一起线路故障引起主变中性点间隙击穿的原因分析
江苏省电力公司淮安供电公司的研究人员张强、吴绍武、王德全，在2016年第11期《电气技术》杂志上撰文，某变电站110kV进线线路发生单相接地故障时，引起该变电站不接地主变中性点间隙零序保护动作切除运行中主变。通过现场检查及故障录波图，对线路故障而主变保护动作的原因进行了分析，并提出了针对性的建议，以保证系统设备的安全运行。
在我国电力系统中，110kV系统属于有效接地系统，110kV变电站中的主变大多采用分级绝缘且部分接地。当系统发生接地短路等不对称故障时，不接地变压器中性点可能出现较高的稳态或暂态过电压，威胁着变压器中性点的绝缘并可能造成中性点保护间隙的击穿及相关保护的误动作。
1 故障经过
1.1 故障前系统运行方式
110kV陈新840开关运行，702开关运行，供2号主变负荷，110kV陈张729开关运行，701开关运行，供1号主变负荷，110kV分段710热备用，110kV备自投装置投分段备投，1#主变中性点接地，2#主变中性点未接地，陈新线对侧主变中性点接地运行。故障前系统运行方式如图1所示。
1.2 故障过程
2015年4月11日10时32分，110kV南陈集变2#主变高后备保护装置间隙零序保护动作，跳开702开关；110kV陈新840线路失电，110kV备自投装置动作跳开陈新840开关，合上分段710开关。
图1 故障前系统运行方式
2 保护动作分析
2.1 现场检查情况
现场检查保护装置报文与遥信正确，2#主变高压侧后备间隙零序保护在822ms时出口跳开702开关，896ms时对侧新御变840间隔线路零序过流Ⅱ段保护动作跳开新陈线开关，5s后备自投动作，录波器录波完整，定值核对无误，2#主变转冷备用后主变本体及避雷器的各项试验检查正常，2#主变110kV侧中性点放电间隙处可见明显放电痕迹。线路工区对陈新840线路检查发现线路有C相单相接地。
2.2 故障电流电压分析
故障发生时，2#主变高压侧电流电压的录波波形如图2所示，故障发生后电流电压的有效值如表1所示。
由图2可以看出，故障发生前2#主变高压侧三相电压对称，无零序电压，无故障电流，间隙也没有零序电流。74ms时C相电压降低，且有10.3V的残压，A、B相电压基本不变，且Ⅱ母压变开口三角电压为100.4V，可见2#主变高压侧发生了C相单相接地故障，故障点应在Ⅱ段母线外侧，即840陈新线上。
如图2所示，几乎在单相接地故障发生的同时，2#主变中性点流变采集到18.8A的零序电流，可见故障发生后2#主变中性点间隙被击穿，间隙击穿改变了2#主变侧的零序通路，使得故障线路的南陈集变侧三相有零序电流流过。
图3中录波截取的是2#主变高压侧702开关跳闸前后的四个周波，从图3可以看出，当2#主变高后备保护动作跳开702开关后，2#主变高压侧110kVⅡ段母线的三相电压依然严重不对称，可见此时对侧线路保护尚未跳开840线路开关，C相单相接地故障尚未切除。
图4为故障发生后线路电源侧的故障电流录波图，故障电流的有效值如表2所示，图中的故障电流进一步表明840陈新线上发生了C相单相接地故障。
2#主变高压侧中性点间隙击穿后，702开关跳闸前，故障线路非故障相上流过的电流为提供给840线路末端南陈集变侧的零序分量电流，840线路首端零流保护电流互感器与2#主变高压侧后备保护电流互感器变比相同，均为600/5，2#主变中性点间隙保护电流互感器变比为300/5，因此如表1、表2所示，非故障相A、B相上流过的电流基本相等，均为3A左右，且中性点零序电流的二次值是三相电流二次值的2倍，2#主变高压侧702开关跳闸后，零序电流无通路，如图3所示，主变侧三相故障电流为0。
表1 故障发生后2#主变高压侧的电压电流值
表2 故障线路电源侧故障电流有效值
图2 2#主变高压侧故障发生时的故障录波一
图3 2#主变高压侧故障发生时的故障录波二
图4 故障线路电源侧故障录波
2.3 保护定值配合分析
线路发生单相接地故障时，南陈集变侧2#主变中性点间隙击穿流过的间隙零序电流满足主变高后备间隙过流保护动作整定值，保护启动，0.5s出口跳主变高压侧702开关；接地故障发生在线路首端二段保护范围内，保护动作整定时间为0.6s，因此702跳闸后，延时约127ms后，线路保护动作切除故障。
3 变压器中性点间隙击穿分析
系统发生单相接地时，有效接地系统中的不接地变压器中性点的稳态电压及暂态电压最大值分别如式1和式2所示[1,2]。
式中k为系统零序综合阻抗与正序综合阻抗之比，Uφm为系统最高运行相电压，γ为变压器内部震荡衰减系数，α为变压器相间、相地电容之比。有效接地系统时k≤3，取k=3，连续式绕组取γ=0.8，α=0，则C相单相接地时变压器中性点稳态电压最大值为43.8kV，暂态电压最大值可达到78.84kV。
根据规程要求[3]，110kV侧主变中性点间隙距离在12±0.5cm，该变电所2#主变110kV中性点间隙实测值为12.4cm，此间隙的工频放电电压应为49～58kV，单相接地故障时中性点稳态电压最大值不应击穿间隙[4]。
巡线发现840线路单相接地时840线路附近有吊车作业，因施工不规范，作业中吊车臂距离840线路C相过近导致C相对吊车臂电弧放电。在故障刚发生、电弧发展瞬间的暂态过程中，因电弧电流的快速增大，线路对地电容与系统对地短路阻抗间会产生很高频率的暂态过电压，且在故障刚发生的暂态过程中，故障电压、电流中还有非周期分量，中性点间隙电压的高频分量、非周期分量叠加在工频电压分量上，电压的最大值达到间隙的击穿电压，引起2#主变中性点间隙的击穿。
4 建议与措施
通过对本次故障的分析，为了避免类似故障的再次发生，提出以下建议与措施：
1）现行的故障线路电源侧接地零流Ⅱ段的整定时间为0.6s，南陈集侧2#主变高后备间隙零流的整定时间为0.5s，这样的时间配合导致故障发生后2#主变先动作跳闸，即使后来备自投动作Ⅱ段母线恢复送电，但2#主变停运造成的负荷损失已不可避免。
考虑到继电保护装置及断路器动作的固有延时，建议将2#主变高后备间隙零流保护的动作时间整定为0.8s，以保证发生类似故障时保护动作的选择性。
当然也可在进线线路装设全线速动保护，线路发生故障电源侧线路保护即可快速跳闸隔离故障，保证受电侧不接地主变即使中性点间隙击穿也不会误动作，这样备自投动作才有意义，主变短暂失电后才能快速恢复运行。
2）现场检查发现2#主变中性点间隙两侧的圆钢表面污垢沉积，间隙两侧触头处有部分锈蚀，表面已不再光滑，有部分毛刺，间隙击穿电压已有一定程度的降低，即使发生金属性接地，在一定情况下该间隙都有可能发生击穿，造成主变跳闸，因此在日常对变电站主变的检修维护中，应加强对主变中性点间隙的清理养护工作。
3）单相接地暂态过程中高频电压分量的频率、幅值与故障发生瞬间三相电压的相位、系统运行方式等都有密切关系，具有一定的随机性，很难得出精确的计算结果，因此本次主变中性点间隙击穿具有一定的偶然性。
非金属性永久接地故障对不接地变压器中性点绝缘的威胁很大，很可能导致保护间隙击穿，间隙零序保护动作切除正常运行中的变压器，造成停电事故，在平时的运行管理中，应对这类可能的停电隐患重点关注。
5 结语
本次线路故障引起主变跳闸，110kV主变保护装置及110kV备自投装置虽均正确动作，但保护动作的选择性配合不当，导致负荷损失。为了避免类似故障的再次发生，本文提出的部分措施已在淮安电网中采用并取得了良好效果。
在日常的检修维护工作中，应加强对类似变电站保护配合的排查，发现类似问题及时整改，降低运行风险，以保证电网的安全平稳运行。