發變組斷路器斷口閃絡保護改進措施

沈文英，吳建軍，繆進進，李子武，葉 強

（南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 210000）

0 引言

國內現有單元接線的大型機組絕大部分用主變高壓側斷路器進行并網與解列，斷路器容易發生閃絡故障，閃絡保護如果不能及時動作，幾乎百分之百導致斷路器爆炸，甚至事故擴大，發展成母線短路以及主設備損壞等事故［1-10］。造成斷路器閃絡原因較多，有新安裝設備本身帶有缺欠［11-12］，或運行中受到區外短路故障沖擊導致斷路器本身絕緣性能下降。雖然減少線路永久性故障對斷路器的沖擊取得一定成效［13-18］，增加斷路器運行前的缺陷檢測手段，降低開關閃絡概率有一定幫助［19-22］，但還是避免不了斷路器閃絡事故的發生。

近年來，斷路器閃絡故障導致事故擴大化是繼電保護整定人員對發生閃絡特點和危害認識不足而定值整定計算過于理想化造成的［23-26］。本文通過案例分析斷路器閃絡的特點，閃絡電流的振蕩過程是導致閃絡保護不能正確動作的主要原因，同時提出完善閃絡保護的判據和改進斷路器失靈保護判據。這種雙管齊下方案，才能達到斷路器閃絡故障時減小事故擴大化的效果。

1 斷路器閃絡特點

下面通過兩個閃絡保護不正確動作典型案例分析，認識斷路器閃絡特點。

1.1 案例一甲火電廠1 機組500 kV 斷路器斷口閃絡

事故分析

甲火電廠1號機單元接線，機端無斷路器，主變高壓側3/2主接線。該機組準備并網時5021斷路器C相發生閃絡，失靈保護沒有動作，導致B 相斷路器爆炸，又引起母線短路，保護相關定值如表1。

表1 保護相關定值Table 1 Protection settings

閃絡保護動作邏輯為（相電流元件+負序電流元件）&斷路器位置接點，相電流元件和斷路器位置接點按相配置。該機啟動并網過程中主變高壓側邊斷路器B相發生閃絡。以閃絡開始發生時，相對時間是0 ms，保護動作時序如下：410 ms，閃絡保護動作起失靈，持續10.1 ms。420.1 ms，閃絡電流減小到0.44 A（二次值），閃絡保護隨后返回。518 ms 后閃絡電流再次增大到0.454 A，閃絡保護此時再次起動，977 ms斷路器保護收到閃絡保護開入。1 256.4 ms閃絡電流再次降到0.45 A以下（二次值），閃絡保護隨后返回，到1 360.9 ms，閃絡電流又增大到0.454 A，閃絡保護再次動作，經456.1 ms延時，到1817 ms，5021斷路器保護又收到閃絡保護動作開入，1 921.4 ms閃絡電流再次降到0.45 A，閃絡保護又返回。閃絡保護不停動作與返回，起動失靈時間到不了失靈保護時間，失靈保護沒有動作。閃絡發生后4 555 ms，B相斷路器垂直絕緣子支柱頂端由于閃絡高位發生爆裂，電弧吹至B相斷路器母線側均壓環，造成BC相間短路，500 kV 1號母線保護一、二隨后動作切除500 kV 1號母線，至此完全切除故障。

如圖1 所示是主開關B 相閃絡時電流錄波，閃絡時機組與系統之間發生了振蕩，電流周期性大小變化，導致保護的不斷動作與返回，無法起動失靈保護導致事故擴大。

圖1 550 kV斷路器B相閃絡時電流錄波Fig.1 Current waveform of phase-B flashover fault of 500 kV circuit breaker

表2數據是閃絡初始時刻第一故障周期電壓電流變化特征，系統A相電壓是3/2接線的母線電壓，因11點接線的原因，機端電壓滯后系統電壓150°，對應的斷路器兩端電壓是180°角差，斷路器斷口承受約2 倍額定電壓。

從表2 可以得到以下重要信息，閃絡發生時刻機端電壓落后系統電壓160°角，變化的機端電壓相角剛過150°，閃絡電流達到3.86 A（TA 二次額定電流為1 A）。隨著機端電壓角度增大，電流減小，到481 ms時，機端電壓落后系統電壓328°角（斷口兩側約0°角差），這時閃絡電流到達最小值0.29 A，接著閃絡電流增大，進入下一個振蕩周期。

表2 閃絡第一個故障周期錄波數據Table 2 The first fault period waveform of flashover fault

1.2 案例二乙火電廠1 機組220 kV 斷路器閃絡事故分析

乙火電廠1號機單元接線，機端無斷路器，主變高壓側雙母主接線。發電機與系統解列后，經過大約9 s主變高壓側A 相斷路器發生了閃絡，失靈保護動作較晚最終導致主變高壓側A相斷路器發生了爆炸。保護相關定值如表3。

表3 保護相關定值Table 3 Protection settings

保護動作時序如下：以閃絡開始發生時相對時間是0 ms，504 ms 閃絡保護第一次動作，出口跳滅磁開關、關主氣門和起動失靈。隨后發電機組和系統發生了振蕩，隨著電流的減小，543 ms 閃絡保護返回，失靈起動接點只動作了約40 ms，根本不可能起動0.6 s 的失靈保護。604 ms 失靈再次起動，1 108 ms 閃絡保護第二次動作同時起動失靈，1 710 ms 后失靈保護動作跳開母線相鄰斷路器。但此時斷路器已經發展成接地故障，主變高壓側電流因慢速滅磁仍然提供短路電流3 354 ms，開關爆炸事故結束。

如圖2 所示是主開關A 相閃絡時電流錄波，閃絡時機組與系統之間發生了振蕩，導致保護的動作后返回無法及時起動失靈保護。閃絡電流再次增大時，閃絡保護動作，起動失靈保護切除相鄰斷路器，但是斷路器發展成接地故障，仍然有短路電流，導致事故擴大。

圖2 220 kV斷路器A相閃絡時電流錄波Fig.2 Current waveform of phase-A flashover fault of 220 kV circuit breaker

表4 數據是閃絡初始時刻電壓電流變化特征，系統B 相電壓母線電壓，因11 點接線的原因，機端電壓滯后系統電壓150°，斷路器兩端電壓是180°角差，斷路器斷口承受約2倍額定電壓。

從表4 可以得到以下重要信息：閃絡發生時刻機端電壓落后系統電壓159°，變化的機端電壓相角剛過150°，閃絡電流達到23.5 A（二次額定定電流5 A）。隨著機端電壓角度增大閃絡電流減小，到481 ms 時，機端電壓落后系統電壓327°（斷口兩側約0°角差），這時閃絡電流到達最小值1.3 A。接著閃絡電流增大，進入下一個振蕩周期。

表4 閃絡第一個故障周期錄波數據Table 4 The first fault period waveform of flashover fault

1.3 斷路器閃絡基本特點

從以上案例可以得出以下結論：

1）不論是220 kV 還是500 kV 斷路器，在斷路器兩側的壓差180°角差附近，斷路器斷口承受約2 倍額定電壓，斷路器若有絕緣薄弱點，容易發生閃絡。初始閃絡電流都很大，實際類似于同期電壓接反的非同期合閘，但是比非同期合閘危害大得多。閃絡電弧在斷路器滅弧室內持續燃燒，斷路器滅弧按短時設計的，不及時切除閃絡電流，容易發生爆炸事故。

2）閃絡時發生振蕩，閃絡開始時從較大電流變小（不會從小變大），到最小電流前若閃絡保護返回，則起動失靈接點返回。正是因為起動失靈接點返回，失靈保護無法動作，是導致閃絡故障切除慢或切除不了的主要因素。

斷路器閃絡時會發生振蕩，是因為并網前機組頻率與系統頻率有頻差，斷路器斷口擊穿后必然發生振蕩，一般頻差按1 Hz考慮，振蕩周期大約1 s［27］，第一個故障周期是振蕩的半個周期，大約0.5 s。從多起閃絡故障來看，第一個故障周期大都在400～500 ms。

3）閃絡發生后一段時間內只是縱向閃絡電流，不會引起斷路器兩側相鄰元件主保護動作，若發展成橫向的接地故障，即使閃絡斷路器相鄰主保護動作切除相鄰斷路器，也容易導致事故擴大化，因發電機滅磁較慢，仍然提供短路電流。所以必須在發展成接地故障之前，失靈保護動作切除相鄰斷路器，才會使閃絡電流切除。

1.4 斷路器斷口閃絡振蕩時最小電流計算[27-28]

式（1）中：Ifl是單相或兩相閃絡時的斷口兩側電勢角差180°時的最大電流，Ug是斷路器斷口發電機側等效電勢的標幺值，Us系統側等效電勢的標幺值。

閃絡振蕩時，當發電機電勢與系統電勢之間的功角到0度時，如果系統電勢與發電機電勢相等，最小振蕩閃絡電流為0，閃絡保護一定返回，這是閃絡保護最不利的情況。當振蕩功角擺到0 度時，發電機電勢與系統電勢差別越大，最小振蕩閃絡電流越大，防止閃絡保護返回越有利。從錄波圖1 中可以看出，第一個故障周期結束時，最小振蕩閃絡電流很小，因為發電機滅磁較慢，閃絡后的四五百毫秒后發電機電勢不會明顯下降。當第二個故障周期結束時，最小振蕩閃絡電流明顯增加，因為發電機電勢明顯下降偏離額定值較大一些。

2 斷口閃絡故障繼電保護改進措施

綜合以上分析，斷口閃絡故障在第一個故障周期內，閃絡保護返回之前跳開相鄰斷路器，才能減小斷路器爆炸的概率，只有從閃絡保護與斷路器失靈保護著手，才能找到解決問題的辦法。

2.1 閃絡保護的改進措施

閃絡保護普遍做法是負序電流元件&斷路器位置接點［29］，建議用（3I0+負序電流元件）&斷路器位置接點作為主判據。閃絡發生時絕大多數是單相閃絡，閃絡發生時刻在并網前或解列后，而且主變中性點接地，一定有零序電流。單相閃絡時，用負序電流作為判據靈敏度不高，發生概率較低的兩相閃絡，負序電流靈敏度較高。

閃絡保護的整定時間非常關鍵，以往閃絡時斷路器爆炸大都和閃絡保護起動失靈時間整定過長有關?！禗L/T 684—2012 大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》規定0.1～0.2 s［30］，個人建議不取上限時間，取下限0.1 s即可，整定人員為了保證可靠性傾向于取上限0.2 s，認為可靠，恰恰相反時間越短越可靠。因線路保護手合零序加速保護就是0.1 s，用的非常普遍，能有效躲開斷路器非同期合閘在接地變壓器中產生的零序電流［31］。閃絡初始階段，發電機滅磁對于消除閃絡幾乎沒有作用，閃絡保護滅磁與起動失靈都用0.1 s。

閃絡保護跳閘出口建議用線路保護有流保持無流返回的出口方式，這樣可以保證即使起動電流整定較大，閃絡振蕩電流變小時起動失靈接點延遲返回，甚至不返回，有利于失靈保護的動作。本文兩個案例中，在這種定值整定有瑕疵的情況下，采用無流返回的方式，在第一故障周期結束的最小電流失靈起動接點都不會返回。高壓線路保護在電網應用非常普遍，出口起動失靈都是以無流作為返回條件，工程實踐證明了這種方式的安全性。發變組保護有特殊性，機組內部故障慢速滅磁故障電流返回慢，但是主變高壓斷路器不受此影響。

2.2 斷路器失靈保護的改進措施

3/2主接線斷路器失靈保護第一時限跳本斷路器，第二時限跳相鄰斷路器。因級差原因，跳相鄰斷路器整定都在幾百毫秒，對于閃絡保護起動失靈時間較長。有必要設置一個新的閃絡失靈保護，它的判據：（3I0+負序電流元件）&三跳開入&斷路器位置接點。其中零序電流和負序電流定值與閃絡保護配合，靈敏度只高不低。時限取0.15 s，跳相鄰斷路器。改進措施已經在南瑞繼保電氣有限公司的斷路器保護裝置得到應用，命名為死區保護，廠家推薦的時間是0.15 s，現場長時間運行沒有出現過問題［32］。當三相開關斷開時，收到起動失靈接點，用閃絡死區保護快速跳開相鄰斷路器。當三相開關合閘時起動失靈用原有的失靈保護。在現有的條件下，增設閃絡失靈保護不需增加額外回路。

對于雙母線主接線，斷路器失靈保護同樣增設閃絡失靈保護，與3/2 主接線相比，多個電壓閉鎖判據。發變組單元主斷路器三相TWJ 以串聯形式接入母線保護裝置，增加了回路接線，對于母差保護裝置來說，一臺機組增加一個位置接點開入通道，實現并不復雜。

3 結語

電力系統電廠側斷路器閃絡事故擴大化問題，到目前為止始終沒有得到很好的解決。本文通過案例分析斷路器閃絡的特點，閃絡電流的振蕩過程是導致閃絡保護不能正確動作的主要原因，同時提出完善閃絡保護的判據和改進斷路器失靈保護判據，大大減少開關爆炸的概率，也能降低發電機及主變發生短路的風險。以后隨著智能站技術推廣到電廠側應用，機組保護與失靈保護裝置之間信息共享，斷路器閃絡時的保護動作時間還能縮短，問題更好解決。