某電廠主變高壓側間隙零序電流保護動作時限問題研究

李建民

（五凌電力有限公司，湖南 長沙 410004）

0 引 言

GZ電廠位于湖南電網末端，使用一回220kV線路與FS變相連，線路長度57.39 km。由于是單回出線與系統相連，220kV線路發生單相瞬時接地故障時，電廠主變間隙零序保護動作跳開中性點直接接地的主變兩側斷路器，擴大了停電范圍，影響電廠設備的穩定運行。這種事故該電廠投產以來共發生兩次，下面將以該廠兩次主變跳閘事件為例展開分析[1-5]。

1 事件過程

1.1 事故1

2016年02月01 日20:37，220kV線路GF線由于雷擊導致B相瞬時故障，220kV線路高頻保護、分相差動保護動作，跳開GF線602斷路器B相，78.32ms單跳啟動重合閘動作，776.5ms后單相重合閘重合成功。線路B相斷路器跳閘后，GZ電廠1號機組A、B套主變高壓側間隙零序保護動作，3號機組A、B套主變高壓側間隙零序保護動作。1號發電機出口斷路器310和1號主變高壓側斷路器610分閘，3號發電機出口斷路器330和3號主變高壓側斷路器630分閘，2號發變組無任何保護動作，正常運行。當時，1號機組、2號機組、3號機組滿負荷運行（有功出力50MW），2號主變中性點直接接地，1、3號主變中性點經間隙并聯避雷器不直接接地。分析為系統發生B相瞬時性故障期間，220kV母線中性點過壓，導致1號、3號主變中性點間隙擊穿。

檢查1號、3號主變A套保護顯示高壓側間隙零序電流分別為4.71A、4.73A，1號、3號主變B套保護顯示高壓側間隙零序電流為4.70A。可見，零序電流動作值均大于主變間隙零序保護定值2A，保護正常動作。此外，檢查1號、3號主變中性點間隙距離正常，有放電痕跡。零序電流動作值均大于主變間隙零序保護定值（間隙零序保護定值為2A、延時500ms），間隙擊穿后實際電流達4.7A。保護經延時502 ms、507ms后，正常動作切除1號、3號主變。圖1為GZ電廠電氣主接線圖。

圖1 GZ電廠電氣主接線圖

1.2 事故2

2012年7 月，GZ廠也發生因對側線路FQⅡ線606開關A相瞬時故障跳閘，220kV母線電壓異常報警，Uab線電壓升至247.47kV，Uac線電壓降至158.07 kV。此外，故障錄波裝置記錄顯示，220kV GF線線路A相電流、零序電流突變升高，220kV母線A相電壓突變降低。分析是系統發生故障后造成220kV GF線和母線A相內部過壓，導致2號主變中性點間隙擊穿，2號主變間隙零序保護動作，切除2號主變。在2012年該次事故中，同樣是通過中性點間隙接地的3號主變間隙保護未動作。2臺主變中性點間隙距離均是按照國網公司文件要求設置（285mm），但2臺主變間隙會存在設置誤差，半球形端部加工精度也不能保持一致。變壓器中性點放電間隙作為一種比較粗糙的設備，其擊穿特性受氣象條件、間隙距離的調整精度等影響很大。在雷擊等特殊過程中，雷擊電壓的大小、波形具有很大的不確定性。現場分析發現，2號主變中性點間隙距離擊穿電壓相對較低。因此，2號主變中性點間隙首先被擊穿，過電壓被限制。3號主變中性點間隙則未被擊穿，其間隙零序保護未動作，3號主變未被切除。

1.3 兩起事故的綜述

這兩起事故都是線路遭受雷擊的瞬間發生瞬時單相接地故障，雷電波侵入，造成主變中性點零序電壓過大，擊穿未直接接地的主變中性點間隙。18.12ms，線路高頻保護保護動作，切除線路出線602開關B相，導致線路缺相運行。線路缺相運行引發的零序電壓作用，使主變中性點電弧電流持續存在。當線路故障相B相切除后，處于兩相220kV供電狀態的主變一直存在一定幅值的零序電壓U0，并維持較低幅值的間隙零序電流。由故障錄波數據可以看出，故障后776.5ms，仍保持有4.7A左右的間隙零序電流，大于間隙零序電流保護定值2A。由于間隙零序電流保護整定時限為0.5s，導致線路保護重合閘尚未動作前就先行（0.5s）跳開主變兩側開關，并將機組停機，擴大了停電范圍，影響電廠機組的正常發電，也影響電網的正常供電。

事故后分析發現，在線路B相瞬時故障跳開B相后，線路已經非全相運行，監控系統發出220kV母線電壓異常報警，Uab線電壓降至210.931kV，Ubc線電壓升至239.27 kV。分析認為，系統發生B相瞬時性故障期間，220kV母線中性點過壓，導致1號、3號主變中性點間隙擊穿。保護經延時502 ms后，1號、3號主變間隙零序保護動作正常動作，切除1號、3號主變。776ms后，GF線線路重合閘重合成功，GZ電廠出線恢復正常運行。2號主變為中性點直接接地，故2號機變運行正常。

2 主變間隙保護分析

這兩次事故中，主變間隙保護滿足動作條件，且線路、主變保護定值符合國網保護運行細則規定。但是，線路瞬時性故障對電廠正常主變的運行方式產生影響，將運行主變和機組切除，與繼電保護的基本原理相悖。所以，GZ電廠主變間隙保護動作行為是否合理值得探討[2]。

兩次事故中，主變運行情況如下：

（1）在線路B相發生瞬時故障后，GZ電廠未直接接地的2臺主變中性點放電間隙同時被擊穿，由故障錄波數據可以看出擊穿后主變中性點對地電壓已變小；

（2）GZ電廠直接接地的那臺變壓器并未跳閘，即GZ電廠220kV系統并未失去中性點接地。

故障發生后，線路B相跳閘到線路重合閘重合成功的時間（18.12～776.5ms）段內，主變中性點的零序電流一直保持在4.7A左右。但是，由于主變的放電間隙被擊穿，主變中性點的電壓不高，不會對主變繞組絕緣產生壞的影響。線路恢復全相運行（即重合閘重合成功）后，主變中性點的零序電流同時消失，主變中性點放電間隙恢復正常運行方式。

從這兩次事件可以看出，線路故障時，主變中性點的絕緣未被損害。放電間隙擊穿后，主變中性點電流超過保護定值的電流，但并未損害主變絕緣。此外，線路開關重合成功后，主變中性點間隙的零序電流、電壓就會消失。這種情況下，間隙保護切除運行主變，影響了電廠、電網的運行可靠性。

3 主變間隙保護改進意見

為了躲避線路重合閘重合時間，建議增加主變間隙保護的延時時間，與線路重合閘時間配合，即主變間隙零序電流保護的延時時間比線路重合閘延時增加一個時間差0.5s。

但是，GZ電廠主變間隙保護是零序電流和零序電壓保護使用同一延時邏輯跳閘，如果增加零序電流的延時時間，就會將間隙零序電壓保護的動作時間增加，不利于主變中性點的絕緣。

因此，此次改進不改變主變間隙零序電壓的延時時間，維持為0.5s；將主變間隙零序電流的延時時間邏輯獨立，單獨設置為1.2s，以躲過線路重合閘周期整定時間延時跳閘，邏輯框圖如圖2所示。這樣既不會造成主變中性點絕緣損壞事故，又可增加延時來躲避因線路故障導致變壓器中性點間隙擊穿而擴大停電范圍的發生，有利于電廠和電力系統的穩定運行。

圖2 GZ電廠主變間隙保護邏輯改進圖

4 結 論

綜上所述，在遇到線路瞬時故障并重合成功時，GZ電廠主變間隙保護不應動作，將導致主變停電，擴大停電范圍。通過將主變間隙零序電流的延時時間邏輯獨立并增大延時時間，避開了重合閘周期整定時間，解決了間隙保護誤動擴大停電范圍的問題，為GZ電廠安全穩定運行提供保障。可見，這種問題處理方法可對國內其他220kV主變類似故障起到參考作用。

參考文獻：

[1] 沈燕華.主變間隙保護的思考[J].電力系統保護與控制，2010，38（10）：145-146.

[2] 張侃軍.基于一起跳閘事件的變壓器間隙零序保護分析[J].湖北電力，2012，36（8）：16-18.

[3] 王維儉.電氣主設備繼電保護原理與應用[M].2版.北京：中國電力出版社，2002.

[4] 劉增良.電氣設備及運行維護[M].北京：中國電力出版社，2004.

[5] 華北電力學院.電力系統故障分析[M].北京：中國電力出版社，1985.