发变组断路器断口闪络保护改进措施

沈文英，吴建军，缪进进，李子武，叶 强

（南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 210000）

0 引言

国内现有单元接线的大型机组绝大部分用主变高压侧断路器进行并网与解列，断路器容易发生闪络故障，闪络保护如果不能及时动作，几乎百分之百导致断路器爆炸，甚至事故扩大，发展成母线短路以及主设备损坏等事故［1-10］。造成断路器闪络原因较多，有新安装设备本身带有缺欠［11-12］，或运行中受到区外短路故障冲击导致断路器本身绝缘性能下降。虽然减少线路永久性故障对断路器的冲击取得一定成效［13-18］，增加断路器运行前的缺陷检测手段，降低开关闪络概率有一定帮助［19-22］，但还是避免不了断路器闪络事故的发生。

近年来，断路器闪络故障导致事故扩大化是继电保护整定人员对发生闪络特点和危害认识不足而定值整定计算过于理想化造成的［23-26］。本文通过案例分析断路器闪络的特点，闪络电流的振荡过程是导致闪络保护不能正确动作的主要原因，同时提出完善闪络保护的判据和改进断路器失灵保护判据。这种双管齐下方案，才能达到断路器闪络故障时减小事故扩大化的效果。

1 断路器闪络特点

下面通过两个闪络保护不正确动作典型案例分析，认识断路器闪络特点。

1.1 案例一甲火电厂1 机组500 kV 断路器断口闪络

事故分析

甲火电厂1号机单元接线，机端无断路器，主变高压侧3/2主接线。该机组准备并网时5021断路器C相发生闪络，失灵保护没有动作，导致B 相断路器爆炸，又引起母线短路，保护相关定值如表1。

表1 保护相关定值Table 1 Protection settings

闪络保护动作逻辑为（相电流元件+负序电流元件）&断路器位置接点，相电流元件和断路器位置接点按相配置。该机启动并网过程中主变高压侧边断路器B相发生闪络。以闪络开始发生时，相对时间是0 ms，保护动作时序如下：410 ms，闪络保护动作起失灵，持续10.1 ms。420.1 ms，闪络电流减小到0.44 A（二次值），闪络保护随后返回。518 ms 后闪络电流再次增大到0.454 A，闪络保护此时再次起动，977 ms断路器保护收到闪络保护开入。1 256.4 ms闪络电流再次降到0.45 A以下（二次值），闪络保护随后返回，到1 360.9 ms，闪络电流又增大到0.454 A，闪络保护再次动作，经456.1 ms延时，到1817 ms，5021断路器保护又收到闪络保护动作开入，1 921.4 ms闪络电流再次降到0.45 A，闪络保护又返回。闪络保护不停动作与返回，起动失灵时间到不了失灵保护时间，失灵保护没有动作。闪络发生后4 555 ms，B相断路器垂直绝缘子支柱顶端由于闪络高位发生爆裂，电弧吹至B相断路器母线侧均压环，造成BC相间短路，500 kV 1号母线保护一、二随后动作切除500 kV 1号母线，至此完全切除故障。

如图1 所示是主开关B 相闪络时电流录波，闪络时机组与系统之间发生了振荡，电流周期性大小变化，导致保护的不断动作与返回，无法起动失灵保护导致事故扩大。

图1 550 kV断路器B相闪络时电流录波Fig.1 Current waveform of phase-B flashover fault of 500 kV circuit breaker

表2数据是闪络初始时刻第一故障周期电压电流变化特征，系统A相电压是3/2接线的母线电压，因11点接线的原因，机端电压滞后系统电压150°，对应的断路器两端电压是180°角差，断路器断口承受约2 倍额定电压。

从表2 可以得到以下重要信息，闪络发生时刻机端电压落后系统电压160°角，变化的机端电压相角刚过150°，闪络电流达到3.86 A（TA 二次额定电流为1 A）。随着机端电压角度增大，电流减小，到481 ms时，机端电压落后系统电压328°角（断口两侧约0°角差），这时闪络电流到达最小值0.29 A，接着闪络电流增大，进入下一个振荡周期。

表2 闪络第一个故障周期录波数据Table 2 The first fault period waveform of flashover fault

1.2 案例二乙火电厂1 机组220 kV 断路器闪络事故分析

乙火电厂1号机单元接线，机端无断路器，主变高压侧双母主接线。发电机与系统解列后，经过大约9 s主变高压侧A 相断路器发生了闪络，失灵保护动作较晚最终导致主变高压侧A相断路器发生了爆炸。保护相关定值如表3。

表3 保护相关定值Table 3 Protection settings

保护动作时序如下：以闪络开始发生时相对时间是0 ms，504 ms 闪络保护第一次动作，出口跳灭磁开关、关主气门和起动失灵。随后发电机组和系统发生了振荡，随着电流的减小，543 ms 闪络保护返回，失灵起动接点只动作了约40 ms，根本不可能起动0.6 s 的失灵保护。604 ms 失灵再次起动，1 108 ms 闪络保护第二次动作同时起动失灵，1 710 ms 后失灵保护动作跳开母线相邻断路器。但此时断路器已经发展成接地故障，主变高压侧电流因慢速灭磁仍然提供短路电流3 354 ms，开关爆炸事故结束。

如图2 所示是主开关A 相闪络时电流录波，闪络时机组与系统之间发生了振荡，导致保护的动作后返回无法及时起动失灵保护。闪络电流再次增大时，闪络保护动作，起动失灵保护切除相邻断路器，但是断路器发展成接地故障，仍然有短路电流，导致事故扩大。

图2 220 kV断路器A相闪络时电流录波Fig.2 Current waveform of phase-A flashover fault of 220 kV circuit breaker

表4 数据是闪络初始时刻电压电流变化特征，系统B 相电压母线电压，因11 点接线的原因，机端电压滞后系统电压150°，断路器两端电压是180°角差，断路器断口承受约2倍额定电压。

从表4 可以得到以下重要信息：闪络发生时刻机端电压落后系统电压159°，变化的机端电压相角刚过150°，闪络电流达到23.5 A（二次额定定电流5 A）。随着机端电压角度增大闪络电流减小，到481 ms 时，机端电压落后系统电压327°（断口两侧约0°角差），这时闪络电流到达最小值1.3 A。接着闪络电流增大，进入下一个振荡周期。

表4 闪络第一个故障周期录波数据Table 4 The first fault period waveform of flashover fault

1.3 断路器闪络基本特点

从以上案例可以得出以下结论：

1）不论是220 kV 还是500 kV 断路器，在断路器两侧的压差180°角差附近，断路器断口承受约2 倍额定电压，断路器若有绝缘薄弱点，容易发生闪络。初始闪络电流都很大，实际类似于同期电压接反的非同期合闸，但是比非同期合闸危害大得多。闪络电弧在断路器灭弧室内持续燃烧，断路器灭弧按短时设计的，不及时切除闪络电流，容易发生爆炸事故。

2）闪络时发生振荡，闪络开始时从较大电流变小（不会从小变大），到最小电流前若闪络保护返回，则起动失灵接点返回。正是因为起动失灵接点返回，失灵保护无法动作，是导致闪络故障切除慢或切除不了的主要因素。

断路器闪络时会发生振荡，是因为并网前机组频率与系统频率有频差，断路器断口击穿后必然发生振荡，一般频差按1 Hz考虑，振荡周期大约1 s［27］，第一个故障周期是振荡的半个周期，大约0.5 s。从多起闪络故障来看，第一个故障周期大都在400～500 ms。

3）闪络发生后一段时间内只是纵向闪络电流，不会引起断路器两侧相邻元件主保护动作，若发展成横向的接地故障，即使闪络断路器相邻主保护动作切除相邻断路器，也容易导致事故扩大化，因发电机灭磁较慢，仍然提供短路电流。所以必须在发展成接地故障之前，失灵保护动作切除相邻断路器，才会使闪络电流切除。

1.4 断路器断口闪络振荡时最小电流计算[27-28]

式（1）中：Ifl是单相或两相闪络时的断口两侧电势角差180°时的最大电流，Ug是断路器断口发电机侧等效电势的标幺值，Us系统侧等效电势的标幺值。

闪络振荡时，当发电机电势与系统电势之间的功角到0度时，如果系统电势与发电机电势相等，最小振荡闪络电流为0，闪络保护一定返回，这是闪络保护最不利的情况。当振荡功角摆到0 度时，发电机电势与系统电势差别越大，最小振荡闪络电流越大，防止闪络保护返回越有利。从录波图1 中可以看出，第一个故障周期结束时，最小振荡闪络电流很小，因为发电机灭磁较慢，闪络后的四五百毫秒后发电机电势不会明显下降。当第二个故障周期结束时，最小振荡闪络电流明显增加，因为发电机电势明显下降偏离额定值较大一些。

2 断口闪络故障继电保护改进措施

综合以上分析，断口闪络故障在第一个故障周期内，闪络保护返回之前跳开相邻断路器，才能减小断路器爆炸的概率，只有从闪络保护与断路器失灵保护着手，才能找到解决问题的办法。

2.1 闪络保护的改进措施

闪络保护普遍做法是负序电流元件&断路器位置接点［29］，建议用（3I0+负序电流元件）&断路器位置接点作为主判据。闪络发生时绝大多数是单相闪络，闪络发生时刻在并网前或解列后，而且主变中性点接地，一定有零序电流。单相闪络时，用负序电流作为判据灵敏度不高，发生概率较低的两相闪络，负序电流灵敏度较高。

闪络保护的整定时间非常关键，以往闪络时断路器爆炸大都和闪络保护起动失灵时间整定过长有关。《DL/T 684—2012 大型发电机变压器继电保护整定计算导则》规定0.1～0.2 s［30］，个人建议不取上限时间，取下限0.1 s即可，整定人员为了保证可靠性倾向于取上限0.2 s，认为可靠，恰恰相反时间越短越可靠。因线路保护手合零序加速保护就是0.1 s，用的非常普遍，能有效躲开断路器非同期合闸在接地变压器中产生的零序电流［31］。闪络初始阶段，发电机灭磁对于消除闪络几乎没有作用，闪络保护灭磁与起动失灵都用0.1 s。

闪络保护跳闸出口建议用线路保护有流保持无流返回的出口方式，这样可以保证即使起动电流整定较大，闪络振荡电流变小时起动失灵接点延迟返回，甚至不返回，有利于失灵保护的动作。本文两个案例中，在这种定值整定有瑕疵的情况下，采用无流返回的方式，在第一故障周期结束的最小电流失灵起动接点都不会返回。高压线路保护在电网应用非常普遍，出口起动失灵都是以无流作为返回条件，工程实践证明了这种方式的安全性。发变组保护有特殊性，机组内部故障慢速灭磁故障电流返回慢，但是主变高压断路器不受此影响。

2.2 断路器失灵保护的改进措施

3/2主接线断路器失灵保护第一时限跳本断路器，第二时限跳相邻断路器。因级差原因，跳相邻断路器整定都在几百毫秒，对于闪络保护起动失灵时间较长。有必要设置一个新的闪络失灵保护，它的判据：（3I0+负序电流元件）&三跳开入&断路器位置接点。其中零序电流和负序电流定值与闪络保护配合，灵敏度只高不低。时限取0.15 s，跳相邻断路器。改进措施已经在南瑞继保电气有限公司的断路器保护装置得到应用，命名为死区保护，厂家推荐的时间是0.15 s，现场长时间运行没有出现过问题［32］。当三相开关断开时，收到起动失灵接点，用闪络死区保护快速跳开相邻断路器。当三相开关合闸时起动失灵用原有的失灵保护。在现有的条件下，增设闪络失灵保护不需增加额外回路。

对于双母线主接线，断路器失灵保护同样增设闪络失灵保护，与3/2 主接线相比，多个电压闭锁判据。发变组单元主断路器三相TWJ 以串联形式接入母线保护装置，增加了回路接线，对于母差保护装置来说，一台机组增加一个位置接点开入通道，实现并不复杂。

3 结语

电力系统电厂侧断路器闪络事故扩大化问题，到目前为止始终没有得到很好的解决。本文通过案例分析断路器闪络的特点，闪络电流的振荡过程是导致闪络保护不能正确动作的主要原因，同时提出完善闪络保护的判据和改进断路器失灵保护判据，大大减少开关爆炸的概率，也能降低发电机及主变发生短路的风险。以后随着智能站技术推广到电厂侧应用，机组保护与失灵保护装置之间信息共享，断路器闪络时的保护动作时间还能缩短，问题更好解决。