张志文
（广西电网有限责任公司桂林供电局 广西桂林 541002）
摘要：针对一起220kV甲变电站内110kV甲乙线路相间故障，引起主变零序过流II段保护动作跳开中压侧母联断路器事件，分别组织二次专业人员对保护装置、一次专业人员对断路器机构、高压试验人员对断路器本体进行了历年动作数据分析研究，找到了本次主变保护动作的原因，并给出了行之有效的预防控制措施。
关键词：线路保护；断路器；主变动作
一、故障前系统运行方式
220kV甲站1号主变中压侧101开关运行于110kV I母；2号主变中压侧102开关及110kV甲乙线107开关运行在110kV II母；110kV母联100开关在运行状态。1号主变容量150MVA、2号主变容量120MVA。110kV甲乙线107断路器处于正常运行状态，变电站内主接线方式如图1所示。
图1 220kV甲变电站主接线图
二、故障现象及分析处理
08月13日01时53分，110kV甲乙线线路发生两相接地，110kV甲乙线107间隔断路器跳闸后录波显示C相在A、B相分断后1S左右电流通过，导致110kV母联间隔100断路器跳闸。08月13日110kV甲乙线107断路器故障后，相关管理部门立即组织专家对其开展初步原因分析：
1、二次专业对故障情况分析
08月13日01时53分28秒，A站110kV甲乙线107开关保护装置零序II段、距离II段保护动作，AC相故障，807ms跳107开关。保护跳闸同时A相故障电流消失，但C相电流未马上断开，直至2350ms后C相故障电流才逐步减小直至消失。在此期间由于1号主变容量较大，阻抗小，故障录波器显示流过1号主变中压侧零序电流比2号主变大了约1倍，达到后备保护动作定值。故1号主变保护于1333毫秒后中压侧零序过流II段1时限动作跳开110kV母联100开关。100开关跳闸后1号主变中压侧与故障线路110kV甲乙线分列，1号主变零序电流消失，2号主变零序电流增大，但直至故障电流自动消失时也未达到2号主变零序保护动作时间。
故障消失后，110kV乙站侧小电源解列动作，跳开35kV乙丙线310、乙丁线305开关、乙戊线306开关、乙己线309开关；因220kV甲站侧重合闸是投检线无压母有压+检同期，保护在C相电流消失后且线路对侧小电源解列完毕，线路无压后满足本侧开关重合条件，甲站侧3854ms重合闸检母有压线无压条件满足，重合成功；故障相电流：37.60A，故障零序电流：28.12A，线路保护装置测距14.8公里。故障点在110kV甲乙线线路保护范围内，且由于故障电流未能及时切断，也属于主变中后备保护范围。因主变零序过流保护是作为下级线路的后备保护，在下级线路开关未能及时灭弧时主变保护动作，正确切除故障，故本次保护动作情况均正确。
经查阅故障前110kV甲乙线107开关所有故障波形，保护动作后C相电流均能立即消失。怀疑本次故障C相未能及时灭弧的原因是开关内部问题，需一次专业人员进一步检查。
2、一次专业对故障过程的分析
（1）对110kV甲乙线107断路器进行电气回路及机械部分检查，电气回路阻值及绝缘良好，机械传动部位无卡涩，无位移，三相连杆拐臂动作正常。
（2）对107断路器进行了机械特性试验及回路电阻测试，发现其特性试验数据异常，详细数据如表1所示：
甲站110kV甲乙线107断路器2009年12月17日投入运行，一次检修专业人员分别于2011年、2013年对107断路器进行机械特性试验及回路电阻测试，所测分合闸时间、同期和回路电阻阻值均符合厂家技术要求，经核对两年数据无明显变化。
三、设备故障原因分析：
1、根据高压试验抢修人员对SF6微水测试结果分析，断路器C相灭弧室在故障时产生高温，在高温作用下SF6气体分解后产生SO2气体，初步判断断路器C相灭弧室内部元器件在高温作用下损伤。
2、根据一次检修抢修人员对机械特性试验数据对比（见表1）及现场检查结果分析，107断路器C相合闸时间大于A、B相，分闸时间小于A、B相，且基本处于稳定状态；另从分合闸时间上分析，该断路器C相合闸行程变大，分闸行程变小。
3、初步判定：（1）107间隔断路器C相断路器灭弧室内元器件损坏（如：断路器弧触头高温熔断、灭弧喷嘴烧损等）。（2）断路器绝缘拉杆松动。
四、设备故障后检修恢复情况
220kV甲站110kV甲乙线107断路器故障后，立即对故障设备转检修进行相关试验检查。为尽快恢复107断路器运行，经相关技术人员与厂家技术人员讨论后决定更换107断路器C相断口，经耐压、绝缘、SF6微水、机械特性、回路电阻试验合格后，于08月18日恢复107间隔运行。
论文作者:张志文
论文发表刊物:《河南电力》2018年5期
论文发表时间:2018/9/6
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