一起110 kV断路器非全相故障分析

陈浩，刘文，胡俊鹏，赵勇，丁乐成，李晓琦

（1.国网山东省电力公司济南供电公司，济南250012；2.山东黄台火力发电厂，济南250012；3.国网山东省电力公司，济南250001）

一起110 kV断路器非全相故障分析

陈浩1，刘文2，胡俊鹏3，赵勇3，丁乐成1，李晓琦1

（1.国网山东省电力公司济南供电公司，济南250012；2.山东黄台火力发电厂，济南250012；3.国网山东省电力公司，济南250001）

110 kV李家埠变电站在进行合环调电时，由于断路器装置出现问题，断路器非全相运行，最终造成绝缘击穿，断路器损坏。通过对故障分析，明确故障经过，并对电网的安全运行和技术管理提出一些建议，提高电网管控水平。

电力系统；故障；非全相运行

1 故障发生前的运行方式

1.1 故障涉及的区域电网接线

运行故障发生在110 kV李家埠变电站。如图1所示，李家埠变电站的两条110 kV电源线分别来自220 kV的百脉变电站和220 kV的章丘变电站。正常情况下章李线带110 kV李家埠变电站，章李线110 kV圣井变电站侧热备用；百李线作为李家埠变电站、贺套变电站和官庄变电站的备用电源充电备用。

图1 故障涉及的区域电网接线示意图

1.2 李家埠变电站主接线

110 kV李家埠变电站主接线如图2所示，该站接线为两线两变，有110 kV、35 kV、10 kV 3个电压等级。110 kV为单母线接线方式，经104-1、104-2两个隔离开关分段。李家埠变电站110 kV正常运行方式为章李线带全站负荷，百李线107断路器热备用。

图2 李家埠变电站主接线图

2 运行故障及处理

2014-02-19T15∶46，110 kV李家埠变电站调整运行方式，全站负荷由章李线供电转为百李线供电，在对李家埠变电站百李线107断路器合环时，220 kV百脉变电站百李线106断路器保护动作，断路器分闸，主站继电保护及故障信息系统故障录波显示A相区外故障。

具体处理。15时46分，220 kV百脉变电站百李线106断路器故障分闸后，110 kV李家埠变电站现场操作人员遥控断开百李线107断路器隔离故障点，但因百李线107断路器控制回路异常，判断李家埠站百李线107断路器可能有一相没有完全断开。随后，现场操作人员短时断开章李线101断路器，并断开百李线107断路器两侧隔离开关，将故障断路器隔离。故障点隔离后，110 kV李家埠变电站由章李线101断路器恢复送电。

16时46分，经进一步检查后确认，故障原因为百李线107断路器储能机构故障，造成断路器没有完全闭合，导致百脉变电站站百李线跳闸。因断路器为密封式，尚无法判断哪一相没有闭合。

17时40分，百脉站运维人员检查保护装置显示结果为零序I段保护动作跳闸，C相故障、无测距。故障录波器显示AN相区外故障，故障电流2.329 A（一次电流值0.279 kA）。百李线线路巡视无异常。

18时01分，保护专业人员检查后确认李家埠变电站合环时百李线107断路器一相或两相没闭合成功时出现零序电流，百脉站百李线零序保护动作正确，章丘站章李线保护不动作正确。

2月20日经检查后确认百李线107断路器A相绝缘击穿，断路器需更换。随后对110 kV百李线107断路器进行更换，恢复送电。

3 故障分析

3.1 故障录波分析

通过调阅故障录波图，可以完整反映整个故障过程。从故障录波图看，本次录波共连续进行了4次暂态数据录波（ABCD段方式）。

第一阶段（15∶41∶26.523—15∶45∶59.076）。15∶41∶26.523，A相导通，B、C相未导通，出现合环电流，A相环流一开始为2.580 A，一个周波后即稳定在2.3 A左右。零序电流一开始为2.544 A，一个周波后稳定在2.3 A左右，因为零序电流4段定值最小，为2.5 A，动作时间为2 s，环流未到动作定值，因此保护不动作。至15∶45∶59.076，一直维持在此状态，即A相导通，B、C相未导通。此阶段断路器一直单相运行，零序电压一直为1.7 V左右（正常为0.22 V），零序电流为2.3 A左右。110 kV断路器一般为三相联动式操作机构，无法分相监视断路器分合位置，只能通过三相电流间接判断，110 kV断路器一般也没有非全相保护，因此断路器一直保持非全相运行。由于此时控制回路发生异常，操作人员无法将断路器断开。

第二阶段（15∶45∶59.076—15∶46∶00.919，持续时间为1.843 s）。15∶45∶59.076，A相电流出现突变，出现6.56 ms的负半波电流，有效值最大值为12.324 A，出现零序电压，3U0最大为21.585 V。与此同时，B相开始导通。A相在出现一个负半波电流突变之后，电流没有持续，很短的时间即衰减为0。之后，A、C相一直无电流，B相维持导通。A相电流突变的同时，零序电流有效值达到14.512 A的最大值，此时A相出现负半波电流是绝缘出现问题，发生瞬间闪络，之后又逐渐熄灭，因此保护不动作。因为只有B相一直导通，B相环流为2.385 A，零序电流降为2.375 A，低于零序电流4段定值2.5 A，保护不动作。

微机保护中的过流保护整定值采用的是故障电流基波分量有效值。保护算法在进行故障计算时，算法会滤掉故障电流的直流分量和谐波分量，采用基波有效值进行故障判断。而故障录波器显示波形的有效值是故障电流全电流有效值，因此必须再对故障时刻波形进行谐波分析。

故障录波软件带有谐波分析功能，百李线零序电流全电流有效值达到14.512 A，超过零序电流整定值12 A，但是其基波分量有效值为11.441 A，没有达到定值，因此保护不动作是正确的。

第三阶段（15∶46∶00.919—15∶46∶09.587，持续时间为8.668 s）。15∶46∶00.919，A、B相开始同时导通，A相电流为2.393A，B相电流为2.362 A，C相电流约为0A，零序电压约为1.5 V，零序电流约为1.968 A，此阶段环流未超保护定值，因此保护不动作。

第四阶段（15∶46∶09.587—15∶46∶09.654，持续时间为0.067 s）。15∶46∶09.587，A相电流出现正半波突变，有效值为14.154 A，零序电流有效值为16.411 A，A相电流在出现7.497 ms的正半波突变后，降低到2.172 A。A相电流突变时，零序电压为16.546 V，之后零序电压变为1.5 V左右。15∶46∶09.614，即故障发生27 ms后，百李线保护跳闸，15∶46∶09.654，即保护发出跳闸脉冲40 ms后，断路器变分位，将故障切除。

从谐波分析结果看，零序电流全电流有效值为16.441 A时，基波分量有效值为13.227 A，超过了定值12 A，所以此时零序电流1段保护动作完全正确。

在这4个阶段中，章李线保护一直未动，章丘站侧故障录波器也一直未启动，说明故障点发生在百李线一侧，虽然章李线和百李线一直合环，但章李线未受故障波及。

3.2 故障过程分析

由于断路器操作机构发生问题，C相断路器没有合好，C相断路器自始至终无电流。整个故障过程中，先是A相单独导通，保护未达定值不动。接着A相发生闪络后断开，B相单独导通，但是A相闪络时虽然从录波图上看故障电流全电流有效值达到定值，但是故障电流基波分量有效值未达到定值，因此保护未动。然后是A、B相同时导通，C相断开，保护未达定值不动。最后是A相又发生一次闪络，达到定值，零序1段动作将故障切除。

现场值班员操作后，断路器非全相运行，出现零序电流。但是零序电流不大，最大为2.4 A，零序电流Ⅳ段定值为2.5 A，时间为2 s，没有达到动作定值。由于长期非全相运行，保护一直启动，保护装置发出“装置异常”、“TA断线”等告警信号。此时零序电压接近0V，没有明显的接地故障。

15∶46∶09.586，A相出现故障电流，最大值为14.154 A，B相电流此时为3.002 A，零序电流为16.411 A，零序电压为16.546 V，由此可判断是A相单相接地，由于章李线保护未动，故障是发生在百李线一侧。该故障电流只有正半波，说明是一次设备发生绝缘闪络，电弧随后又熄灭。从现场检查结果来看，是闪络造成断路器绝缘击穿。故障发生后27ms，零序1段保护动作，又过了40 ms，断路器变分位，故障被切除。

故障过程中重合闸未动，因为正常情况下百李线充电备用，重合闸停用。

因为RCS941保护故障选相及测距选跳闸脉冲发出后一个周波内的数据进行计算，实际故障脉冲发生8 ms后就消失了，导致故障选相及测距不准，保护显示故障为C项，测距为区外。

故障录波器显示AN相区外故障，故障电流2.329 A（一次电流值0.279 kA），但是实际零序电流最大值为16.353 A，因为此报告显示的是故障后第四周波值，此时故障脉冲已消失。

3.3 设备检查结果

综合录波分析和现场检查结果，可以判断操作人员在合110 kV百李线107断路器时，因断路器出现非全相故障，导致线路断路器跳闸。现场检查也证实了弹簧储能机构出现卡涩，使断路器处于半分合状态。现场检查还发现断路器接地引下线与地网连接螺栓处有放电灼伤痕迹，判断故障原因是设备老化，导致A相绝缘击穿。

4 事故分析启示

该次录波波形比较特殊，不是通常故障下连续放大或衰减的正弦波，而是出现瞬间突变后故障电流消失。首先，应理解微机保护进行故障计算的是故障电流基波分量有效值，不是全电流有效值，因此保护第一次未动而第二次才动作；其次，从故障波形上来看，故障开始至保护动作间隔27 ms，只有前7.497 ms存在故障电流，之后故障电流消失了，从故障最开始时刻计算，保护至少需要一个数据窗的时间采集足够的数据，才能计算出故障电流有效值。RCS941主保护采用的是积分算法，其数据窗为10 ms。数据采集完成后保护进入故障计算程序，因此保护动作时间还要计及保护判断和保护出口的延时，全部时间加起来，微机保护的动作时间一般需要1～1.5倍工频周期，即20～30 ms。从故障录波图可以推断，此次保护的故障计算时间约为27-10=17 ms。

调控一体化后，调度员可以利用各种技术系统，迅速分析故障发生原因，从而做出正确判断。可以远程调阅故障录波和浏览保护子站上传信息，了解保护详细动作信息和故障测距，从而明确故障点，加快事故判断和处理。

本次故障暴露出李家埠变电站单母线接线方式的弊端。110 kV任一断路器故障都会造成母线全停，本次故障处理就造成全站短时停电，建议进行技术改造，将分段刀闸改为分段断路器，增加事故处理的灵活性，避免全站停电情况的发生，提高供电可靠性。

由于110 kV变电站的电源进线正常情况下作为直配线运行，因此一般情况下不装设保护装置。但是在进行环网调电操作时，当断路器合环后，如果线路或断路器发生故障，就有可能造成线路两端同时掉闸，造成停电范围扩大。因此，建议在需要进行环网调电的110 kV变电站装设110 kV线路保护装置，当进行环网调电操作之前，投入线路保护装置，这样线路故障后，能够仅将故障线路切除，不会造成停电范围的扩大。

断路器操作前，应仔细检查断路器是否储能良好；操作时，断路器附近不能留人。若断路器未闭合好，不可盲目地到设备跟前检查，防止绝缘损坏造成人身伤害。

本次事故故障录波器时间和保护装置时间不一致，给正确分析造成一定干扰，应加强变电站时钟对时系统建设和管理，以保证全系统时间一致。

5 结语

110 kV断路器一般采用三相联动操作机构，只有一个断路器位置，发生非全相运行时，应结合三相电流指示进行判断，如不能将断路器断开，应尽快想办法将断路器从系统中隔离。在处理过程中应尽量采用远方操作，避免人身伤害。操作前进行相关的事故预想，可以加速事故处理过程。

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

陈浩（1979），男，高级工程师，主要从事调控运行工作；

刘文（1979），女，工程师，主要从事电厂运行工作；

赵勇（1979），男，工程师，主要从事基建技术管理；

丁乐成（1980），男，工程师，主要从事调度运行工作；

李晓琦（1983），女，工程师，主要从事保护整定计算工作。