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主變間隙保護(hù)跳閘事故分析

文檔作者：馬天東文檔來源：寧夏電力公司調(diào)度控制中心		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2021年10月24日
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繼電保護(hù)技術(shù)
[摘要]
關(guān)鍵詞
0引言
主變間隙保護(hù)跳閘事故分析
馬天東
(寧夏電力公司調(diào)度控制中心，銀川 750001)
針對一起由線路跳閘引起的發(fā)電廠主變間隙保護(hù)跳閘事故，對現(xiàn)場相關(guān)電氣設(shè)備進(jìn)行外觀檢查、特性試驗(yàn)、
絕緣檢測，對保護(hù)動作情況和故障錄波進(jìn)行分析，得出事故原因，并針對繼電保護(hù)配合提出相應(yīng)整改意見。
重合閘變壓器間隙保護(hù)零序中性點(diǎn)
為避免系統(tǒng)發(fā)生接地故障時(shí)，中性點(diǎn)不接地變壓器中
性點(diǎn)電壓因某種原因升高而造成中性點(diǎn)絕緣損壞，在變壓
器中性點(diǎn)裝設(shè)了一個(gè)放電間隙。當(dāng)中性點(diǎn)電壓升高到一定
值時(shí)，放電間隙被擊穿接地，間隙零序過流保護(hù)動作，經(jīng)
延時(shí)跳開變壓器各側(cè)開關(guān)，保護(hù)了變壓器中性點(diǎn)絕緣。
1事故情況
1．1事故前系統(tǒng)運(yùn)行方式
某日，某發(fā)電廠L2線接地短路，引起#2主變間隙
零序過流保護(hù)動作，從而影響了電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。該
發(fā)電廠的電氣主接線如圖1所示。事故發(fā)生前，該發(fā)電廠
#1、#2機(jī)組均正常運(yùn)行， 有功負(fù)荷分別為215、
223Mw，通過L1、L2線與系統(tǒng)相連；發(fā)電廠升壓站為
3／2接線方式， #I機(jī)組、啟備變接于第1串(3312、
3310、3311開關(guān))，#2機(jī)組、L2線接于第2串(3321、
3320、3322開關(guān))，LI線接于第3不完整串(3331、3332
開關(guān))；#1主變中性點(diǎn)投運(yùn)，#2主變中性點(diǎn)退出。
圖1 電氣主接線圖
1．2事故經(jīng)過
某日13：04：19，L2線B相故障，兩套差動保護(hù)動
作，3322、3320開關(guān)B相跳閘，0．6s后3322開關(guān)重合成
功。3322開關(guān)重合期間，#2主變間隙零序過流保護(hù)動
作，3320、3321開關(guān)跳閘，#2機(jī)組跳閘停機(jī)。
1．3故障錄波器記錄
330kV變壓器中性點(diǎn)間隙水平距離一般在340～
500mm，以保護(hù)主變中性點(diǎn)絕緣。GB／T 311．6—2O05／
IEC 60052：2002(高電壓測量標(biāo)準(zhǔn)空氣間隙》規(guī)定，標(biāo)準(zhǔn)大
收稿日期：2014—04-06
24l WWW．chinaet．net l中國電工網(wǎng)
氣條件下水平間隙的放電電壓為：
Uo一2kV--o．534d (1)
式中， 為放電電壓，kV；d為間隙距離，mm。
該發(fā)電廠主變中性點(diǎn)絕緣水平設(shè)計(jì)為230kV， 間隙水
平距離實(shí)測為402mm。根據(jù)式(I)，可計(jì)算出該發(fā)電廠主
變間隙放電電壓為216．7kV，即主變中性點(diǎn)放電間隙為
402mm時(shí)的擊穿電壓為216．7kV。
發(fā)電廠主變間隙零序過壓保護(hù)整定值為1OV，動作時(shí)
間為0．3s；間隙零序過流保護(hù)整定值為5A，動作時(shí)間為
0．5s。主變故障錄波器記錄，#2主變跳閘時(shí)主變間隙承
受零序電壓77V、零序電流18．37A，持續(xù)時(shí)間為0．55s。
根據(jù)發(fā)電廠主變間隙零序電壓保護(hù)整定規(guī)定，零序電壓動
作值3Uo一般在15O～180V。由于故障時(shí)的主變間隙零序
電壓值未達(dá)到動作整定值，因此主變間隙零序過壓保護(hù)不
會動作。故障時(shí)，主變間隙零序過流值大于保護(hù)整定值，
并且達(dá)到動作時(shí)間，因此主變間隙零序過流保護(hù)動作。
1．4現(xiàn)場設(shè)備檢查情況
#2主變間隙零序過流保護(hù)動作后，發(fā)電廠電氣一
次、二次專業(yè)對所轄設(shè)備進(jìn)行了檢查。升壓站設(shè)備無閃絡(luò)
現(xiàn)象。#2主變外觀正常；間隙零序TA無異常，間隙球
體有放電痕跡； 絕緣油中C2H 含量為零， 總烴含量為
17．92L，均低于標(biāo)準(zhǔn)。L2線保護(hù)裝置、故障錄波器、#2
發(fā)變組保護(hù)裝置均無異常，#2主變零序TA二次接線完
好，#2主變間隙水平距離符合規(guī)定。
2保護(hù)動作分析
故障發(fā)生時(shí)，L2線差動保護(hù)動作跳開3322、3320開
關(guān)B相。3322開關(guān)B相未重合時(shí)，#2主變出口B相對地
電壓最低為11kV，而A、C相相電壓基本維持不變(約為
204kV)，因此在#2主變中性點(diǎn)出現(xiàn)較大不平衡電壓。由
于L1線故障停運(yùn)， 因此#1、#2機(jī)組全部出力通過
3322、3320開關(guān)A、C相送出，#1、#2主變B相只帶
部分廠用負(fù)荷。由于#1、#2主變A、C相和B相所帶負(fù)
荷的阻抗不同， 因此#2主變出口電壓三相不對稱，#2
主變中性點(diǎn)電壓3Uo達(dá)到77V，折算到一次值為146kV，
故障時(shí)一次值小于該發(fā)電廠主變間隙放電電壓整定值
繼電保護(hù)技術(shù)
216．7kV，間隙零序電壓保護(hù)未動作；零序電流升至18．37
A，持續(xù)時(shí)間為0．55s，最終，#2主變中性點(diǎn)放電間隙被
擊穿，#2主變間隙零序過流保護(hù)動作，跳開3320、3321
開關(guān)。0．6s后，3322斷路器重合成功(3322開關(guān)重合定值
為0．6s)。
3整改意見
事后分析發(fā)現(xiàn)，線路故障未重合時(shí)，變壓器中性點(diǎn)問
隙已被擊穿，雖然0．5s能躲過暫態(tài)過電壓，但是線路非
全相運(yùn)行期間間隙并不熄弧，中性點(diǎn)對地電壓維持間隙持
續(xù)擊穿。由于間隙零序過流保護(hù)與零序過壓保護(hù)合用0．5s
延時(shí)，因此在線路重合閘前，間隙零序過流保護(hù)動作跳
閘。
在大電流接地系統(tǒng)中，變壓器零序過壓保護(hù)動作時(shí)，
故障已成為中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)的單相接地故障，TV開口
三角的3Uo可達(dá)到300V(實(shí)際為220～23OV)。在變壓器
中性點(diǎn)間隙被擊穿后，故障則近似成為中性點(diǎn)接地系統(tǒng)的
單相接地故障，TV開口三角的3Uo已遠(yuǎn)小于300V，主變
中性點(diǎn)電壓遠(yuǎn)小于絕緣損壞電壓。因此，為防止間隙零序
過流保護(hù)動作跳機(jī)，間隙零序過流保護(hù)的動作時(shí)限應(yīng)躲過
線路非全相運(yùn)行時(shí)間。間歇零序過壓保護(hù)和間隙零序過流
保護(hù)應(yīng)是系統(tǒng)處于不同接地方式下的保護(hù)，應(yīng)將這兩種保
護(hù)區(qū)別對待。改進(jìn)后的方案如圖2所示。
圖2 改進(jìn)后間隙保護(hù)邏輯框圖
跳閘
間隙零序過壓保護(hù)的延時(shí)按規(guī)定的0．3～0．5s來整
定，而間隙零序過流保護(hù)的延時(shí)可延長至0．8～1．2s。這
樣，若高壓出線具有單相重合閘功能，則可躲過線路重合
閘周期整定時(shí)間延時(shí)跳閘，既不會造成變壓器中性點(diǎn)絕緣
損壞，又可避免變壓器中性點(diǎn)間隙被擊穿而擴(kuò)大事故范
圍，有利于系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。
參考文獻(xiàn)
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(編輯楊正君)
(上接第2l頁)
的數(shù)字化變電站投入運(yùn)行，原有的測試手段已經(jīng)不能滿足
對新型數(shù)字化測控裝置的測試需要。為此，國網(wǎng)電力科學(xué)
研究院實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證中心在對數(shù)字化測控裝置性能測試的過程
中總結(jié)出以上相對完整的測試平臺，能夠滿足對現(xiàn)有測控
裝置的大多數(shù)測試要求。當(dāng)然，在實(shí)際測試過程中，本測
試平臺及相關(guān)儀器設(shè)備也暴露出普適性、兼容性等不完善
的地方，還需要進(jìn)一步的改進(jìn)和完善。此外，隨著數(shù)字化
變電站技術(shù)的進(jìn)一步發(fā)展，數(shù)字化測控裝置不斷朝多功能
智能IED的方向發(fā)展是測控裝置未來的發(fā)展趨勢，這對測
控裝置提出了更高的測試要求，必須不斷提出改進(jìn)方案，
以適應(yīng)數(shù)字化變電站技術(shù)的發(fā)展方向。
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(2)：74～ 78
(編輯 曼寧)

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