主变220 kV 断路器闪络保护动作原因分析

章良健，陈建林，郝亮亮

（1.台州发电厂，浙江 台州 318016；2.北京交通大学 电气工程学院，北京 100044）

0 引言

在220 kV 及以上大型发电机-变压器组（简称“发变组”）并网过程中，断路器两侧电压随待并发电机与系统之间电动势的角度差改变而不断变化，当两者的角差达180°时，断路器两侧电压最大，达两倍额定电压，此时断口易发生闪络[1-11]。断路器发生击穿后，无论是灭弧室内部击穿还是外绝缘表面闪络引起，由于系统电压的存在，故障电弧均不能自行熄灭，持续燃烧的电弧使灭弧室严重发热，劣化SF6气体，若故障未能及时切除，将引发断路器爆炸等更严重的设备故障[12-15]。

目前220 kV 及以上大型发变组都配有闪络保护，但该保护定值整定通常以断口闪络故障后负序电流不超过机组耐受水平为原则，未考虑闪络故障对断路器本身的影响，较长的保护延时下也会出现故障电流到达波节位置保护返回的情况，难以对断路器闪络故障提供迅速有效的判断[16]。以PCS-985 保护装置为例： 闪络保护取主变高压侧断路器TA 电流，保护一般只考虑一相或两相，不考虑三相闪络。保护判据为：

（1）断路器三相位置接点均为断开状态。

（2）负序电流大于整定值。

（3）发电机已加励磁，机端电压大于一固定值。

断路器闪络保护一般第一时限动作于灭磁，第二时限动作于启动断路器失灵[17]。

本文以近期某发电厂由于恶劣天气造成的一起断路器断口闪络故障为例，对保护动作行为与断路器检查情况进行了分析，并根据故障原因提出防范措施。

1 发变组断路器断口闪络故障

1.1 事故经过

2019 年8 月10 日，9 号台风“利奇马”登陆浙江，中心附近最大风力16 级，当时某发电厂8号机组调频调压带厂用电运行，220 kV 断路器热备状态。

2019-08-10 T 03：10，8 号主变220 kV 断路器闪络保护动作，8 号机跳闸，8 号炉MFT。220 kV 副母差动保护动作。至就地检查为8 号主变220 kV 断路器B 相瓷瓶炸裂。8 号机为发变组单元接线方式，主变高压侧装设有220 kV 的SF6断路器，无发电机出口断路器，故障位置如图1所示。

图1 8 号主变220 kV 主接线

1.2 保护动作信息分析

根据8 号发变组保护动作信息（表1）可知： 0 ms 8 号发变组闪络保护启动；151 ms 断路器闪络保护延迟出口，动作于灭磁开关；665 ms 主变失灵联跳，启动断路器失灵。

表1 发变组保护装置动作报告

根据220 kV 母线保护动作信息（表2）可知：360 ms 差动保护动作跳Ⅱ母；368 ms 失灵跳母联；568 ms，Ⅱ母失灵出口。

表2 母线保护整组动作报告

分析网控故障录波（图2）及机组故障录波（图3），可知具体故障时序如下：

（1）0 ms，220 kV 副母B 相电压132 kV 降至110 kV，进入工频稳态，其余两相正常运行。

（2）360 ms 后C 相电压有效值由132 kV 降至70 kV（0.55 p.u.），同时B 相电压有效值亦跌至70 kV（0.55 p.u.），此时BC 两相电压同相位。

图2 四期网控故障录波

从8 号主变电流及同一母线上的线路电流亦可看出，故障时刻首先B 相出现故障电流，主变高压侧B 相电流有效值达到10 kA，此后该电流随发变组高压侧电压与系统母线电压相角差变化而变化，呈现为工频振荡衰减，联络二线出现有效值10 kA 的零序电流；约360 ms 后主变BC 相出现故障电流，主变C 相出现一次有效值约为12 kA 的电流，50 ms 后母线保护动作，母线侧BC相电流变为零，主变侧BC 相电流相位相差180°。

图3 8 号机组故障录波

从故障过程及波形的分析来看，初步断定为： 2019-08-10 T 03：10：47 8 号主变断路器B 相发生闪络放电，8 号发变组闪络保护动作，并启动失灵。断路器闪络后，电弧持续燃烧，断路器内部SF6气体严重劣化，内部压力不断增大，造成B 相断路器灭弧室爆炸，断路器内部SF6气体与破碎瓷瓶碎片飞出，造成BC 相间短路，线路电流激增，220 kV 副母差动保护动作，跳开所在母线所有断路器。同时B 相开关TA 侧导线掉至地面（图4）。220 kV 副母失电，8 号发电机停机。

图4 8 号主变B 相断路器炸裂

1.3 故障开关的检查情况

故障发生后，对断路器进行了现场检查。发现8 号主变B 相断路器内部，无任何电弧灼伤现象，且触头无明显放电痕迹（图5）。收集现场炸裂后断路器瓷瓶碎片，发现断路器瓷瓶外表面有明显的放电痕迹（图6）。根据现场情况可排除由于断路器内部由于过电压引起的绝缘击穿，从而发生断路器内部闪络的可能。

根据现场故障情况，故障点在8 号主变断路器位置，如图6 所示。故障断路器位于CT 与母线间，BC 相短路故障后，母线差动保护动作正确。因断路器在分位有电流，8 号发变组闪络保护出口并启动母线失灵，保护正确动作。

2 保护动作原因分析

通过对闪络保护动作信息与断路器检查情况的分析，可以对故障做进一步判断。根据录波波形（图7），故障时刻发电机电压超前母线电压210°，因主变接线方式为Y/Δ-11 接线，断路器两侧电压相位差为180°，断路器断口两端承受2倍额定电压运行，一旦断路器绝缘存在薄弱环节，就容易发生断口闪络，进而引发后续故障，如图8 所示。

根据故障现场可排除8 号主变B 相断路器内部击穿闪络故障。且事故发生时超强台风“利奇马”登陆，伴随长时间大风、大雨，断路器水平断口外表面淋湿占比大，雨水将断路器伞裙空间间隙桥接，相当于雨水直接将伞裙短路，断口外绝缘水平大大降低，在2U0电压作用下，断路器上下端子间发生沿面放电，导致8 号发变组闪络保护动作[18]。长时间的闪络电流使灭弧室严重发热，最终在SF6气体压力作用下，造成灭弧室爆炸。在瓷瓶碎片冲击下，BC 相短路故障，故障扩大导致母线差动保护动作。

图7 断路器两侧电压波形

图8 故障时刻断路器两侧电压相位

3 断口闪络保护配置方式的探讨

8 号主变断路器发生闪络后，根据现场保护配置定值设置，保护正常动作时序如下：

（1）保护启动延时0.15 s 动作出口，同时启动失灵。

（2）母线保护收到失灵开入再延时0.2 s（即0.35 s）跳母联。

（3）延时0.4 s（即0.55 s）跳母线。

从表2 可以看出，差动保护在360 ms 时BC短路差动保护动作，即在闪络发生后360 ms 内断路器已炸裂，保护正确动作但设备已损坏。

3.1 方案一： 闪络保护出口方式的改进

220 kV 断路器断口发生闪络时，瞬时出口并切除励磁，降低发电机电压和断口电压。表3为自并励机组发电机空载时分磁场断路器后发电机电压下降趋势。如果采用瞬时跳发电机磁场断路器，发电机电压在0.15 s 后约降至额定电压的88%，即断路器断口电压由2 倍降至1.88 倍。

表3 自并励机组发电机空载时切除励磁后发电机电压下降趋势

3.2 方案二： 增设发电机出口断路器

考虑发电机励磁切除后，发电机电压下降过程不理想，如加装发电机出口断路器，则根据现有定值设置在0.15 s 跳发电机出口断路器，可有效降低断路器两侧电压，及时切除故障，避免故障的进一步扩大。

3.3 方案三： 改变机组运行方式

在机组调频调压带厂用电运行时，将220 kV断路器改为冷备（即拉开正、副母隔离开关），在220 kV 断路器改为热备状态下，应尽量缩短发变组带额定电压运行时间，以免220 kV 断路器长期承受2 倍额定电压，从而发生断路器闪络事故。

3.4 方案四： 改进闪络保护整定

根据现有各保护装置的断路器闪络保护设置，220 kV 断路器断口发生闪络后，一般保护动作需要0.6 s（考虑断路器跳闸时间50 ms）才可切除故障： 闪络保护动作后0.15 s 出口，0.35 s 跳母联，0.55 s 跳母线。建议闪络保护动作延时由0.15 s 缩短为0.1 s，0.1 s 可躲过正常断路器操作三相不一致时间；闪络保护启动断路器失灵保护0.2 s 跳母联和0.4 s 跳母线的时间修改为0.2 s同时跳母联和母线。修改后闪络保护动作故障总切除时间为0.3 s。

4 结论

综上所述，方案一故障切除时间较长，方案二可有效切除故障，但需要增设断路器，投资较大。方案三缩短不正常运行时间，但不能完全避免故障的发生。通过对本次220 kV 发变组断路器断口闪络故障的分析表明，断路器在发生闪络后仅360 ms 即发生断路器炸裂故障。方案四0.3 s切除故障，满足保护相关规定设计，保护灵敏度不变，切除故障时间缩短，从而降低断路器设备发生严重故障的可能性，保证发电机及断路器设备的安全，可以为同类型发变组的保护配置提供参考。