一起断线引起主变间隙保护临界动作案例分析
国网湖北省电力公司荆门供电公司的研究人员罗皓文、严文洁、廖玄、严文帅，在2019年第12期《电气技术》杂志上撰文，介绍了一起由断线引起主变间隙保护临界动作的案例。通过分析此次案例的整个过程，对主变间隙过压和过流保护进行了研究，说明了出现主变间隙保护过流保护动作报文的原因，对实际间隙过压保护动作的原因进行了分析，重现了保护动作全过程。最后，对此次临界动作原理进行了深入分析与总结，提出了相应的防范措施。
1 事故概况
1.1 110kV网架结构
事故前，该110kV站所在电网网架结构为：南桥变电站（简称南桥站）通过110kV南象线向象山变电站（简称象山站）供电，象山站通过110kV象喜线向110kV双喜变电站（简称双喜站）供电，110kV象漳线作为象山站的备供线（热备用）。象山站至南桥站的通信链路由象山至南桥。南桥站#2主变中压侧中性点通过接地刀闸接地，象山站和双喜站的主变中性点通过间隙接地。110kV网架结构如图1所示。
图1 110kV网架结构图
1.2 110kV变电站的运行方式
事故前，110kV象山站110kV部分运行方式为：110kV南象线象04开关、象50MVA#1主变110kV侧象01开关接110kV#1母线运行；110kV象漳线象06开关、110kV象喜线象07开关、象50MVA#2主变110kV侧象02开关接110kV#2母线运行；110kV分段象麻05开关在合位，将110kV#1、#2母线并列。
10kV部分运行方式为：50MVA#1主变10kV侧象25开关接10kV#7母线运行，供11回10kV馈线及#1接地站用变运行；50MVA#2主变10kV侧象45开关接10kV#8母线运行，供11回10kV馈线及#2接地站用变运行；10kV分段象27开关为热备用，10kV#7、#8母线分列运行。110kV变电站运行方式如图2所示。
110kV南象线跳闸后，紧跟着象山站#2主变高、低压两侧跳闸，进线备自投动作，象山站由110kV象漳线供电，象山站110kVⅠ、Ⅱ母线及10kV#7母线恢复供电，10kV#8母线停电1h45min，造成负荷损失33950kW·h。
图2 110kV变电站运行方式
2 现场检查情况
2.1 输电线路巡视情况
事故发生后对线路进行故障巡视，进而发现：①故障位置有两基塔之间的光缆断线，断线接头处有电弧烧伤痕迹；②C相导线断线，断线处位于单摆防舞器附近，单摆防舞器表面、导线断面有烧伤痕迹；③倒塌区段瓷瓶发生破损，其余未倒塌区段线路正常。
2.2 保护动作情况
1）线路保护动作情况
通过检查站内继电保护及自动装置的运行状态，发现110kV南象线南114开关保护装置“跳闸”、“重合”灯亮，装置指示开关为“分位”，屏幕伴随弹出故障报文，详见表1。
表1 线路保护动作报文
2）主变保护动作情况
#2主变高后备保护装置“跳闸”灯亮，屏幕伴随弹出故障报文，详见表2。
表2 主变保护动作报文
#1主变高后备保护装置起动后录波160ms，装置无报警或跳闸灯亮，屏幕仅伴随保护起动报文。
3 原因分析
3.1 线路保护动作原因分析
110kV南象线南114开关保护装置型号为许继WXH-811A/B1/R1型线路保护装置，查看装置定值及二次回路接线，均正确。被保护的故障测距数据为15.394km，在距离Ⅱ段的保护范围内。经现场检查，110kV南象线（南桥侧）距南桥站15.4km处出现了杆塔倒塌情况，与装置故障测距相符。接地Ⅱ段定值为6.4，延时为1.2s，保护装置显示保护起动1259ms后，故障被切除，装置动作正确。
此外，该线路保护装置事故前按定值单要求加用重合闸功能，重合闸时限为2s，保护装置的重合闸动作也正确。
3.2 #2主变高后备动作原因分析
通过前述网络结构分析，110kV象山站属于电源受端，当线路发生接地故障时，会在#2主变中性点产生较高的零序电压，其大小与系统零序等值电抗和正序等值电抗有关，故障期间110kV系统零序网络图如图3所示。
图3 110kV系统零序网络图
南桥站的#2主变中压侧中性点被直接接地，象山站的#2主变中性点通过间隙接地，象山站作为电源受端，当发生线路单相接地故障或单相断线故障时，象山站中性点电压受非故障相电压的影响，非故障相电压由南桥站供电端决定，由于南桥站主变中性点被直接接地，所以当南象线C相接地时，非故障相电压略微上升，线路故障产生零序电压，如图4所示。小电流接地系统单相金属性短路系统电压相量如图5所示。
图4 大电流接地系统单相金属性短路系统电压相量
图5 小电流接地系统单相金属性短路系统电压相量
考虑到PT开口三角单相额定二次电压为100V，理想情况下对于主变中性点直接接地系统，零序电压为100V；对于主变中性点不接地系统，零序电压为300V。因象山站主变中性点不接地，又为电源受端，故当发生线路单相故障时，根据故障性质不同，象山站的间隙零序电压应在100～300V之间。
对于110kV的变电站，在进行主变间隙过压保护定值整定时，110kV的线路开关一般为三相联动机构，重合闸方式为三跳三重，不考虑线路非全相运行（单相断线），间隙过压定值整定为150V；而对于220kV的变电站，线路重合闸方式为单跳单重，存在线路非全相运行的情况，间隙过压定值整定为180V，即单相断线故障时产生的零序电压比单相接地故障时产生的零序电压大，这说明当110kV南象线发生断线故障时，象山站主变间隙过压保护存在出口动作的可能性。
故障发生时，根据定值单要求，#2主变投入了间隙过流1时限和间隙过压1时限两个保护，两者的延时均为0.5s。查看现场故障录波图，显示是间隙零序电压有效值在单相接地故障时近似为136V，未超过定值150V，而发生断线故障时，零序电压有效值达到194V，超过间隙过压定值，经515ms延时后跳闸，在故障发生的整个过程中，#2主变高压侧零序电流3I0一直近乎为零。零序电压和零序电流录波图如图6所示。
图6 零序电压和零序电流录波图
通过查看如图7所示的#2主变高后备保护录波图可知，故障发生并持续16ms后，主变高后备保护起动，故障持续1245ms后至南桥侧线路开关跳闸，故障被切除。此后，象山站110kV母线和主变中性点仍存在一定残压，从故障被切除后至1260ms（相对于故障发生时刻），间隙过流1时限动作出口，间隙过压1时限未动作。
图7 #2主变高后备保护录波图
从故障录波装置上的波形可判断间隙过压超过定值，持续时间为515ms，超过装置整定时间0.5s，但该时间处于保护动作临界值，间隙过压保护有可能动作。同时通过装置波形图可以看出，在线路故障发生期间，#2主变中性点间隙电流一直为零，即间隙未被击穿，结合前面所述的间隙过流动作逻辑，初步判定“间隙过压超过整定值但间隙未发生间歇性击穿，间隙过流保护不应动作”。
#2主变高后备间隙过压时间定值为0.5s，现场间隙过压持续0.515s后间隙过压出口，查阅相关规程：继电保护装置专用功能测试中规定，后备保护延时误差时间低于40ms，动作值在规程要求范围内，本次#2主变跳闸属间隙保护临界值动作。
在南象线C相断线后，#2主变高后备保护感受到的零序电压幅值明显上升，最高达到194V，超过零序过压定值150V，保护元件在515ms动作时限内返回，处于间隙保护动作临界值，#2主变高后备间隙过压保护有可能动作。
3.3 #1主变保护动作情况分析
事故发生时，#1主变高压侧与#2主变高压侧并列运行，从理论上分析，#1主变高压侧中性点也将承受较大的零序电压，其动作行为应与#2主变一致。而实际上，#1主变高后备保护仅整组起动，并未出口跳闸。
从#2主变高后备保护录波数据来看，其感受的零序电压波形与#1主变保护录波波形相似，因#1主变保护仅起动而未跳闸，保护装置未保留完整波形，根据现场故障录波装置的录波进行分析，过定值时间为482ms，保护装置整定值为500ms，不满足时间条件，故装置保护不动作。
对于110kV及以下主变间隙保护而言，当变压器中、低压侧有小电源且主变间隙保护定值整定不合理时，很可能会发生误动。针对主变间隙保护的这种特殊情况，已有文献分析了110kV主变间隙保护的整定和110kV线路保护的配合问题，对保护配置与整定提出了建议，对常规设计的变压器中性点间隙距离选择、间隙电流保护整定配合和对有关保护整定配合进行了改进,提出了切实可行的措施。
本文以一起断线引起主变间隙保护临界动作案例，深入研究了主变间隙过压与过流保护，对主变间隙保护临界动作的原因进行了分析。为防止类似断线引起主变跳闸情况的发生，本文特提出以下几点防范措施：
1）针对类似本文情况的电源受端站，建议将线路保护装置改造为光纤差动保护。一旦线路发生故障，两侧断路器就同时跳闸，隔离故障点，防止110kV系统中性点失地后经线路故障点接地运行。
2）重新复核主变零序过压保护定值，对于供电线路采用距离保护的变电站和电源受端站，应考虑适当延长动作时限。
本文结合断线引起主变间隙保护临界动作案例对主变间隙零序保护动作原理进行了深入分析，针对110kV受端站断线可能会引起主变间隙保护动作的情况提出了几点建议，具有工程现场借鉴意义。