某电厂断路器闪络保护误动作分析及整改措施

王俊超,童志祥,王龙辉

（乌东德水力发电厂，云南 昆明 651500）

0 引言

发变组进行并网前和解列后，断路器两侧分别为系统侧和发变组侧两个非同期系统，因此断路器断口具有电压差，断口电压随两侧电动势的角度差δ变化而变化，当δ=180°时，断口电压最大，达到两倍额定运行电压，易造成断口闪络。闪络产生的电弧会造成灭弧室绝缘下降继而诱发接地故障，引起事故扩大[1]。断路器闪络产生的负序电流流经发电机时，还会在转子表层感应出100 Hz 的高频电流，可能造成转子表层过热，降低转子绝缘水平，威胁发电机的安全稳定运行。因此，发变组接入220 kV 及以上系统时应配置高压侧断路器闪络保护，迅速排除断路器闪络故障。因设计、运维人员对断路器闪络保护原理掌握不足，闪络保护误动事件时有发生。本文通过分析一起断路器闪络保护误动事件，提出相应整改措施，加深设计、运维人员对断路器闪络保护的理解，为设计与检修维护提供参考经验。

1 事故经过

某水力发电厂发变组为单元接线，站内开关站为500 kV 3/2 接线方式，如图1 所示，为求简洁，图中省略了相关隔刀、地刀。5222、5223 断路器之间为8 号发变组进线间隔，其与5221、5222 断路器之间线路间隔构成完整串。8B 变压器容量为945 MVA，YNd11 接线，变比550/22 kV。因8B 为新投运变压器，事故发生前正在进行系统对8B 的主变冲击合闸试验。系统第三次对8B 主变冲击合闸前，5221 断路器处于合闸状态，5222、5223 断路器处于分闸状态，系统侧经线路通过5222 断路器对主变进行冲击，当5222 断路器合闸后，8B 第一、二套变压器保护断路器B 闪络保护动作，跳开5222 断路器，变压器退出运行。

图1 某电厂8B 进线单元主接线示意图

2 事故原因分析

2.1 保护配置情况

8B 变压器双重化配置了两套南瑞PCS-985TW变压器保护装置，保护装置引入主变高压侧5222、5223 断路器侧的16CT、19CT 电流，通过软件计算产生主变高压侧合电流，两套保护所用CT 绕组互相独立，变比为4 000∶1。变压器保护引入高压侧断路器5222、5223 断路器分闸接点作为闪络保护判据条件。断路器分闸接点引自断路器本体分闸辅助接点。断路器闪络保护动作于跳高压侧断路器、启动高压侧断路器失灵、跳发电机出口断路器。

2.2 闪络保护逻辑

现场配置的闪络保护动作判据为：

（1）断路器三相位置接点均为断开状态；

（2）断路器负序（相电流或零序电流）大于整定值。

上述条件均满足，闪络保护Ⅰ时限和Ⅱ时限分别经延时t1、t2动作。其中相电流、零序电流判据可投退，逻辑框图如图2 所示。

图2 闪络保护逻辑框图

2.3 断路器闪络保护整定原则

断路器闪络保护取主变高压侧断路器电流作为动作量。断路器闪络保护负序电流元件整定应躲过正常运行时变压器高压侧不平衡电流，一般可取10%[2]：

式中：ITn为变压器高压侧额定电流，na为CT变比。

断路器闪络保护相电流元件整定应判别断路器是否有流[3]：

式中：k为有流判别系数，可取0.02～0.1。

断路器闪络保护零序电流元件整定应躲过变压器正常运行时最大零序不平衡电流[4]：

式中：Iunb,0为变压器正常运行时最大零序不平衡电流，krel为可靠系数，取1.15～1.2，kr为返回系数，取0.85～0.95。

闪络保护延时需躲过断路器三相合闸不一致时间，一般整定为0.1～0.2 s。当机端有断路器时，动作于机端断路器跳闸。当机端没有断路器时，动作于灭磁、启动断路器失灵[5]。

2.4 现场断路器闪络保护定值整定

该电厂主变高压侧断路器闪络保护相电流和零序电流判据均未投入，只有负序电流判据。考虑到主变实际运行最大不平衡电流，负序电流整定为额定电流的15%，即：

考虑到保护装置测量精度，将定值调整至I2.op=0.05 A。闪络Ⅰ时限和Ⅱ时限现场均整定为0.15 s，动作于跳高压侧断路器、启动高压侧断路器失灵、跳发电机出口断路器。

2.5 断路器闪络保护误动分析

调取8B 第一套主变保护断路器闪络保护动作波形，如图3 所示。

图3 8B 第一套闪络保护动作波形

断路器A、B 分别为边、中断路器，即5223、5222断路器。主变高压侧1 分支电流取自5223 断路器19CT4 绕组，对应断路器A 电流，因5223 在冲击合闸中处于断开状态，故无电流，图3 中未予显示。主变高压侧2 分支电流取自5222 断路器16CT1 绕组，对应断路器B 电流，可明显见合闸后变压器励磁涌流特征，其表现为波形发生畸变，波形为尖顶波，出现间断角，且波形偏向时间轴一侧[5]。因主变高压侧2 分支电流波形畸变和三相不对称，主变高压侧2 分支产生对应的负序电流。利用公式计算生成高压侧2 分支负序电流通道231。可见当负序电流在T1 时刻达到定值0.05 A，经150 ms（定值为0.15 s）后在T2 时刻断路器B 闪络保护Ⅰ时限和Ⅱ时限同时动作。以上分析表明，断路器B 闪络保护负序电流满足判据，保护延时与保护定值一致。

由图3 可看出，在断路器位置变化中，断路器A开始为分位，分位消失（即变为合位）30 ms 左右，主变高压侧出现励磁涌流，而同时断路器B 在整个过程中始终为分位，这导致断路器B 闪络保护分位接点判据满足，结合断路器B 负序电流判据满足，断路器B 闪络保护最终经延时动作。在冲击合闸过程中，装置显示断路器A 由分到合，断路器B 始终在分位，实际冲击合闸过程却是断路器B 由分到合，断路器A 始终在分位，判断为断路器A、B 断路器分位接点接反。变压器第二套保护装置动作波形特点和动作行为与第一套一致，因此不再单独分析。

经现场核查，发现设计单位在设计主变高压侧边、中断路器分位接点引入变压器保护装置时，未考虑边、中断路器分位接点应与装置规定的断路器A、B 分位开入分别对应，导致断路器闪络保护分位接点与实际状态不一致，保护误动。

3 整改措施

3.1 更正错误回路

更改错误回路，将边、中断路器分位接点与断路器A、B 分位接点开入一一对应。更改后重新校验断路器闪络保护，保护启动及判据正确。将保护调试大纲及装置说明书中关于闪络保护断路器位置接点的描述加以完善，使设计、运维人员理解更加清晰。

3.2 使用断路器本体三相辅助接点

使用断路器本体三相分位辅助接点。将断路器A、B、C 相分位辅助接点串联后接入对应保护装置的断路器分位开入，只有断路器三相都为分位时，保护装置才有分位开入，使保护时间整定上可不考虑躲过断路器三相合闸不一致时间，保证断路器处于完全分闸状态，提高了闪络保护可靠性。

3.3 重新整定跳闸出口方式

根据DLT/684-2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》，当机端有断路器时，断路器闪络保护动作于机端断路器跳闸。当机端没有断路器时，动作于灭磁、启动断路器失灵。从断路器闪络保护的保护范围来看，具有机端断路器的发变组，跳开机端断路器后，主变高压侧断路器断口没有了两侧较大电势差，断路器闪络得以消除。在没有机端断路器的发变组中，闪络保护Ⅰ时限应动作于灭磁，发电机灭磁动作后，高压侧断路器断口电压降低，可以消除部分闪络故障。发电机灭磁需要时间，如果闪络故障持续存在，则闪络保护Ⅱ时限以较长延时启动高压侧断路器失灵，将闪络的断路器从系统中隔离出来。该电厂发变组均配有发电机断路器出口开关，故取消断路器闪络保护跳高压侧开关及启动断路器失灵出口。

4 结论

在本次断路器闪络保护误动事件中，主变冲击合闸过程时，断路器闪络保护本不应该动作，动作后果也不应跳开主变高压侧开关，错误的接线和扩大的出口整定导致了保护误跳断路器，使主变冲击合闸试验中断。目前对断路器闪络保护的研究已经比较完善，不同厂家保护原理有所区别，设计人员需对断路器闪络保护CT 取用、外部回路接线、定值整定及跳闸出口方式深入研究，运维人员应掌握断路器闪络保护原理及调试方法，在检修中完整校验保护逻辑，检查相关回路，在运行中加强巡检，关注保护量状态，确保保护正常运行。