1 事故概況

1.1 110kV網架結構

事故前，該110kV站所在電網網架結構為：南橋變電站（簡稱南橋站）通過110kV南象線向象山變電站（簡稱象山站）供電，象山站通過110kV象喜線向110kV雙喜變電站（簡稱雙喜站）供電，110kV象漳線作為象山站的備供線（熱備用）。象山站至南橋站的通信鏈路由象山至南橋。南橋站#2主變中壓側中性點通過接地刀閘接地，象山站和雙喜站的主變中性點通過間隙接地。110kV網架結構如圖1所示。

圖1 110kV網架結構圖

1.2 110kV變電站的運行方式

事故前，110kV象山站110kV部分運行方式為：110kV南象線象04開關、象50MVA#1主變110kV側象01開關接110kV#1母線運行；110kV象漳線象06開關、110kV象喜線象07開關、象50MVA#2主變110kV側象02開關接110kV#2母線運行；110kV分段象麻05開關在合位，將110kV#1、#2母線并列。

10kV部分運行方式為：50MVA#1主變10kV側象25開關接10kV#7母線運行，供11回10kV饋線及#1接地站用變運行；50MVA#2主變10kV側象45開關接10kV#8母線運行，供11回10kV饋線及#2接地站用變運行；10kV分段象27開關為熱備用，10kV#7、#8母線分列運行。110kV變電站運行方式如圖2所示。

110kV南象線跳閘后，緊跟著象山站#2主變高、低壓兩側跳閘，進線備自投動作，象山站由110kV象漳線供電，象山站110kVⅠ、Ⅱ母線及10kV#7母線恢復供電，10kV#8母線停電1h45min，造成負荷損失33950kW?h。

圖2 110kV變電站運行方式

2 現場檢查情況

2.1 輸電線路巡視情況

事故發生后對線路進行故障巡視，進而發現：①故障位置有兩基塔之間的光纜斷線，斷線接頭處有電弧燒傷痕跡；②C相導線斷線，斷線處位于單擺防舞器附近，單擺防舞器表面、導線斷面有燒傷痕跡；③倒塌區段瓷瓶發生破損，其余未倒塌區段線路正常。

2.2 保護動作情況

1）線路保護動作情況

通過檢查站內繼電保護及自動裝置的運行狀態，發現110kV南象線南114開關保護裝置“跳閘”、“重合”燈亮，裝置指示開關為“分位”，屏幕伴隨彈出故障報文，詳見表1。

表1 線路保護動作報文

2）主變保護動作情況

#2主變高后備保護裝置“跳閘”燈亮，屏幕伴隨彈出故障報文，詳見表2。

表2 主變保護動作報文

#1主變高后備保護裝置起動后錄波160ms，裝置無報警或跳閘燈亮，屏幕僅伴隨保護起動報文。

3 原因分析

3.1 線路保護動作原因分析

110kV南象線南114開關保護裝置型號為許繼WXH-811A/B1/R1型線路保護裝置，查看裝置定值及二次回路接線，均正確。被保護的故障測距數據為15.394km，在距離Ⅱ段的保護范圍內。經現場檢查，110kV南象線（南橋側）距南橋站15.4km處出現了桿塔倒塌情況，與裝置故障測距相符。接地Ⅱ段定值為6.4◆，延時為1.2s，保護裝置顯示保護起動1259ms后，故障被切除，裝置動作正確。

此外，該線路保護裝置事故前按定值單要求加用重合閘功能，重合閘時限為2s，保護裝置的重合閘動作也正確。

3.2 #2主變高后備動作原因分析

通過前述網絡結構分析，110kV象山站屬于電源受端，當線路發生接地故障時，會在#2主變中性點產生較高的零序電壓，其大小與系統零序等值電抗和正序等值電抗有關，故障期間110kV系統零序網絡圖如圖3所示。

圖3 110kV系統零序網絡圖

南橋站的#2主變中壓側中性點被直接接地，象山站的#2主變中性點通過間隙接地，象山站作為電源受端，當發生線路單相接地故障或單相斷線故障時，象山站中性點電壓受非故障相電壓的影響，非故障相電壓由南橋站供電端決定，由于南橋站主變中性點被直接接地，所以當南象線C相接地時，非故障相電壓略微上升，線路故障產生零序電壓，如圖4所示。小電流接地系統單相金屬性短路系統電壓相量如圖5所示。

圖4 大電流接地系統單相金屬性短路系統電壓相量

圖5 小電流接地系統單相金屬性短路系統電壓相量

考慮到PT開口三角單相額定二次電壓為100V，理想情況下對于主變中性點直接接地系統，零序電壓為100V；對于主變中性點不接地系統，零序電壓為300V。因象山站主變中性點不接地，又為電源受端，故當發生線路單相故障時，根據故障性質不同，象山站的間隙零序電壓應在100～300V之間。

對于110kV的變電站，在進行主變間隙過壓保護定值整定時，110kV的線路開關一般為三相聯動機構，重合閘方式為三跳三重，不考慮線路非全相運行（單相斷線），間隙過壓定值整定為150V；而對于220kV的變電站，線路重合閘方式為單跳單重，存在線路非全相運行的情況，間隙過壓定值整定為180V，即單相斷線故障時產生的零序電壓比單相接地故障時產生的零序電壓大，這說明當110kV南象線發生斷線故障時，象山站主變間隙過壓保護存在出口動作的可能性。

故障發生時，根據定值單要求，#2主變投入了間隙過流1時限和間隙過壓1時限兩個保護，兩者的延時均為0.5s。查看現場故障錄波圖，顯示是間隙零序電壓有效值在單相接地故障時近似為136V，未超過定值150V，而發生斷線故障時，零序電壓有效值達到194V，超過間隙過壓定值，經515ms延時后跳閘，在故障發生的整個過程中，#2主變高壓側零序電流3I0一直近乎為零。零序電壓和零序電流錄波圖如圖6所示。

圖6 零序電壓和零序電流錄波圖

通過查看如圖7所示的#2主變高后備保護錄波圖可知，故障發生并持續16ms后，主變高后備保護起動，故障持續1245ms后至南橋側線路開關跳閘，故障被切除。此后，象山站110kV母線和主變中性點仍存在一定殘壓，從故障被切除后至1260ms（相對于故障發生時刻），間隙過流1時限動作出口，間隙過壓1時限未動作。

圖7 #2主變高后備保護錄波圖

從故障錄波裝置上的波形可判斷間隙過壓超過定值，持續時間為515ms，超過裝置整定時間0.5s，但該時間處于保護動作臨界值，間隙過壓保護有可能動作。同時通過裝置波形圖可以看出，在線路故障發生期間，#2主變中性點間隙電流一直為零，即間隙未被擊穿，結合前面所述的間隙過流動作邏輯，初步判定“間隙過壓超過整定值但間隙未發生間歇性擊穿，間隙過流保護不應動作”。

#2主變高后備間隙過壓時間定值為0.5s，現場間隙過壓持續0.515s后間隙過壓出口，查閱相關規程：繼電保護裝置專用功能測試中規定，后備保護延時誤差時間低于40ms，動作值在規程要求范圍內，本次#2主變跳閘屬間隙保護臨界值動作。

在南象線C相斷線后，#2主變高后備保護感受到的零序電壓幅值明顯上升，最高達到194V，超過零序過壓定值150V，保護元件在515ms動作時限內返回，處于間隙保護動作臨界值，#2主變高后備間隙過壓保護有可能動作。

3.3 #1主變保護動作情況分析

事故發生時，#1主變高壓側與#2主變高壓側并列運行，從理論上分析，#1主變高壓側中性點也將承受較大的零序電壓，其動作行為應與#2主變一致。而實際上，#1主變高后備保護僅整組起動，并未出口跳閘。

從#2主變高后備保護錄波數據來看，其感受的零序電壓波形與#1主變保護錄波波形相似，因#1主變保護僅起動而未跳閘，保護裝置未保留完整波形，根據現場故障錄波裝置的錄波進行分析，過定值時間為482ms，保護裝置整定值為500ms，不滿足時間條件，故裝置保護不動作。

結論

對于110kV及以下主變間隙保護而言，當變壓器中、低壓側有小電源且主變間隙保護定值整定不合理時，很可能會發生誤動。針對主變間隙保護的這種特殊情況，已有文獻分析了110kV主變間隙保護的整定和110kV線路保護的配合問題，對保護配置與整定提出了建議，對常規設計的變壓器中性點間隙距離選擇、間隙電流保護整定配合和對有關保護整定配合進行了改進,提出了切實可行的措施。

本文以一起斷線引起主變間隙保護臨界動作案例，深入研究了主變間隙過壓與過流保護，對主變間隙保護臨界動作的原因進行了分析。為防止類似斷線引起主變跳閘情況的發生，本文特提出以下幾點防范措施：

• 1）針對類似本文情況的電源受端站，建議將線路保護裝置改造為光纖差動保護。一旦線路發生故障，兩側斷路器就同時跳閘，隔離故障點，防止110kV系統中性點失地后經線路故障點接地運行。
• 2）重新復核主變零序過壓保護定值，對于供電線路采用距離保護的變電站和電源受端站，應考慮適當延長動作時限。

本文結合斷線引起主變間隙保護臨界動作案例對主變間隙零序保護動作原理進行了深入分析，針對110kV受端站斷線可能會引起主變間隙保護動作的情況提出了幾點建議，具有工程現場借鑒意義。