断路器故障引起500 kV变压器跳闸的原因分析及解决方案

计荣荣，叶海明，邹 晖，吴米佳，段开元，张 波

（国网浙江省电力有限公司检修分公司，杭州 311232）

0 引言

500 kV交流输电网是我国骨干电网输电的坚实基础，承担着超高压电力输送和电能分配的重要任务，保障着整个电力系统的正常运转[1]。500 kV主变压器是电压变换和电能传递的核心设备，是电网内最重要的主设备之一，配置全方位无死角保护[2-3]。然而，在主变压器本体设备外，主变压器的低压侧设备常常被忽视。由于低压侧设备质量参差不齐，设备故障时有发生，容易影响主变压器正常运行。

另一方面，500 kV变电站在国内布置密度较高，主变压器及附属设备也较多，特别在经济发达地区由于土地成本高，一些变电站结构布置十分紧凑。因此，某些变电站取消了主变压器低压侧断路器以节省土地资源。导致主变压器低压侧设备故障引起主变压器跳闸，在极端情况下，设备故障解体还会致使同区域内相邻其他设备遭受连带损坏，扩大故障范围，影响电网安全。

本文针对一起500 kV变电站主变压器低压侧电抗器（以下简称“低抗”）间隔断路器故障引起500 kV主变压器跳闸事件进行了原因分析，从保护配置上提出了具体解决方案，并通过类似案例比较验证了效果。

1 故障前运行方式

故障发生前H站运行方式如图1所示。500 kVⅠ母、Ⅱ母，220 kV正/副母Ⅰ段、Ⅱ段，4号主变压器及三侧设备均正常运行。

图1 H站故障发生前运行方式

2 故障分析

2.1 保护配置情况

4号主变压器配置双套主变压器差动保护（主保护）以及距离保护、过负荷保护、中性点零流保护和低压侧过流保护等后备保护，35 kV低抗配置电抗器过流保护。4号主变压器CT配置及保护配置如图2所示。

图2 H站4号主变压器CT配置及保护配置

保护定值如下：

主变压器差动速断：6.81 kA，延时0 s。

主变压器分相差动：0.454 kA，延时0 s；采用变压器高、中压侧外附CT和低压侧套管CT。

主变压器中性点零流：320 A，延时4.5 s。

主变压器过负荷保护：本侧电流额定电流的1.1倍，延时6 s，仅发告警信号。

主变压器低压侧过流Ⅱ段：5.6 kA，延时1.0 s，跳主变压器三侧断路器。

主变压器低压侧过流Ⅰ段：由于无低压侧断路器，停用。

35 kV低抗过流Ⅰ段：5.94 kA，延时0.2 s。

35 kV低抗过流Ⅱ段：1.49 kA，延时0.7 s。

以上保护配置是较为典型的主变压器（低压侧无断路器）保护配置方式[4-5]。

可以看出，在主变压器低压侧套管CT至低压侧母线各出线分支CT之间（含低压侧母线范围）无差动主保护配置，主要依靠主变压器低压侧过流（后备）保护。

2.2 保护动作行为分析

通过故障录波及监控系统遥信记录，将4号主变压器1号低抗341断路器的故障过程还原如下：

（1）14：31：35， AVC（自动电压控制）动作拉开4号主变压器1号低抗341断路器。

（2）根据位置遥信判断，断路器未分闸到位。结合4号主变压器低压侧套管CT采样录波，确认仍有约1 kA的负荷电流存在，持续时间约12 s。但由于不超过主变压器低压侧过流定值（5.6 kA），故保护均未动作。

（3）14：31：47， 4 号主变压器 1 号低抗 341 断路器发展成三相对地金属性短路，故障电流跃增至19 kA，超过主变压器低压侧过流Ⅱ段定值。

（4）1.0 s后，4号主变压器低压侧过流保护动作出口，约0.1 s后，4号主变压器高/中压侧断路器跳开，故障电流清除。

故障时序如图3所示。

图3 4号主变压器1号低抗断路器故障时序

分析认为，短路点在主变压器低压侧套管CT外，属主变压器差动区外故障，因此主变压器差动保护不动作。故障发展为三相对称接地短路后，主变压器其他保护均不动作。由于故障点在1号低抗断路器处，断路器后置CT未感受到故障电流，因此低抗过流保护不动作。最后，故障电流超过主变压器低压侧过流定值，主变压器低压侧保护动作，保护动作行为正确。

2.3 故障影响

故障起因为4号主变压器1号低抗341断路器在分闸过程中传动部件出现脱离导致灭弧失败，长期拉弧后引发断路器三相接地短路，大量能量将断路器灭弧室瓷套炸裂，使周围设备严重受损。

事故造成影响分析如下：

（1）短路故障时每相断路器产生能量估算：

W=UIt=20 kV×19 kA×1.1 s=41.8 MJ ， （1）

式中：U为三相短路时低压侧母线电压；I为三相短路时341断路器单相电流；t为三相短路持续时间。

这么大能量短时间内在断路器内部动静触头间产生，使SF6（六氟化硫）气体急速膨胀，瞬间超过断路器外瓷套承受压力使其炸裂。

（2）设备影响

由于本次故障能量巨大，4号主变压器1号低抗341断路器严重损坏。其中断路器A相的转向机构外壳烧蚀严重，水平连杆被扭转约60°；B相、C相转向机构外壳底部洞穿。同时，瓷套碎片引起附近主变压器三相散热片多处破损渗油，多个断路器、隔离开关、CT等设备套管及瓷瓶伞裙破损。部分瓷瓶碎片飞溅百米开外，损伤远端设备。

（3）故障电流对主变压器影响

主变压器低压侧短路后，主变压器高中压侧提供贯穿型故障电流。由于无主保护动作，主变压器各元件持续承受较长时间的短路电流，严重时可引起主变压器温度迅速上升，使绕组、夹件和匝绝缘遭受损坏。

经油色谱等检测试验，本次故障主变压器总烃等部分数据稍偏高，但不影响继续运行。

可以认为，按照目前保护配置和整定原则，主变压器低压侧母线附近接地故障不能瞬时切除，导致短路电流将较长时间流经主变压器，给主变压器安全带来较大隐患。

3 同类故障比较

3.1 同类型断路器故障

某日，另一变电站（M站）2号主变压器低压侧2号低抗断路器出现同类型故障。

不同的是，M变电站2号主变压器在低压侧配置总断路器，同时，在配置主变压器差动保护及过流保护外，还在低压侧母线配置35 kV母差保护，如图4所示。

图4 M站2号主变压器CT配置及保护配置

故障情况如下：2号主变压器低压侧2号低抗3722断路器出现单相接地，电压降低至3 kV以下；75 ms后发展为A相、B相间故障，出现短路故障电流；15 ms后主变压器低压侧母差保护动作出口，又经过50 ms主变压器低压侧断路器跳开，故障切除，主变压器仍继续运行。

故障时序递进如图5所示。

图5 2号主变压器2号低抗断路器故障时序递进

3.2 保护动作及影响情况比较

（1）M站2号主变压器低压侧设置断路器，低抗断路器故障后保护动作跳开低压侧断路器，故障被有效隔离，主变压器仍继续运行，未导致非计划停运。

（2）M站2号主变压器低压侧母线配置35 kV母差保护，作为低压侧母线的主保护。低抗断路器故障后，35 kV母差保护瞬时动作，立即切除故障，该故障整体持续时间仅为140 ms。

（3）低抗断路器承受较短时间的故障电流（15 kA），短路能量累积较小。经核算，其故障累计能量仅为：

式中：U为三相短路时低压侧母线电压；I为三相短路时321断路器单相电流；t为三相短路持续时间。

该能量仅为H站故障能量的15%，未出现断路器粉碎性炸裂情况。故障后，断路器瓷套分裂成几块大型碎片，散落在321断路器周边5 m区域内，对周围设备影响很小。

4 结论

通过对一起断路器故障引起变压器跳闸的原因分析，得到以下结论：

（1）主变压器低压侧配置断路器。目前主变压器低压侧一般配置多台低抗、电容器及所用变设备，故障概率较大，特别在低压侧间隔断路器出现故障不能切除故障间隔时，低压侧断路器可及时切除低压侧设备，隔离故障，避免事故扩大。主变压器低压侧配置断路器，可较大程度上减少低压侧设备故障引起主变压器非计划停运概率[6]。

（2）主变压器低压侧母线增加母差保护。若主变压器低压侧无母差保护，则主变压器低压侧断路器（或CT）至低压侧各间隔的断路器（或CT）之间范围（包含低压侧母线）缺乏主保护配置。配置低压侧母差保护可显著降低短路故障持续时间，避免设备进一步损坏。当仅采用主变压器低压侧过流保护作为低压母线故障的后备保护时，故障切除存在较长的延时[7-8]。

（3）主变压器低压侧增加过流速断保护。当仅采用主变压器低压侧过流Ⅱ段保护作为低压母线故障的后备保护时，动作时限一般在1 s左右，这样，故障切除就存在一定的延时。当主变压器低压侧增加过流速断保护后，定值按低压侧可能流过最大负荷电流的3～5倍考虑，时间一般在0.2～0.5 s，可快速切除大故障电流故障，且整定简单，不增加一次设备投资。考虑到当前低压侧断路器质量问题较多，应通过保护合理配置，避免引发主变压器故障[9-11]。