断路器故障引起的高抗匝间保护跳闸原因分析

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发表时间：2021-03-08

针对一起变电站高抗断路器跳闸案例，国网新疆电力有限公司电力科学研究院、新疆送变电有限公司、南京国电南思科技发展股份有限公司的研究人员刘欢庆、南东亮、王龙龙、汤小兵、张路，在2020年第10期《电气技术》杂志上撰文，从一次设备、二次设备和保护原理3个方面查找原因，发现由于检修期间对高抗断路器频繁开合再加之设备投运年限长，引起断路器弹簧疲软，导致高抗零序阻抗匝间保护跳闸。

通过调节断路器的弹簧压缩量，以满足断路器开关特性要求，为现场人员对老旧设备的运维管理、同类故障的分析及处理提供参考，避免此类事件发生，从而保证正常送电。

并联电抗器具有结构简单、成本低、易维护的优点，被广泛应用于电网中，并且在改善轻载线路中的无功分布和沿线电压分布、降低线损、减少潜供电流、加速潜供电流的熄灭、提高线路自动重合闸的成功率方面发挥着重要的作用。

高压断路器是输电系统中不可或缺的设备之一，它不仅需要切断高压电路中的空载电流和负载电流，当线路发生故障产生短路电流时，更需要快速可靠地隔离故障位置，因此断路器的可靠动作直接影响着电网以及电力设备的稳定和安全。调查显示，由于高压断路器的机械故障而导致的电网事故占总事故的70%以上，其中操作机构故障占43%左右，二次回路故障占29%左右。

统计表明，断路器操作机构失效的主要原因归结于早期生产或者装配过程中产生的缺陷以及由于频繁操作而产生的金属疲劳。

本文结合一起断路器异常引起高抗匝间零序阻抗保护跳闸的事件，从一、二次设备情况、保护原理3个方面分析了引起保护跳闸的原因。考虑到设备投运年限，且断路器在检修期间开合次数频繁，引起断路器弹簧疲软，合闸过程中，B相合闸能量不足，速度偏低，时间加长，导致B相电流滞后，引起高抗零序阻抗动作。故障处理后，对投运年限长的设备就运维管理、开展精细化检修工作以及断路器的检验提出了可行性的建议。

1 事故经过

图1所示为220kV变电站220kV母线为双母带旁路接线方式，母联开关处在运行状态，Ⅰ、Ⅱ母并列运行。220kV变电站高抗断路器跳闸事故经过如下：2019年4月23日至4月26日，220kV变电站220kV高抗计划停电检修。

工作内容为：220kV高抗22K1 A套保护装置、测控装置换型，三相不一致回路优化整改，一次设备间隔预试。4月23日，一次设备预试工作结束，断路器开关特性试验数据合格。4月26日，工作完毕后，申请送电，送电过程中发生B套保护零序阻抗匝间保护动作。

图1 某220kV变电站主接线示意图

2 原理介绍

2.1 电抗器的匝间保护原理

大型电抗器多采用分相式结构，其主要故障为单相接地和匝间短路，其中当短路匝数很小时，引起的三相电流不平衡有可能很小，很难被继电保护装置检测出；另一方面不管短路匝数多大，其故障电流具有穿越性，因此纵差保护不反应匝间短路故障。

据上述特点可知，在实际运行过程中，要求匝间保护在高压电抗器匝间故障时既要具有高的灵敏度，又能保证在外部故障以及任何非正常运行工况下不误动。

匝间保护由电抗器的高压零序电流、零序电压组成零序阻抗继电器，该站所用高抗零序阻抗保护通过计算零序电压与零序电流的比值作为匝间短路的判断依据。当电抗器匝间短路时，其零序电路图如图2所示，零序电压和零序电流之间的关系如图3所示。由图3（a）可知，端口所测到的阻抗即为系统的零序阻抗。

图2 匝间短路零序电路图

图3 两种状态零序序网图

当电抗器内部发生匝间短路时，零序电压和零序电流有上述的关系。而当在断路器合闸和分闸的过程中，断路器一相或者两相断开，电抗器便处于分相运行状态，其零序序网图如图3（b）所示，对比图3（a）和图3（b），零序电压的位置不一样，但零序电压也是靠近电抗器一侧，因此同样也可以列出和上述相同的电压电流的关系式，零序功率方向保护也可以动作。

2.2 断路器工作原理

常见的高压断路器操作机构有电磁操作机构、弹簧操作机构以及液压操作机构。此站断路器操作机构是弹簧操动机构，其核心部件是分、合闸弹簧，为断路器的分、合闸运动提供驱动力，其性能关系到断路器分、合闸动作的可靠性。

此站所选用断路器的灭弧室采用自能式灭弧原理，开断故障电流时，利用电弧自身的能量使气缸内气体的压力升高，当电流过零时在喷口上游区形成强烈的双向气吹从而熄灭电弧，实现断路器的成功开断，从而减小了操作机构的操作功。

断路器合闸操作结束时，由限位开关将储能电机接通，储能电机带动棘爪推动棘轮旋转，通过拉杆将合闸弹簧压缩储能。在合闸弹簧力的作用下，合闸脱扣器将棘轮上的合闸止位销锁住，使操作机构保持在合闸储能状态。

合闸操作时，弹簧操动机构处于分闸位置且合闸弹簧已储能。当合闸电磁铁受电动作后，合闸脱扣器释放棘轮上的合闸止位销，从而在合闸弹簧的作用下，棘轮通过传动轴带动凸轮旋转，凸轮又推动主拐臂上的磙子，再带动主拐臂旋转，主拐臂通过传动轴带动传动拐臂旋转，传动拐臂通过拉杆将断路器本体合闸并对分闸弹簧储能。

当断路器合闸到位后，分闸脱扣器又将主拐臂上的分闸止位销锁住，保持断路器本体在合闸位置和分闸弹簧在压缩储能状态，为下一次分闸准备。

分闸操作过程，弹簧操动机构处于合闸位置并且分闸弹簧被压缩储能时，当分闸电磁铁受电动作后，分闸脱扣器释放主拐臂的分闸止位销，从而在分闸弹簧的作用下，传动拐臂通过拉杆带动传动拐臂转动，将断路器本体分闸，并将其保持在分闸位置。

3 事故原因分析

为了查找零序保护动作原因，本文将从一次设备和二次设备2方面寻找问题所在。

3.1 检查一次设备

检查22K1断路器设备情况并进行一次设备的特性试验，对220kV高抗22K1断路器手动分合3次，发现其分合均正常、机构无卡涩现象。

对220kV高抗22K1断路器进行3次断路器开关特性试验，试验数据分别见表1和表2。

根据596预防性试验规程要求，操作机构分、合闸电磁铁最低动作电压应在操作电压额定值的30%～65%之间，由表2数据可知，电磁铁动作电压符合要求，而表1中断路器B相较A相、C相延时合闸（第一次不同期值33.04ms、第二次不同期值40.35ms、第三次不同期值34.78ms），3次试验均不满足合闸同期小于5ms的要求。

表1 断路器机械动作特性数据

表2 分、合闸电磁铁动作电压

查看4月23日检修情况，检修人员对220kV高抗间隔设备进行预试、一次设备检查、精益化消缺工作。检修人员对220kV高抗22K1断路器进行检查，手动分合3次正常后，进行开关特性试验，各项数据见表3和表4。

表3 检修断路器时的机械动作特性

表4 检修时分、合闸电磁铁动作电压

由表3和表4可知，检修期间断路器的开关特性满足要求。

3.2 检查二次设备

220kV变电站配置两套保护，高抗断路器送电过程中，B套保护零序阻抗匝间保护动作，跳开断路器，A套保护断路器起动，没有动作。检查二次设备情况，获取到的两套保护装置报文信息见表5。

表5 两套保护装置报文信息对比

查看A、B套保护故障录波波形如图4所示。由图4可知，在送电瞬间，两套保护都反映出B相电流滞后A相、C相33ms，在B套零序阻抗保护动作后，电流消失。

图4 两套保护故障录波波形

3.3 对比分析

1）A套高抗保护

由图4（a）可知，当合断路器瞬间，三相电流不同步，B相电流相对A相、C相延迟约30ms，B相有流时刻，三相零序电压约为0.428V，高端三相自产电流约为1.535A。图5所示为A套匝间保护逻辑图，起动元件动作，同时A套高抗投运过程中判断出，出现非全相工况，且高抗本身无明显故障特征，为保证匝间保护不误动，A套保护增强了匝间保护闭锁能力，所以其匝间保护未动作。

图5 A套匝间保护逻辑图

2）B套保护

图6所示为B套匝间保护的逻辑图，B套保护的匝间保护按躲过正常工况下由于三相电压不平衡引起的零序电压及三相TA不一致引起的零序电流进行整定。为确保匝间保护的灵敏度，零序监控电流整定值较小。另外，B套保护设计时，为防止励磁涌流使匝间保护误动，在电抗器空投时匝间保护零序监控电流采用反时限特性的定值[14]。并且当电抗器发生TA断线及TV断线时，都闭锁匝间保护。

图6 B套匝间保护逻辑图

结合图4和图6可知，当合断路器瞬间，由于B相断路器延迟30ms左右合闸，此时装置采集到的三相零序电压为0.234V，高端三相自产电流为1.362A，低端三相自产电流为1.340A，得到零序阻抗Z0=0.073j0.158Ω，匝间保护的整定值为27.105，在区内，零序阻抗动作，同时高端反时限零序过流、低端零序监控电流均动作，并且无TA断线、TV断线，满足保护跳闸条件，故零序匝间保护动作。

综上所述，对比两套保护的动作信息，结合第2节分析可知，高抗本身无明显故障特征，引起匝间保护动作的原因可能是断路器合闸过程未合闸成功，使其处于分相运行。

根据断路器试验数据及调试分析，考虑断路器的运行年限，初步得出结论：该断路器投运年限较长（12年），B相合闸弹簧长期处于压缩状态，且当天该B相断路器分合次数达10余次，引起该弹簧疲劳，在合闸过程中，合闸能量不足，合闸速度偏低，合闸时间增加，断路器三相合闸不同期为32ms（不满足小于5ms的要求），产生零序电流，导致220kV高抗22K1断路器跳闸。

4 故障处理

由于断路器合闸过程中合闸弹簧能量一部分驱动主拐臂使断路器合闸，一部分对分闸弹簧进行储能，因此根据能量守恒定律，通过减小分闸弹簧储能来增加合闸能量。现场检修人员对高抗22K1断路器B相分闸弹簧压缩量进行调整，如图7所示。