李建民

（五凌电力有限公司，湖南 长沙 410004）

0 引 言

GZ电厂位于湖南电网末端，使用一回220kV线路与FS变相连，线路长度57.39 km。由于是单回出线与系统相连，220kV线路发生单相瞬时接地故障时，电厂主变间隙零序保护动作跳开中性点直接接地的主变两侧断路器，扩大了停电范围，影响电厂设备的稳定运行。这种事故该电厂投产以来共发生两次，下面将以该厂两次主变跳闸事件为例展开分析[1-5]。

1 事件过程

1.1 事故1

2016年02月01 日20:37，220kV线路GF线由于雷击导致B相瞬时故障，220kV线路高频保护、分相差动保护动作，跳开GF线602断路器B相，78.32ms单跳启动重合闸动作，776.5ms后单相重合闸重合成功。线路B相断路器跳闸后，GZ电厂1号机组A、B套主变高压侧间隙零序保护动作，3号机组A、B套主变高压侧间隙零序保护动作。1号发电机出口断路器310和1号主变高压侧断路器610分闸，3号发电机出口断路器330和3号主变高压侧断路器630分闸，2号发变组无任何保护动作，正常运行。当时，1号机组、2号机组、3号机组满负荷运行（有功出力50MW），2号主变中性点直接接地，1、3号主变中性点经间隙并联避雷器不直接接地。分析为系统发生B相瞬时性故障期间，220kV母线中性点过压，导致1号、3号主变中性点间隙击穿。

检查1号、3号主变A套保护显示高压侧间隙零序电流分别为4.71A、4.73A，1号、3号主变B套保护显示高压侧间隙零序电流为4.70A。可见，零序电流动作值均大于主变间隙零序保护定值2A，保护正常动作。此外，检查1号、3号主变中性点间隙距离正常，有放电痕迹。零序电流动作值均大于主变间隙零序保护定值（间隙零序保护定值为2A、延时500ms），间隙击穿后实际电流达4.7A。保护经延时502 ms、507ms后，正常动作切除1号、3号主变。图1为GZ电厂电气主接线图。

图1 GZ电厂电气主接线图

1.2 事故2

2012年7 月，GZ厂也发生因对侧线路FQⅡ线606开关A相瞬时故障跳闸，220kV母线电压异常报警，Uab线电压升至247.47kV，Uac线电压降至158.07 kV。此外，故障录波装置记录显示，220kV GF线线路A相电流、零序电流突变升高，220kV母线A相电压突变降低。分析是系统发生故障后造成220kV GF线和母线A相内部过压，导致2号主变中性点间隙击穿，2号主变间隙零序保护动作，切除2号主变。在2012年该次事故中，同样是通过中性点间隙接地的3号主变间隙保护未动作。2台主变中性点间隙距离均是按照国网公司文件要求设置（285mm），但2台主变间隙会存在设置误差，半球形端部加工精度也不能保持一致。变压器中性点放电间隙作为一种比较粗糙的设备，其击穿特性受气象条件、间隙距离的调整精度等影响很大。在雷击等特殊过程中，雷击电压的大小、波形具有很大的不确定性。现场分析发现，2号主变中性点间隙距离击穿电压相对较低。因此，2号主变中性点间隙首先被击穿，过电压被限制。3号主变中性点间隙则未被击穿，其间隙零序保护未动作，3号主变未被切除。

1.3 两起事故的综述

这两起事故都是线路遭受雷击的瞬间发生瞬时单相接地故障，雷电波侵入，造成主变中性点零序电压过大，击穿未直接接地的主变中性点间隙。18.12ms，线路高频保护保护动作，切除线路出线602开关B相，导致线路缺相运行。线路缺相运行引发的零序电压作用，使主变中性点电弧电流持续存在。当线路故障相B相切除后，处于两相220kV供电状态的主变一直存在一定幅值的零序电压U0，并维持较低幅值的间隙零序电流。由故障录波数据可以看出，故障后776.5ms，仍保持有4.7A左右的间隙零序电流，大于间隙零序电流保护定值2A。由于间隙零序电流保护整定时限为0.5s，导致线路保护重合闸尚未动作前就先行（0.5s）跳开主变两侧开关，并将机组停机，扩大了停电范围，影响电厂机组的正常发电，也影响电网的正常供电。

事故后分析发现，在线路B相瞬时故障跳开B相后，线路已经非全相运行，监控系统发出220kV母线电压异常报警，Uab线电压降至210.931kV，Ubc线电压升至239.27 kV。分析认为，系统发生B相瞬时性故障期间，220kV母线中性点过压，导致1号、3号主变中性点间隙击穿。保护经延时502 ms后，1号、3号主变间隙零序保护动作正常动作，切除1号、3号主变。776ms后，GF线线路重合闸重合成功，GZ电厂出线恢复正常运行。2号主变为中性点直接接地，故2号机变运行正常。

2 主变间隙保护分析

这两次事故中，主变间隙保护满足动作条件，且线路、主变保护定值符合国网保护运行细则规定。但是，线路瞬时性故障对电厂正常主变的运行方式产生影响，将运行主变和机组切除，与继电保护的基本原理相悖。所以，GZ电厂主变间隙保护动作行为是否合理值得探讨[2]。

两次事故中，主变运行情况如下：

（1）在线路B相发生瞬时故障后，GZ电厂未直接接地的2台主变中性点放电间隙同时被击穿，由故障录波数据可以看出击穿后主变中性点对地电压已变小；

（2）GZ电厂直接接地的那台变压器并未跳闸，即GZ电厂220kV系统并未失去中性点接地。

故障发生后，线路B相跳闸到线路重合闸重合成功的时间（18.12～776.5ms）段内，主变中性点的零序电流一直保持在4.7A左右。但是，由于主变的放电间隙被击穿，主变中性点的电压不高，不会对主变绕组绝缘产生坏的影响。线路恢复全相运行（即重合闸重合成功）后，主变中性点的零序电流同时消失，主变中性点放电间隙恢复正常运行方式。

从这两次事件可以看出，线路故障时，主变中性点的绝缘未被损害。放电间隙击穿后，主变中性点电流超过保护定值的电流，但并未损害主变绝缘。此外，线路开关重合成功后，主变中性点间隙的零序电流、电压就会消失。这种情况下，间隙保护切除运行主变，影响了电厂、电网的运行可靠性。

3 主变间隙保护改进意见

为了躲避线路重合闸重合时间，建议增加主变间隙保护的延时时间，与线路重合闸时间配合，即主变间隙零序电流保护的延时时间比线路重合闸延时增加一个时间差0.5s。

但是，GZ电厂主变间隙保护是零序电流和零序电压保护使用同一延时逻辑跳闸，如果增加零序电流的延时时间，就会将间隙零序电压保护的动作时间增加，不利于主变中性点的绝缘。

因此，此次改进不改变主变间隙零序电压的延时时间，维持为0.5s；将主变间隙零序电流的延时时间逻辑独立，单独设置为1.2s，以躲过线路重合闸周期整定时间延时跳闸，逻辑框图如图2所示。这样既不会造成主变中性点绝缘损坏事故，又可增加延时来躲避因线路故障导致变压器中性点间隙击穿而扩大停电范围的发生，有利于电厂和电力系统的稳定运行。

图2 GZ电厂主变间隙保护逻辑改进图

4 结 论

综上所述，在遇到线路瞬时故障并重合成功时，GZ电厂主变间隙保护不应动作，将导致主变停电，扩大停电范围。通过将主变间隙零序电流的延时时间逻辑独立并增大延时时间，避开了重合闸周期整定时间，解决了间隙保护误动扩大停电范围的问题，为GZ电厂安全稳定运行提供保障。可见，这种问题处理方法可对国内其他220kV主变类似故障起到参考作用。

参考文献：

[1] 沈燕华.主变间隙保护的思考[J].电力系统保护与控制，2010，38（10）：145-146.

[2] 张侃军.基于一起跳闸事件的变压器间隙零序保护分析[J].湖北电力，2012，36（8）：16-18.

[3] 王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].2版.北京：中国电力出版社，2002.

[4] 刘增良.电气设备及运行维护[M].北京：中国电力出版社，2004.

[5] 华北电力学院.电力系统故障分析[M].北京：中国电力出版社，1985.