一起110kV主变压器间隙保护动作浅析

摘要：结合西双版纳供电局的一起110kV变电站的2号主变压器间隙保护动作事例，针对110kV及以下的主变压器保护的误动作的相关原因，特别是针对110kV主变压器的中、低压侧有小电源的间隙保护的动作情况进行了认真的思考、分析与讨论，并且理论结合实际情况对110kV曼弄枫变110kVⅡ母零序电压、110kV勐龙变110kVⅡ母零序电压情况进行了探讨，针对主变压器间隙保护的运行方式和整定计算的配合提出了针对性的意见。

关键词：间隙保护；中性点；避雷器；间隙过压；间隙击穿；棒间隙

一、故障前运行方式

1、220kV景洪变电站110kVⅠ段、Ⅱ段母线分段运行，母联112断路器热备用。110kV101、102、152、153、154、155、157、158斷路器运行于110kVⅡ段母线，110kV151、156断路器运行于110kVⅠ段母线，110kV旁路115断路器热备用110kVⅡ段母线。（220kV木景线检修期间110kV大渡岗变电站及110kV城南变电站10kVⅠ段母线负荷转由普洱电网供电）。1号主变压器220kV及110kV侧均中性点直接接地运行，2号主变压器220kV及110kV侧均中性点经间隙接地运行。

2、220kV黎明变电站110kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行，1号、2号主变压器220kV及110kV侧均中性点直接运行。

3、110kV曼弄枫变电站110kVⅠ段、Ⅱ段母线、35kVⅠ段、Ⅱ段母线、10kVⅠ段、Ⅱ段母线均分列运行，1号、2号变压器中性点经间隙接地运行。35kV曼开保线有小电源并入，35kV曼西龙线处检修。

4、110kV勐龙变电站2号主变压器中性侧经间隙接地运行，35kV曼西龙线处检修。

故障前系统运行情况如图1所示，图中实心断路器表示“运行”状态，空心断路器表示“断开”状态。

二、保护动作情况

2013年9月15日16时15分，220kV黎明变电站110kV黎枫线139断路器零序Ⅰ段、接地距离Ⅰ段动作跳闸，重合闸动作重合成功；保护测距：5.875km，相别：C相；故障录波测距：5.258km，相别：C相。110kV曼弄枫变电站110kV 2号主变压器间隙过压动作跳35kV曼开保线361断路器。110kV勐龙变电站110kV2号主变压器高后备保护间隙过流Ⅱ段动作跳102断路器、302断路器、002断路器。

三、实际故障情况

2013年09月16日11：20分经巡视发现110kV黎枫线#15塔C相整串绝缘子雷击闪络。

四、保护动作情况分析

1、220kV黎明变电站110kV黎枫线保护动作情况

① 保护动作报告，如图3所示：

②故障录波报告，如图4所示：

2、110kV曼弄枫变电站110kV2号主变压器间隙过压保护动作情况，如图5所示：

3、110kV勐龙变电站110kV2号主变压器Ⅱ段间隙保护动作情况

IJ=3.63A 动作时间0.503s （保护装置显示，打印报告没有此内容）

4、分析故障录波图：

黎明变电站110kV黎枫线保护录波图，如图6所示：

5、保护动作分析结论

通过分析各变电站保护动作报告及录波图，2013年09月05日110kV黎枫线路故障各站保护均动作正确，具体分析如下：

16：15：47. 355 110kV黎枫线因雷击发生C相瞬时性接地故障

① 220kV黎明变电站侧110kV黎枫线零序Ⅰ段、接地距离Ⅰ段保护动作跳闸，故障持续时间68ms，2523ms重合闸动作重合成功。

② 因110kV黎枫线故障，110kV曼弄枫变电站110kVⅡ段母线及110kV勐龙变电站110kV系统瞬时出现零序过电压。110kV勐龙变电站侧约68ms时，2号主变压器中性点间隙击穿，击穿后零序电压降低，出现间隙零序电流二次值达3.63A，间隙过流保护于0.503s动作跳开2号主变压器三侧断路器。

③110kV勐龙变电站2号主变压器跳开后，由于110kV曼弄枫变电站35kV曼开保护线上有小电源并入，110kV黎枫线故障点仍未隔离，使110kV曼弄枫变电站110kVⅡ段母线及110kV勐龙变电站110kV母线零序电压升高，零序电压升高后0.309s时，110kV曼弄枫变电站2号主变压器间隙零序过压保护动作跳35kV曼开保线。

④220kV黎明变电站侧110kV黎枫线重合闸使用“检母线有压线路无压”重合方式，重合闸时间1.5s。故障时220kV黎明变电站侧110kV黎枫线保护动作约70ms跳开139断路器，但由于110kV曼弄枫变电站有小电源并入，110kV黎枫线路仍带有电压，直至110kV曼弄枫变电站2号主变压器间隙零序过压保护动作跳35kV曼开保线（故障后约1s，即故障后约2.5s），才满足重合闸条件重合成功。

五、存在问题

110kV黎枫线路发生接地故障，导致110kV曼弄枫变电站110kVⅡ段母线及110kV勐龙变电站110kV系统出现零序过电压，但110kV勐龙变电站2号主变压器保护不应出口跳闸。

简单理论分析，此时110kV曼弄枫变电站110kVⅡ段母线及110kV勐龙变电站110kV系统出现零序过电压值均基本相同，应由110kV曼弄枫变电站2号主变压器间隙保护以较短时限（整定值为0.3s）先动作跳开小电源后，110kV勐龙变电站110kV系统电压随即恢复正常，2号主变压器间隙保护元件返回不应再动作出口跳闸。

然而实际上，从故障录波图中不难发现110kV黎枫线路发生接地故障时，110kV曼弄枫变电站110kVⅡ段母线及110kV勐龙变电站110kV系统出现零序过电压，波形中正弦波部分110kV曼弄枫和勐龙变电站侧零序电压值基本相同，但在约68ms处瞬间出现了非正弦波（瞬间暂态过电压），此时刻勐龙变电站110kV系统零序电压远大于曼弄枫变电站110kVⅡ段母线零序电压，使110kV勐龙变电站2号主变压器中性点间隙击穿，零序电压降低，造成110kV曼弄枫变电站2号主变压器间隙过压保护不能先动作，而勐龙变电站2号主变压器间隙保护先动作了。

故障时各变电站零序电压录波图：

①110kV曼弄枫变电站110kVⅡ段母线零序电压情况，如图8所示：

经计算，故障时110kV曼弄枫变电站2号主变压器中性点间隙零序电压约为24.5kV。

查试验报告，110kV曼弄枫变电站2号主变压器中性点间隔距离为135mm，电压值为58kV--60kV，试验结果合格。

②110kV勐龙变电站110kVⅡ段母线零序电压情况，如图9所示：

经计算，故障时110kV勐龙变电站2号主变压器中性点间隙零序电压约为56kV。

110kV勐龙变电站于2013年06月投产，咨询验收情况：110kV勐龙变电站2号主变压器中性点间隔距离为中性点间隔距离为118mm，电压值为59kV--61kV，试验结果合格。

六、下一步计划及改进措施

1、根据《220kV和110kV主变压器中性点过电压保护配置与使用意见》（QB/YW102-002-2007）中4.3.5条款：在终端变电站运行的110kV分级绝缘变压器，110kV中性点绝缘等级为66kV，中压侧或低压侧没有小电源并网的系统，中性点可不接地运行。变压器中性点只采用避雷器保护，应将棒间隙活动电极拆除并妥善保存，间隙零序过电流保护退出运行，零序过电压保护应保留。为避免110kV黎枫线故障，110kV勐龙变电站2号主变压器中性点间隙先击穿，致使110kV勐龙变电站2号主变压器间隙保护不能及时先动作，将终端变110kV勐龙变电站2号主变压器中性点棒间隙活动电极拆除并妥善保存，退出间隙零序过电流保护。

2.查找最新整定计算规程资料，考虑将110kV勐龙变电站2号主变压器零序过电压保护动作时间适当整定长一点，确保与110kV曼弄枫变电站2号主变压器零序过压保护有充足裕度时间级差。

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作者简介：祁有年（1994—），男，初级工程师，士学位，云南电网有限责任公司西双版纳供电局，从事工作：继电保护。

（作者单位：云南电网有限责任公司西双版纳供电局）