)間即衰減為0。之后，A、C相一直無電流，B相維持導(dǎo)通。A相電流突變的同時(shí)，零序電流有效值達(dá)到14.512 A的最大值，此時(shí)A相出現(xiàn)負(fù)半波電流是絕緣出現(xiàn)問題，發(fā)生瞬間閃絡(luò)，之后又逐漸熄滅，因此保護(hù)不動(dòng)作。因?yàn)橹挥蠦相一直導(dǎo)通，B相環(huán)流為2.385 A，零序電流降為2.375 A，低于零序電流4段定值2.5 A，保護(hù)不動(dòng)作。

微機(jī)保護(hù)中的過流保護(hù)整定值采用的是故障電流基波分量有效值。保護(hù)算法在進(jìn)行故障計(jì)算時(shí)，算法會(huì)濾掉故障電流的直流分量和諧波分量，采用基波有效值進(jìn)行故障判斷。而故障錄波器顯示波形的有效值是故障電流全電流有效值，因此必須再對(duì)故障時(shí)刻波形進(jìn)行諧波分析。

故障錄波軟件帶有諧波分析功能，百李線零序電流全電流有效值達(dá)到14.512 A，超過零序電流整定值12 A，但是其基波分量有效值為11.441 A，沒有達(dá)到定值，因此保護(hù)不動(dòng)作是正確的。

第三階段（15∶46∶00.919—15∶46∶09.587，持續(xù)時(shí)間為8.668 s）。15∶46∶00.919，A、B相開始同時(shí)導(dǎo)通，A相電流為2.393A，B相電流為2.362 A，C相電流約為0A，零序電壓約為1.5 V，零序電流約為1.968 A，此階段環(huán)流未超保護(hù)定值，因此保護(hù)不動(dòng)作。

第四階段（15∶46∶09.587—15∶46∶09.654，持續(xù)時(shí)間為0.067 s）。15∶46∶09.587，A相電流出現(xiàn)正半波突變，有效值為14.154 A，零序電流有效值為16.411 A，A相電流在出現(xiàn)7.497 ms的正半波突變后，降低到2.172 A。A相電流突變時(shí)，零序電壓為16.546 V，之后零序電壓變?yōu)?.5 V左右。15∶46∶09.614，即故障發(fā)生27 ms后，百李線保護(hù)跳閘，15∶46∶09.654，即保護(hù)發(fā)出跳閘脈沖40 ms后，斷路器變分位，將故障切除。

從諧波分析結(jié)果看，零序電流全電流有效值為16.441 A時(shí)，基波分量有效值為13.227 A，超過了定值12 A，所以此時(shí)零序電流1段保護(hù)動(dòng)作完全正確。

在這4個(gè)階段中，章李線保護(hù)一直未動(dòng)，章丘站側(cè)故障錄波器也一直未啟動(dòng)，說明故障點(diǎn)發(fā)生在百李線一側(cè)，雖然章李線和百李線一直合環(huán)，但章李線未受故障波及。

3.2 故障過程分析

由于斷路器操作機(jī)構(gòu)發(fā)生問題，C相斷路器沒有合好，C相斷路器自始至終無電流。整個(gè)故障過程中，先是A相單獨(dú)導(dǎo)通，保護(hù)未達(dá)定值不動(dòng)。接著A相發(fā)生閃絡(luò)后斷開，B相單獨(dú)導(dǎo)通，但是A相閃絡(luò)時(shí)雖然從錄波圖上看故障電流全電流有效值達(dá)到定值，但是故障電流基波分量有效值未達(dá)到定值，因此保護(hù)未動(dòng)。然后是A、B相同時(shí)導(dǎo)通，C相斷開，保護(hù)未達(dá)定值不動(dòng)。最后是A相又發(fā)生一次閃絡(luò)，達(dá)到定值，零序1段動(dòng)作將故障切除。

現(xiàn)場(chǎng)值班員操作后，斷路器非全相運(yùn)行，出現(xiàn)零序電流。但是零序電流不大，最大為2.4 A，零序電流Ⅳ段定值為2.5 A，時(shí)間為2 s，沒有達(dá)到動(dòng)作定值。由于長(zhǎng)期非全相運(yùn)行，保護(hù)一直啟動(dòng)，保護(hù)裝置發(fā)出“裝置異常”、“TA斷線”等告警信號(hào)。此時(shí)零序電壓接近0V，沒有明顯的接地故障。

15∶46∶09.586，A相出現(xiàn)故障電流，最大值為14.154 A，B相電流此時(shí)為3.002 A，零序電流為16.411 A，零序電壓為16.546 V，由此可判斷是A相單相接地，由于章李線保護(hù)未動(dòng)，故障是發(fā)生在百李線一側(cè)。該故障電流只有正半波，說明是一次設(shè)備發(fā)生絕緣閃絡(luò)，電弧隨后又熄滅。從現(xiàn)場(chǎng)檢查結(jié)果來看，是閃絡(luò)造成斷路器絕緣擊穿。故障發(fā)生后27ms，零序1段保護(hù)動(dòng)作，又過了40 ms，斷路器變分位，故障被切除。

故障過程中重合閘未動(dòng)，因?yàn)檎Ｇ闆r下百李線充電備用，重合閘停用。

因?yàn)镽CS941保護(hù)故障選相及測(cè)距選跳閘脈沖發(fā)出后一個(gè)周波內(nèi)的數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算，實(shí)際故障脈沖發(fā)生8 ms后就消失了，導(dǎo)致故障選相及測(cè)距不準(zhǔn)，保護(hù)顯示故障為C項(xiàng)，測(cè)距為區(qū)外。

故障錄波器顯示AN相區(qū)外故障，故障電流2.329 A（一次電流值0.279 kA），但是實(shí)際零序電流最大值為16.353 A，因?yàn)榇藞?bào)告顯示的是故障后第四周波值，此時(shí)故障脈沖已消失。

3.3 設(shè)備檢查結(jié)果

綜合錄波分析和現(xiàn)場(chǎng)檢查結(jié)果，可以判斷操作人員在合110 kV百李線107斷路器時(shí)，因斷路器出現(xiàn)非全相故障，導(dǎo)致線路斷路器跳閘。現(xiàn)場(chǎng)檢查也證實(shí)了彈簧儲(chǔ)能機(jī)構(gòu)出現(xiàn)卡澀，使斷路器處于半分合狀態(tài)?，F(xiàn)場(chǎng)檢查還發(fā)現(xiàn)斷路器接地引下線與地網(wǎng)連接螺栓處有放電灼傷痕跡，判斷故障原因是設(shè)備老化，導(dǎo)致A相絕緣擊穿。

4 事故分析啟示

該次錄波波形比較特殊，不是通常故障下連續(xù)放大或衰減的正弦波，而是出現(xiàn)瞬間突變后故障電流消失。首先，應(yīng)理解微機(jī)保護(hù)進(jìn)行故障計(jì)算的是故障電流基波分量有效值，不是全電流有效值，因此保護(hù)第一次未動(dòng)而第二次才動(dòng)作；其次，從故障波形上來看，故障開始至保護(hù)動(dòng)作間隔27 ms，只有前7.497 ms存在故障電流，之后故障電流消失了，從故障最開始時(shí)刻計(jì)算，保護(hù)至少需要一個(gè)數(shù)據(jù)窗的時(shí)間采集足夠的數(shù)據(jù)，才能計(jì)算出故障電流有效值。RCS941主保護(hù)采用的是積分算法，其數(shù)據(jù)窗為10 ms。數(shù)據(jù)采集完成后保護(hù)進(jìn)入故障計(jì)算程序，因此保護(hù)動(dòng)作時(shí)間還要計(jì)及保護(hù)判斷和保護(hù)出口的延時(shí)，全部時(shí)間加起來，微機(jī)保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間一般需要1～1.5倍工頻周期，即20～30 ms。從故障錄波圖可以推斷，此次保護(hù)的故障計(jì)算時(shí)間約為27-10=17 ms。

調(diào)控一體化后，調(diào)度員可以利用各種技術(shù)系統(tǒng)，迅速分析故障發(fā)生原因，從而做出正確判斷?？梢赃h(yuǎn)程調(diào)閱故障錄波和瀏覽保護(hù)子站上傳信息，了解保護(hù)詳細(xì)動(dòng)作信息和故障測(cè)距，從而明確故障點(diǎn)，加快事故判斷和處理。

本次故障暴露出李家埠變電站單母線接線方式的弊端。110 kV任一斷路器故障都會(huì)造成母線全停，本次故障處理就造成全站短時(shí)停電，建議進(jìn)行技術(shù)改造，將分段刀閘改為分段斷路器，增加事故處理的靈活性，避免全站停電情況的發(fā)生，提高供電可靠性。

由于110 kV變電站的電源進(jìn)線正常情況下作為直配線運(yùn)行，因此一般情況下不裝設(shè)保護(hù)裝置。但是在進(jìn)行環(huán)網(wǎng)調(diào)電操作時(shí)，當(dāng)斷路器合環(huán)后，如果線路或斷路器發(fā)生故障，就有可能造成線路兩端同時(shí)掉閘，造成停電范圍擴(kuò)大。因此，建議在需要進(jìn)行環(huán)網(wǎng)調(diào)電的110 kV變電站裝設(shè)110 kV線路保護(hù)裝置，當(dāng)進(jìn)行環(huán)網(wǎng)調(diào)電操作之前，投入線路保護(hù)裝置，這樣線路故障后，能夠僅將故障線路切除，不會(huì)造成停電范圍的擴(kuò)大。

斷路器操作前，應(yīng)仔細(xì)檢查斷路器是否儲(chǔ)能良好；操作時(shí)，斷路器附近不能留人。若斷路器未閉合好，不可盲目地到設(shè)備跟前檢查，防止絕緣損壞造成人身傷害。

本次事故故障錄波器時(shí)間和保護(hù)裝置時(shí)間不一致，給正確分析造成一定干擾，應(yīng)加強(qiáng)變電站時(shí)鐘對(duì)時(shí)系統(tǒng)建設(shè)和管理，以保證全系統(tǒng)時(shí)間一致。

5 結(jié)語(yǔ)

110 kV斷路器一般采用三相聯(lián)動(dòng)操作機(jī)構(gòu)，只有一個(gè)斷路器位置，發(fā)生非全相運(yùn)行時(shí)，應(yīng)結(jié)合三相電流指示進(jìn)行判斷，如不能將斷路器斷開，應(yīng)盡快想辦法將斷路器從系統(tǒng)中隔離。在處理過程中應(yīng)盡量采用遠(yuǎn)方操作，避免人身傷害。操作前進(jìn)行相關(guān)的事故預(yù)想，可以加速事故處理過程。

Analysis on an 110 kV Breaker Open-phase Malfunction

CHEN Hao1，LIU Wen2，HU Junpeng3，ZHAO Yong3，DING Lecheng1，LI Xiaoqi1
（1.State Grid Jinan Power Supply Company，Jinan 250012，China；2.Shandong Huangtai Thermal Power Station，Jinan 250012，China；3.State Grid Shandong Electric Power Company，Jinan 250001，China）

In the process of power dispatching by ring closing in a substation，open-phase operation led to insulation breakdown of the 110kV breaker.The accident is described based on thorough analysis of the fault.Some suggestions for safe operation and technical management of the power grid are put forward in order to improve management of power grid.

power system；fault；open-phase operation

TM56

B

1007－9904（2015）03－0060－03

2014-10-10

陳浩（1979），男，高級(jí)工程師，主要從事調(diào)控運(yùn)行工作；

劉文（1979），女，工程師，主要從事電廠運(yùn)行工作；

趙勇（1979），男，工程師，主要從事基建技術(shù)管理；

丁樂成（1980），男，工程師，主要從事調(diào)度運(yùn)行工作；

李曉琦（1983），女，工程師，主要從事保護(hù)整定計(jì)算工作。