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主变间隙保护跳闸事故分析

文档作者：马天东文档来源：宁夏电力公司调度控制中心		点击数：	更新时间： 2021年10月24日
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继电保护技术
[摘要]
关键词
0引言
主变间隙保护跳闸事故分析
马天东
(宁夏电力公司调度控制中心，银川 750001)
针对一起由线路跳闸引起的发电厂主变间隙保护跳闸事故，对现场相关电气设备进行外观检查、特性试验、
绝缘检测，对保护动作情况和故障录波进行分析，得出事故原因，并针对继电保护配合提出相应整改意见。
重合闸变压器间隙保护零序中性点
为避免系统发生接地故障时，中性点不接地变压器中
性点电压因某种原因升高而造成中性点绝缘损坏，在变压
器中性点装设了一个放电间隙。当中性点电压升高到一定
值时，放电间隙被击穿接地，间隙零序过流保护动作，经
延时跳开变压器各侧开关，保护了变压器中性点绝缘。
1事故情况
1．1事故前系统运行方式
某日，某发电厂L2线接地短路，引起#2主变间隙
零序过流保护动作，从而影响了电网的安全稳定运行。该
发电厂的电气主接线如图1所示。事故发生前，该发电厂
#1、#2机组均正常运行， 有功负荷分别为215、
223Mw，通过L1、L2线与系统相连；发电厂升压站为
3／2接线方式， #I机组、启备变接于第1串(3312、
3310、3311开关)，#2机组、L2线接于第2串(3321、
3320、3322开关)，LI线接于第3不完整串(3331、3332
开关)；#1主变中性点投运，#2主变中性点退出。
图1 电气主接线图
1．2事故经过
某日13：04：19，L2线B相故障，两套差动保护动
作，3322、3320开关B相跳闸，0．6s后3322开关重合成
功。3322开关重合期间，#2主变间隙零序过流保护动
作，3320、3321开关跳闸，#2机组跳闸停机。
1．3故障录波器记录
330kV变压器中性点间隙水平距离一般在340～
500mm，以保护主变中性点绝缘。GB／T 311．6—2O05／
IEC 60052：2002(高电压测量标准空气间隙》规定，标准大
收稿日期：2014—04-06
24l WWW．chinaet．net l中国电工网
气条件下水平间隙的放电电压为：
Uo一2kV--o．534d (1)
式中， 为放电电压，kV；d为间隙距离，mm。
该发电厂主变中性点绝缘水平设计为230kV， 间隙水
平距离实测为402mm。根据式(I)，可计算出该发电厂主
变间隙放电电压为216．7kV，即主变中性点放电间隙为
402mm时的击穿电压为216．7kV。
发电厂主变间隙零序过压保护整定值为1OV，动作时
间为0．3s；间隙零序过流保护整定值为5A，动作时间为
0．5s。主变故障录波器记录，#2主变跳闸时主变间隙承
受零序电压77V、零序电流18．37A，持续时间为0．55s。
根据发电厂主变间隙零序电压保护整定规定，零序电压动
作值3Uo一般在15O～180V。由于故障时的主变间隙零序
电压值未达到动作整定值，因此主变间隙零序过压保护不
会动作。故障时，主变间隙零序过流值大于保护整定值，
并且达到动作时间，因此主变间隙零序过流保护动作。
1．4现场设备检查情况
#2主变间隙零序过流保护动作后，发电厂电气一
次、二次专业对所辖设备进行了检查。升压站设备无闪络
现象。#2主变外观正常；间隙零序TA无异常，间隙球
体有放电痕迹； 绝缘油中C2H 含量为零， 总烃含量为
17．92L，均低于标准。L2线保护装置、故障录波器、#2
发变组保护装置均无异常，#2主变零序TA二次接线完
好，#2主变间隙水平距离符合规定。
2保护动作分析
故障发生时，L2线差动保护动作跳开3322、3320开
关B相。3322开关B相未重合时，#2主变出口B相对地
电压最低为11kV，而A、C相相电压基本维持不变(约为
204kV)，因此在#2主变中性点出现较大不平衡电压。由
于L1线故障停运， 因此#1、#2机组全部出力通过
3322、3320开关A、C相送出，#1、#2主变B相只带
部分厂用负荷。由于#1、#2主变A、C相和B相所带负
荷的阻抗不同， 因此#2主变出口电压三相不对称，#2
主变中性点电压3Uo达到77V，折算到一次值为146kV，
故障时一次值小于该发电厂主变间隙放电电压整定值
继电保护技术
216．7kV，间隙零序电压保护未动作；零序电流升至18．37
A，持续时间为0．55s，最终，#2主变中性点放电间隙被
击穿，#2主变间隙零序过流保护动作，跳开3320、3321
开关。0．6s后，3322断路器重合成功(3322开关重合定值
为0．6s)。
3整改意见
事后分析发现，线路故障未重合时，变压器中性点问
隙已被击穿，虽然0．5s能躲过暂态过电压，但是线路非
全相运行期间间隙并不熄弧，中性点对地电压维持间隙持
续击穿。由于间隙零序过流保护与零序过压保护合用0．5s
延时，因此在线路重合闸前，间隙零序过流保护动作跳
闸。
在大电流接地系统中，变压器零序过压保护动作时，
故障已成为中性点不接地系统的单相接地故障，TV开口
三角的3Uo可达到300V(实际为220～23OV)。在变压器
中性点间隙被击穿后，故障则近似成为中性点接地系统的
单相接地故障，TV开口三角的3Uo已远小于300V，主变
中性点电压远小于绝缘损坏电压。因此，为防止间隙零序
过流保护动作跳机，间隙零序过流保护的动作时限应躲过
线路非全相运行时间。间歇零序过压保护和间隙零序过流
保护应是系统处于不同接地方式下的保护，应将这两种保
护区别对待。改进后的方案如图2所示。
图2 改进后间隙保护逻辑框图
跳闸
间隙零序过压保护的延时按规定的0．3～0．5s来整
定，而间隙零序过流保护的延时可延长至0．8～1．2s。这
样，若高压出线具有单相重合闸功能，则可躲过线路重合
闸周期整定时间延时跳闸，既不会造成变压器中性点绝缘
损坏，又可避免变压器中性点间隙被击穿而扩大事故范
围，有利于系统稳定运行。
参考文献
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(编辑杨正君)
(上接第2l页)
的数字化变电站投入运行，原有的测试手段已经不能满足
对新型数字化测控装置的测试需要。为此，国网电力科学
研究院实验验证中心在对数字化测控装置性能测试的过程
中总结出以上相对完整的测试平台，能够满足对现有测控
装置的大多数测试要求。当然，在实际测试过程中，本测
试平台及相关仪器设备也暴露出普适性、兼容性等不完善
的地方，还需要进一步的改进和完善。此外，随着数字化
变电站技术的进一步发展，数字化测控装置不断朝多功能
智能IED的方向发展是测控装置未来的发展趋势，这对测
控装置提出了更高的测试要求，必须不断提出改进方案，
以适应数字化变电站技术的发展方向。
参考文献
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(编辑 曼宁)

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