韦峰

摘 要：本文以2012年2月东山变110 kV主变间隙保护跳闸为例，通过对故障录波分析提出问题，针对这些问题制定并实施了简便有效的解决方案，经过整改后，确保了这些装置动作正确，为今后类似装置的安全可靠运行积累了经验。

关键词：主变 间隙

中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）10（c）-0084-01

2012年2月12日14时23分57秒000毫秒，某110 kV线路C相接地故障（图1），此线路开关1保护的零序I段动作，线路開关1跳闸，重合不成功；35分57秒688毫秒，1号主变间隙保护动作，主变三侧开关跳闸。

1 事故前的运行方式

110 kV某变电站只有1条110 kV线路供电，仅有1台主变运行，中性点不接地，

2 事故原因分析

2.1 现场检查试验情况

（1）对110 kV线路巡线发现，在线路的6～7号杆塔之间，C相有放电痕迹。

（2）对1号主变本体进行外观检查，高压试验，无异常。

（3）对1号主变放电间隙进行检查，发现放电间隙的一端被风吹动（当天风力4～5级），其一端有“鸟啄”现象，但放电间隙无放电痕迹。

（4）采用一次升电流法核对主变放电间隙变比无误（200/5），间隙过流动作定值无误（2.5 A/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致。

（5）核对主变零序过压保护定值无误（180 V/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致（且与间隙过流动作后所报后台的信号无任何区别）。

2.2 保护动作报告、故障录波及事故分析

2.2.1 1号主变保护动作报告（如表1）

2.2.2 从故障录波可以看出

1号主变无零序电流（3I。=0，1号主变中性点未安装零序CT）。

1号主变放电间隙无电流（I。=0）。

110 kV线路故障从0～50 ms，1号主变高压侧电流从有到无，C相电压降低，非故障相电压基本不变（此现象为典型大接地电流系统发生单相接地时的特征）。

110 kV线路故障后从50～428 ms（线路开关1跳开后），C相电压几乎降为0，故障相电压则上升为线电压，3U。上升为近300 V（此现象为典型小接地电流系统发生单相接地。

2.3 保护动作分析

（1）110 kV线路单相接地故障，故障点在开关1附近，处于110 kV线路开关1保护的零序I段范围，零序I段保护0s动作，线路开关1跳闸。

（2）开关1跳闸后，110 kV变电站与系统断开联系。因1号主变中性点未接地，同时又由于线路开关2仍在合闸位置，C相接地故障依然存在，而10 kV母线上接入的小发电厂就从主变的低压侧向高压侧反供电，使得此变电站瞬时由大接地电流系统变成了小接地电流系统，导致了主变间隙保护373 ms动作，跳开主变三侧开关。

（3）由于接地故障点处于110 kV线路开关2保护的零序II段保护范围，其动作时间是0.5 s；因110 kV线路开关1零序I段保护0 s动作而跳闸，切除了系统流向故障点的电流；又因主变间隙过压保护0.3 s动作跳开主变三侧，切除小发电厂就从主变的低压侧向高压侧反供流向故障点的电流（此电流仅为非故障线路的接地电容电流之和，远小于大接地电流系统单相接地电流），故线路开关2的保护始终没有动作出口的条件。

所以说1号主变跳闸的真正原因是零序过压保护动作所致，从保护的动作行为分析，应评价为正确动作。

3 问题及防范措施

（1）对于主变低压（或中压）侧接有小电源的110 kV（及以上）的变电站，其主变中性点应优先考虑接地；认真核算发生单相接地时的零序电流，并考虑和线路两侧零序保护的配合。

（2）主变保护制造厂家应把零序过压信号与放电间隙过流信号分别报出，不同的保护对应不同的信号，以免造成误判断。

（3）中性点放电间隙应固定牢固，防止风吹造成放电间隙距离发生变化，影响其可靠运行。

（4）因号1主变中性点未安装零序流变（现无零序保护），建议把线路保护流变的尾端在保护屏的端子排上引出并接到装置的零序电流回路，使其在中性点接地时投入零序保护，这样既简单实用又节约投资。

（5）在订购主变压器时，应要求厂家配置主变中性点零序流变。