陳浩，劉文，胡俊鵬，趙勇，丁樂成，李曉琦

（1.國網(wǎng)山東省電力公司濟南供電公司，濟南250012；2.山東黃臺火力發(fā)電廠，濟南250012；3.國網(wǎng)山東省電力公司，濟南250001）

一起110 kV斷路器非全相故障分析

陳浩1，劉文2，胡俊鵬3，趙勇3，丁樂成1，李曉琦1

（1.國網(wǎng)山東省電力公司濟南供電公司，濟南250012；2.山東黃臺火力發(fā)電廠，濟南250012；3.國網(wǎng)山東省電力公司，濟南250001）

110 kV李家埠變電站在進行合環(huán)調電時，由于斷路器裝置出現(xiàn)問題，斷路器非全相運行，最終造成絕緣擊穿，斷路器損壞。通過對故障分析，明確故障經(jīng)過，并對電網(wǎng)的安全運行和技術管理提出一些建議，提高電網(wǎng)管控水平。

電力系統(tǒng)；故障；非全相運行

1 故障發(fā)生前的運行方式

1.1 故障涉及的區(qū)域電網(wǎng)接線

運行故障發(fā)生在110 kV李家埠變電站。如圖1所示，李家埠變電站的兩條110 kV電源線分別來自220 kV的百脈變電站和220 kV的章丘變電站。正常情況下章李線帶110 kV李家埠變電站，章李線110 kV圣井變電站側熱備用；百李線作為李家埠變電站、賀套變電站和官莊變電站的備用電源充電備用。

圖1 故障涉及的區(qū)域電網(wǎng)接線示意圖

1.2 李家埠變電站主接線

110 kV李家埠變電站主接線如圖2所示，該站接線為兩線兩變，有110 kV、35 kV、10 kV 3個電壓等級。110 kV為單母線接線方式，經(jīng)104-1、104-2兩個隔離開關分段。李家埠變電站110 kV正常運行方式為章李線帶全站負荷，百李線107斷路器熱備用。

圖2 李家埠變電站主接線圖

2 運行故障及處理

2014-02-19T15∶46，110 kV李家埠變電站調整運行方式，全站負荷由章李線供電轉為百李線供電，在對李家埠變電站百李線107斷路器合環(huán)時，220 kV百脈變電站百李線106斷路器保護動作，斷路器分閘，主站繼電保護及故障信息系統(tǒng)故障錄波顯示A相區(qū)外故障。

具體處理。15時46分，220 kV百脈變電站百李線106斷路器故障分閘后，110 kV李家埠變電站現(xiàn)場操作人員遙控斷開百李線107斷路器隔離故障點，但因百李線107斷路器控制回路異常，判斷李家埠站百李線107斷路器可能有一相沒有完全斷開。隨后，現(xiàn)場操作人員短時斷開章李線101斷路器，并斷開百李線107斷路器兩側隔離開關，將故障斷路器隔離。故障點隔離后，110 kV李家埠變電站由章李線101斷路器恢復送電。

16時46分，經(jīng)進一步檢查后確認，故障原因為百李線107斷路器儲能機構故障，造成斷路器沒有完全閉合，導致百脈變電站站百李線跳閘。因斷路器為密封式，尚無法判斷哪一相沒有閉合。

17時40分，百脈站運維人員檢查保護裝置顯示結果為零序I段保護動作跳閘，C相故障、無測距。故障錄波器顯示AN相區(qū)外故障，故障電流2.329 A（一次電流值0.279 kA）。百李線線路巡視無異常。

18時01分，保護專業(yè)人員檢查后確認李家埠變電站合環(huán)時百李線107斷路器一相或兩相沒閉合成功時出現(xiàn)零序電流，百脈站百李線零序保護動作正確，章丘站章李線保護不動作正確。

2月20日經(jīng)檢查后確認百李線107斷路器A相絕緣擊穿，斷路器需更換。隨后對110 kV百李線107斷路器進行更換，恢復送電。

3 故障分析

3.1 故障錄波分析

通過調閱故障錄波圖，可以完整反映整個故障過程。從故障錄波圖看，本次錄波共連續(xù)進行了4次暫態(tài)數(shù)據(jù)錄波（ABCD段方式）。

第一階段（15∶41∶26.523—15∶45∶59.076）。15∶41∶26.523，A相導通，B、C相未導通，出現(xiàn)合環(huán)電流，A相環(huán)流一開始為2.580 A，一個周波后即穩(wěn)定在2.3 A左右。零序電流一開始為2.544 A，一個周波后穩(wěn)定在2.3 A左右，因為零序電流4段定值最小，為2.5 A，動作時間為2 s，環(huán)流未到動作定值，因此保護不動作。至15∶45∶59.076，一直維持在此狀態(tài)，即A相導通，B、C相未導通。此階段斷路器一直單相運行，零序電壓一直為1.7 V左右（正常為0.22 V），零序電流為2.3 A左右。110 kV斷路器一般為三相聯(lián)動式操作機構，無法分相監(jiān)視斷路器分合位置，只能通過三相電流間接判斷，110 kV斷路器一般也沒有非全相保護，因此斷路器一直保持非全相運行。由于此時控制回路發(fā)生異常，操作人員無法將斷路器斷開。

第二階段（15∶45∶59.076—15∶46∶00.919，持續(xù)時間為1.843 s）。15∶45∶59.076，A相電流出現(xiàn)突變，出現(xiàn)6.56 ms的負半波電流，有效值最大值為12.324 A，出現(xiàn)零序電壓，3U0最大為21.585 V。與此同時，B相開始導通。A相在出現(xiàn)一個負半波電流突變之后，電流沒有持續(xù)，很短的時間即衰減為0。之后，A、C相一直無電流，B相維持導通。A相電流突變的同時，零序電流有效值達到14.512 A的最大值，此時A相出現(xiàn)負半波電流是絕緣出現(xiàn)問題，發(fā)生瞬間閃絡，之后又逐漸熄滅，因此保護不動作。因為只有B相一直導通，B相環(huán)流為2.385 A，零序電流降為2.375 A，低于零序電流4段定值2.5 A，保護不動作。

微機保護中的過流保護整定值采用的是故障電流基波分量有效值。保護算法在進行故障計算時，算法會濾掉故障電流的直流分量和諧波分量，采用基波有效值進行故障判斷。而故障錄波器顯示波形的有效值是故障電流全電流有效值，因此必須再對故障時刻波形進行諧波分析。

故障錄波軟件帶有諧波分析功能，百李線零序電流全電流有效值達到14.512 A，超過零序電流整定值12 A，但是其基波分量有效值為11.441 A，沒有達到定值，因此保護不動作是正確的。

第三階段（15∶46∶00.919—15∶46∶09.587，持續(xù)時間為8.668 s）。15∶46∶00.919，A、B相開始同時導通，A相電流為2.393A，B相電流為2.362 A，C相電流約為0A，零序電壓約為1.5 V，零序電流約為1.968 A，此階段環(huán)流未超保護定值，因此保護不動作。

第四階段（15∶46∶09.587—15∶46∶09.654，持續(xù)時間為0.067 s）。15∶46∶09.587，A相電流出現(xiàn)正半波突變，有效值為14.154 A，零序電流有效值為16.411 A，A相電流在出現(xiàn)7.497 ms的正半波突變后，降低到2.172 A。A相電流突變時，零序電壓為16.546 V，之后零序電壓變?yōu)?.5 V左右。15∶46∶09.614，即故障發(fā)生27 ms后，百李線保護跳閘，15∶46∶09.654，即保護發(fā)出跳閘脈沖40 ms后，斷路器變分位，將故障切除。

從諧波分析結果看，零序電流全電流有效值為16.441 A時，基波分量有效值為13.227 A，超過了定值12 A，所以此時零序電流1段保護動作完全正確。

在這4個階段中，章李線保護一直未動，章丘站側故障錄波器也一直未啟動，說明故障點發(fā)生在百李線一側，雖然章李線和百李線一直合環(huán)，但章李線未受故障波及。

3.2 故障過程分析

由于斷路器操作機構發(fā)生問題，C相斷路器沒有合好，C相斷路器自始至終無電流。整個故障過程中，先是A相單獨導通，保護未達定值不動。接著A相發(fā)生閃絡后斷開，B相單獨導通，但是A相閃絡時雖然從錄波圖上看故障電流全電流有效值達到定值，但是故障電流基波分量有效值未達到定值，因此保護未動。然后是A、B相同時導通，C相斷開，保護未達定值不動。最后是A相又發(fā)生一次閃絡，達到定值，零序1段動作將故障切除。

現(xiàn)場值班員操作后，斷路器非全相運行，出現(xiàn)零序電流。但是零序電流不大，最大為2.4 A，零序電流Ⅳ段定值為2.5 A，時間為2 s，沒有達到動作定值。由于長期非全相運行，保護一直啟動，保護裝置發(fā)出“裝置異常”、“TA斷線”等告警信號。此時零序電壓接近0V，沒有明顯的接地故障。

15∶46∶09.586，A相出現(xiàn)故障電流，最大值為14.154 A，B相電流此時為3.002 A，零序電流為16.411 A，零序電壓為16.546 V，由此可判斷是A相單相接地，由于章李線保護未動，故障是發(fā)生在百李線一側。該故障電流只有正半波，說明是一次設備發(fā)生絕緣閃絡，電弧隨后又熄滅。從現(xiàn)場檢查結果來看，是閃絡造成斷路器絕緣擊穿。故障發(fā)生后27ms，零序1段保護動作，又過了40 ms，斷路器變分位，故障被切除。

故障過程中重合閘未動，因為正常情況下百李線充電備用，重合閘停用。

因為RCS941保護故障選相及測距選跳閘脈沖發(fā)出后一個周波內(nèi)的數(shù)據(jù)進行計算，實際故障脈沖發(fā)生8 ms后就消失了，導致故障選相及測距不準，保護顯示故障為C項，測距為區(qū)外。

故障錄波器顯示AN相區(qū)外故障，故障電流2.329 A（一次電流值0.279 kA），但是實際零序電流最大值為16.353 A，因為此報告顯示的是故障后第四周波值，此時故障脈沖已消失。

3.3 設備檢查結果

綜合錄波分析和現(xiàn)場檢查結果，可以判斷操作人員在合110 kV百李線107斷路器時，因斷路器出現(xiàn)非全相故障，導致線路斷路器跳閘?，F(xiàn)場檢查也證實了彈簧儲能機構出現(xiàn)卡澀，使斷路器處于半分合狀態(tài)?，F(xiàn)場檢查還發(fā)現(xiàn)斷路器接地引下線與地網(wǎng)連接螺栓處有放電灼傷痕跡，判斷故障原因是設備老化，導致A相絕緣擊穿。

4 事故分析啟示

該次錄波波形比較特殊，不是通常故障下連續(xù)放大或衰減的正弦波，而是出現(xiàn)瞬間突變后故障電流消失。首先，應理解微機保護進行故障計算的是故障電流基波分量有效值，不是全電流有效值，因此保護第一次未動而第二次才動作；其次，從故障波形上來看，故障開始至保護動作間隔27 ms，只有前7.497 ms存在故障電流，之后故障電流消失了，從故障最開始時刻計算，保護至少需要一個數(shù)據(jù)窗的時間采集足夠的數(shù)據(jù)，才能計算出故障電流有效值。RCS941主保護采用的是積分算法，其數(shù)據(jù)窗為10 ms。數(shù)據(jù)采集完成后保護進入故障計算程序，因此保護動作時間還要計及保護判斷和保護出口的延時，全部時間加起來，微機保護的動作時間一般需要1～1.5倍工頻周期，即20～30 ms。從故障錄波圖可以推斷，此次保護的故障計算時間約為27-10=17 ms。

調控一體化后，調度員可以利用各種技術系統(tǒng)，迅速分析故障發(fā)生原因，從而做出正確判斷?？梢赃h程調閱故障錄波和瀏覽保護子站上傳信息，了解保護詳細動作信息和故障測距，從而明確故障點，加快事故判斷和處理。

本次故障暴露出李家埠變電站單母線接線方式的弊端。110 kV任一斷路器故障都會造成母線全停，本次故障處理就造成全站短時停電，建議進行技術改造，將分段刀閘改為分段斷路器，增加事故處理的靈活性，避免全站停電情況的發(fā)生，提高供電可靠性。

由于110 kV變電站的電源進線正常情況下作為直配線運行，因此一般情況下不裝設保護裝置。但是在進行環(huán)網(wǎng)調電操作時，當斷路器合環(huán)后，如果線路或斷路器發(fā)生故障，就有可能造成線路兩端同時掉閘，造成停電范圍擴大。因此，建議在需要進行環(huán)網(wǎng)調電的110 kV變電站裝設110 kV線路保護裝置，當進行環(huán)網(wǎng)調電操作之前，投入線路保護裝置，這樣線路故障后，能夠僅將故障線路切除，不會造成停電范圍的擴大。

斷路器操作前，應仔細檢查斷路器是否儲能良好；操作時，斷路器附近不能留人。若斷路器未閉合好，不可盲目地到設備跟前檢查，防止絕緣損壞造成人身傷害。

本次事故故障錄波器時間和保護裝置時間不一致，給正確分析造成一定干擾，應加強變電站時鐘對時系統(tǒng)建設和管理，以保證全系統(tǒng)時間一致。

5 結語

110 kV斷路器一般采用三相聯(lián)動操作機構，只有一個斷路器位置，發(fā)生非全相運行時，應結合三相電流指示進行判斷，如不能將斷路器斷開，應盡快想辦法將斷路器從系統(tǒng)中隔離。在處理過程中應盡量采用遠方操作，避免人身傷害。操作前進行相關的事故預想，可以加速事故處理過程。

Analysis on an 110 kV Breaker Open-phase Malfunction

CHEN Hao1，LIU Wen2，HU Junpeng3，ZHAO Yong3，DING Lecheng1，LI Xiaoqi1
（1.State Grid Jinan Power Supply Company，Jinan 250012，China；2.Shandong Huangtai Thermal Power Station，Jinan 250012，China；3.State Grid Shandong Electric Power Company，Jinan 250001，China）

In the process of power dispatching by ring closing in a substation，open-phase operation led to insulation breakdown of the 110kV breaker.The accident is described based on thorough analysis of the fault.Some suggestions for safe operation and technical management of the power grid are put forward in order to improve management of power grid.

power system；fault；open-phase operation

TM56

B

1007－9904（2015）03－0060－03

2014-10-10

陳浩（1979），男，高級工程師，主要從事調控運行工作；

劉文（1979），女，工程師，主要從事電廠運行工作；

趙勇（1979），男，工程師，主要從事基建技術管理；

丁樂成（1980），男，工程師，主要從事調度運行工作；

李曉琦（1983），女，工程師，主要從事保護整定計算工作。