（阳城国际发电有限责任公司 山西阳城 048102）
摘要：本文分析了某电厂500kV断路器外部绝缘闪络事故原因及保护动作情况，从断路器的运行环境和运行工况上进行了剖析，认为该断路器外绝缘闪络的主要原因是大雾天气下断路器周围空气湿度较大，空气绝缘强度降低引起的。并针对此次事故提出了应采取的对策，以避免类似事故的发生。
关键词：发变组断路器；外绝缘闪络
1概述
2016年02月12日某电厂3号发电机组启动，在发电机启励结束后，500kV升压站5022断路器A相发生外部绝缘闪络。闪络造成5022断路器A相瓷瓶及均压环明显灼伤，B、C相断路器及其他相关一次设备未发现异常。
2接线方式
图1为该厂500kV主接线图（部分），可以看出该厂500kV主接线为4/3断路器接线方式，发变组出口设有隔离刀闸，经两个500kV断路器接入系统。该机组启动时，在汽轮机冲转前需要断开两个500kV断路器，合上发变组出口隔离刀闸，发电机启励后，再经500kV母线侧断路器并列，最后经500kV线路侧断路器合环运行。
图1 500kV主接线图（部分）
3事故背景及过程
2016年02月12日，该厂所在地区为大雾天气，能见度非常低，升压站内有严重浓雾，并伴有雨雪，空气湿度较大。14时31分，3号发电机启励正常，机端电压升至21kV，此时，500kV升压站出现弧光闪络放电声，3号发电机阻抗保护动作，3号机组跳闸，500kV断路器5022失灵保护动作，跳开5023断路器，并远跳对侧线路开关，阳东Ⅱ线停运。
4故障分析
4.1闪络原因分析
5022断路器为该厂3号发变组出口断路器，同时也是阳东Ⅱ线的断路器，3号机组启动时，5021和5022断路器处于断开状态，5023断路器带阳东Ⅱ线运行。
3号发电机启励后，5022断路器断口电压随3号发变组与系统电动势之间的角度差δ的改变而不断变化，当δ=180°时其值最大，瞬时电压就是两个电压峰值的代数和。根据闪络前的电压记录，发电机机端电压为20.92kV，3号主变分接头在“4”档位，“4”档位电压为536.25kV，则机端电压折算到主变高压侧为：20.92×536.25/21=534.21kV，相电压为308.44kV；500kV系统电压为539.83kV，相电压为311.68kV，则5022断路器A相断口可能最大瞬时电压为：
闪络发生时，该厂升压站内有严重浓雾，并伴有雨雪，空气湿度较大，断路器瓷瓶表面被水分湿润，电导增大，泄漏电流将增大，断路器外绝缘的闪络电压明显下降。
从上述分析可知，5022断路器是在当时断路器周围环境比较恶劣的情况下，使断路器外绝缘水平降低，而当时发电机刚刚启励结束，断口间承受系统侧电压和发变组侧电压有相角差（相差大小是变化的），承受电压较高（最大电压可能为876.85kV），导致断路器外绝缘击穿发生闪络。
4.2保护动作情况分析
4.2.1发电机阻抗保护的原理
发电机阻抗保护具有选择性且考虑动作时间的配合，主要为同步发电机、机端连线以及单元接线的变压器提供尽可能快速的短路保护。该厂发电机阻抗保护作为发变组差动保护的后备保护，其电流接于发电机中性点，电压接于发电机出口PT回路，如图2所示：
图2 阻抗保护测量量取点图
阻抗保护的跳闸特性：发电机阻抗保护的跳闸特性采用的是多边形特性。阻抗保护的电流取自发电机中性点侧电流互感器，即使发生在反方向（R和/或X为负值）的故障也能反映在这个保护特性上。计算出来的故障阻抗位于阻抗保护的跳闸多边形特性区域内部，保护装置就会在整定的跳闸延时过后发出跳闸命令。
图3 阻抗保护的跳闸特性
阻抗保护Ⅰ段动作范围整定为覆盖发电机和单元接线的变压器低压侧，阻抗保护Ⅱ段动作范围延伸至电网。经计算，阻抗保护Ⅰ段整定值为：Z1=6.35Ω，延时0.3s。
4.2.2保护动作情况
闪络发生时，5022断路器A相故障电流穿越至低压侧，发电机A、C相故障电流很大，B相电流很小，故障录波器显示发电机电流Ia：36.98kA（2.64A∠-21.7°）、Ib：0.01kA、Ic：37.06kA（2.648∠158.9°）；发电机电压Ua：5.935kV（28.261V∠160.2°）、Ub：10.417kV、Uc：4.2kV（20.01V∠159.6°）。
图4为3号发电机阻抗轨迹图，图中正方形边框为发电机阻抗保护Ⅰ段跳闸特性边缘，当阻抗轨迹位于正方形内部时，保护装置动作跳闸。由图4可以看出，二次阻抗的计算值分别为：Zab=29.81Ω∠-179.52°，Zbc=26.58Ω∠-0.17°，Zca=1.58Ω∠-176.88°。阻抗Zab和Zbc远离阻抗跳闸特性区域，只有阻抗Zca处于正方形跳闸特性范围内部（定值Z1=6.35Ω，延时0.3s）。故3号发电机阻抗Ⅰ段保护Zca动作跳闸。阻抗保护动作于全停，并发出跳5021、5022断路器命令，同时启动5022断路器失灵保护，5022断路器失灵保护动作跳开5023断路器，并远跳对侧线路开关，故障切除。
图4 3号发电机阻抗轨迹图
4.3设备检查及预试情况
4.3.15022开关外观检查情况
闪络发生后，对升压站相关设备进行外观检查，发现5022断路器A相瓷瓶有明显放电灼伤痕迹，均压环表面两处受损有灼伤点，灼伤点直径约2厘米，B、C相断路器检查无异常，5021、5023断路器及其他相关一次设备无异常。
4.3.2设备预试情况
4.3.2.1闪络发生后，随即对3号发变组相关一次设备进行了预试，包括定子绕组绝缘电阻及吸收比试验，定子绕组极化指数、定子绕组直流电阻、封闭母线绝缘电阻测量，主变压器油色谱分析等，预试结果如下：
1)定子绕组绝缘电阻及吸收比试验（MΩ）
定子绕组直流电阻与上次比较变化率均小于1%，合格。
4)测量封闭母线绝缘电阻：三相对地均为32.1MΩ，合格。
5)3号主变压器油色谱分析：总烃含量6.879μL/L，氢气含量3.8μL/L，合格，其他气体含量检测也都合格。
将以上所有预试结果与上次检修试验结果对比合格。3号发变组于2月13日通过5021断路器并网。
4.3.2.2将5022断路器转为检修状态，对5022断路器A相瓷瓶及均压环受损和烧伤部位进行清理修复，修复完成后进行PRTV喷涂，并进行了绝缘电阻测量、导电回路电阻测量、断口间并联电容器试验、断路器机械特性测试以及断路器的微水测试等试验合格；并对SF6各连接管路及取气阀门进行了检漏测试，均未发现漏点。修复后，5022断路器于2月18日投入运行。
5应采取的对策
针对上述发生的事故，应采取以下措施：
5.1应制定定期停电对升压站断路器绝缘子的清扫工作，逐杆清扫绝缘子，除去瓷瓶表面的污秽物。一般在雨季前清扫一次，可用干布擦试干净或用电瓷瓶清洗剂进行清洗。
5.2在瓷瓶上加装增爬辅助伞裙或瓷瓶上喷涂PRTV防污闪涂料，加大瓷瓶的爬电比距。
5.3大型发电机-变压器组，在进行同步并列的过程中，作用于断口上的电压，随待并发电机与系统等效发电机电势之间相角差δ的变化而不断变化，当δ=180°时其值最大，为两者电势之和。当两电势相等时，则有两倍的相电压作用于断口上，容易造成断口闪络（或外绝缘闪络）事故。在发电机刚刚解列之后灭磁之前也可能发生此类事故。此类事故除给断路器本身造成损坏外，还可能引起断路器灭弧室绝缘水平降低而诱发接地故障，对发电机造成冲击，负序电流灼伤转子，引起事故扩大，破坏系统的稳定运行。为了尽快切除断口闪络或外绝缘闪络故障，应装设断路器断口闪络保护。
5.4在未装设断路器断口闪络保护前，发变组保护应在合适的时候投入，即在汽轮机冲转发电机并网前即投入发变组保护，停机时在解列灭磁后再退出发变组保护。
5.5在恶劣天气环境下，应及时与调度员沟通，尽量避免此类情况下并网或解列的操作。
6结语
随着电力系统的发展，电网的电压等级越来越高，在发电机-变压器组准备并网的过程中，或发电机解列之后灭磁之前，致使某相断路器触头击穿的可能性越来越大。当断路器两侧电压角度差为180度时，断口易发生闪络。除断路器内部断口闪络外，断口外绝缘击穿闪络情况也时有发生。断口闪络一般是在一相或两相上发生，这不仅会对发电机产生有危害的冲击转矩，还会产生负序电流，在转子上引起附加损耗，严重威胁发电机的安全。因此，除定期清扫瓷瓶外，在保护配置上应考虑装设断路器闪络保护。
论文作者:陈绪勇
论文发表刊物:《电力设备》2018年第16期
论文发表时间:2018/10/1
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