避雷器擊穿引起的110 kV主變二次跳閘事故分析

黃江浩，慕宗江，林文亮，王欣浩

(國網冀北電力有限公司張家口供電公司，河北 張家口 075000)

0 引 言

變壓器作為變電站的重要組成部分，能否穩定可靠運行與繼電保護息息相關。主變差動是變壓器的主保護，既可以反應變壓器內部繞組相間及接地故障，又可以反應引出線至電流互感器之間的相間及接地故障，可在一定程度上反應出內部繞組的匝間短路故障[1-2]。隨著全球環境形勢嚴峻，變電站受到臺風、暴雨、雷擊等天氣影響造成的短路事件時有發生，避雷器作為惡劣天氣情況下重要的一次保護設備，對電網的安全穩定運行起著至關重要的作用[3]。近年來，戶外變電站往往要對主變低壓側母線橋上的避雷器接線板進行絕緣包裹[4]，這會極大降低自身的密封性能，而且避雷器頂部蓋板排水出現問題，會因受潮、密封性不嚴等問題引起變壓器跳閘[5-7]，雷電也會導致避雷器擊穿。針對此次擊穿現象，結合110 kV變電站主變跳閘實例進行研究分析，提出防范整改措施，達到有效減少電網事故率，保證電網可靠性和經濟性的目的。

1 現場檢查情況

1.1 事故過程簡述

2021-07-05 16:43:39，2號變差動保護第一次出口跳閘，112、302、502開關跳閘，145自投合145成功，345自投合345成功，545自投合545成功，4母線上所有負荷由1號主變轉代，負荷無損失。 2號變差動保護動作同時，311出線保護啟動。2021-07-05 17:04:21，2號變差動保護第二次出口跳閘。

1.2 運行方式

圖1所示為110 kV變電站一次系統接線圖，共分為3個電壓等級，包括2臺主變壓器、2路110 kV進線、多路35 kV和10 kV出線，2臺主變高、中、低壓側均分列運行，即145、345、545備自投開關均處于分位狀態。

圖1 110 kV變電站一次系統接線圖Fig.1 Primary system wiring diagram of 110 kV substation

2 事故過程分析

事故過程為311線路發生B相接地，A相電壓升高，導致2號變35 kV側A相避雷器擊穿接地，兩處故障形成A、B兩相接地短路，由于2號主變35 kV側A相短路點為主變套管到302開關TA之間，所以A相故障電流沒有流過302開關A相TA，導致2號變差動保護動作。

2號變差動保護動作成功后，145自投合145成功，此時2號主變35 kV側到302開關之間有正常電壓。21 min后，被擊穿的2號變35 kV側A相避雷器甩到B相，造成2號主變35 kV側發生A、B相間短路，2號變差動保護第二次動作。

2.1 2號變差動保護第一次動作分析

該站35 kV側是經消弧線圈接地的小接地電流系統，故障起始時間內35 kV 4母線電壓呈現典型的中性點不接地系統的單相接地故障電壓特征。由母線電壓錄波圖2可以看出，A、C兩相電壓在某一時刻開始突然增大，B相電壓為0，此時判為B相接地。

圖2 母線電壓波形Fig.2 The waveform of bus voltage

分相對比錄波圖3中的高、中壓側電流波形可以看出，由于A相故障點發生在主變中壓側套管與302開關TA之間，故會出現2號變高壓側A相電流增大而中壓側A相電流幾乎為0的情況。因為2號變35 kV側A相避雷器擊穿接地，使零序電流形成通路發生中壓側A、B兩相接地，從波形圖中可以看出，中壓側B相電流幅值明顯大于高壓側電流，相位相反，且判為區外故障電流，綜合來看發生了A、B兩相接地短路故障，故導致2號主變差動第一次跳閘，從而切除主變112、302、502開關，合上145、345、545備自投。

圖3 2號變高、中壓側電流波形Fig.3 Current waveform at high and medium voltage sides of No. 2 transformer

2.2 2號變差動保護第二次動作分析

112開關切除后，145備自投合145開關成功。2021-07-05 17：04，2號主變再次發生故障，且為區內故障，此時2號主變302、502開關為分位狀態。從圖4中可以觀察看出，2號變故障電流由113開關電流經145開關流至主變故障點，其中2號主變高壓側電流同145電流完全一致。起初狀態經過沖擊主變的過程，勵磁涌流恢復至0，同時302、502開關為分位狀態，由此2號變高壓側套管電流和145電流也都為0。

圖4 1號變高壓側及母聯電流波形Fig.4 High voltage side current of No.1 transformer and bus coupler current waveform

故障發生后，由錄波圖5可以明顯看出，A相與B相電流等幅值反向增大，且A、B兩相電壓有所降低，故障相間電壓超前故障相間電流約80°左右，故可判為A、B相間短路故障。因此，2號變差動保護再次動作跳閘，從而145備自投跳145開關，導致110 kV 4號母線失壓。

圖5 2號變高壓側電流及母線電壓波形Fig.5 Waveform of current at high voltage side of No. 2 transformer and bus voltage

3 事故現場分析與防范措施

3.1 事故現場分析

根據二次檢修人員對主變故障錄波器波形的可靠分析及現場經驗，可判斷出事故地點為室外一次設備2號變中壓側的A相避雷器處。現場觀察發現,該站事故避雷器噴口無密封圈，僅靠表面膠水進行的密封，隨著年限加長，表面絕緣老化，密封不嚴導致潮氣進入，因此2號主變35 kV側避雷器受潮是由于頂部壓力釋放裝置蓋板密封度不好造成的絕緣下降，且由于線路本身存在單相接地，未能夠及時處理，由此產生的過電壓伴隨著避雷器絕緣性降低的雙重作用，避雷器被擊穿引起第一次主變跳閘，進而在雷雨及風力作用下刮到了相鄰相上，導致出現二次跳閘現象。如圖6(a)、6(b)所示分別為被擊穿斷裂和更換的避雷器。

圖6 故障后被擊穿和更換的避雷器Fig.6 Breakdown and replacement of lightning arrester after fault

3.2 事故防范措施

隨著電網重要負荷的增加，對變電站設備的要求明顯提高，通過該次主變差動短時間內二次跳閘事故得出的經驗，可采取以下防范措施進行預防。

1)適當縮短設備的定檢周期，一次高壓班應提高對進行耐壓試驗、局部放電及繞組變形測試的重視，加強檢修人員的巡視工作，及時發現并消除設備存在的隱患，從而保證電網的安全穩定運行與經濟效益。

2)在雷雨天氣，因采用紅外線測溫和帶電監測泄漏電流兩種方法，對避雷器的絕緣老化、受潮、夜間巡視等的監測非常靈敏有效，建議兩者綜合診斷，從而進一步提高設備的準確率。

3)在避雷器下面串聯加裝監測器，不僅可以用來記錄避雷器的動作次數，還可以對泄漏電流進行實時在線監測，更利于保證主變本體的安全。

4)更換避雷器前，應做好對避雷器設備的選型，加強對設備的質量管理，并且在投運前嚴格檢查各項試驗指標是否達標。

4 結 語

基于一起110 kV主變差動兩次跳閘實例，繼保人員通過主變故障錄波對故障相關設備的電壓、電流進行詳細采樣分析，并結合室外現場一次設備情況對分析原因作出準確定位，迅速判斷出主變故障跳閘是由于35 kV側A相避雷器出現問題，從而縮短了恢復送電的時間，避免了經濟損失。結合此次事故分析經驗，建議平時檢修人員應縮短定檢周期，對避雷器的絕緣密封問題要引起高度重視，加大對重要負荷運行設備的帶電監測力度，及早發現問題，排除電力隱患，從而保障設備安全，利于電網安全穩定運行。