避雷器击穿引起的110 kV主变二次跳闸事故分析

黄江浩，慕宗江，林文亮，王欣浩

(国网冀北电力有限公司张家口供电公司，河北 张家口 075000)

0 引 言

变压器作为变电站的重要组成部分，能否稳定可靠运行与继电保护息息相关。主变差动是变压器的主保护，既可以反应变压器内部绕组相间及接地故障，又可以反应引出线至电流互感器之间的相间及接地故障，可在一定程度上反应出内部绕组的匝间短路故障[1-2]。随着全球环境形势严峻，变电站受到台风、暴雨、雷击等天气影响造成的短路事件时有发生，避雷器作为恶劣天气情况下重要的一次保护设备，对电网的安全稳定运行起着至关重要的作用[3]。近年来，户外变电站往往要对主变低压侧母线桥上的避雷器接线板进行绝缘包裹[4]，这会极大降低自身的密封性能，而且避雷器顶部盖板排水出现问题，会因受潮、密封性不严等问题引起变压器跳闸[5-7]，雷电也会导致避雷器击穿。针对此次击穿现象，结合110 kV变电站主变跳闸实例进行研究分析，提出防范整改措施，达到有效减少电网事故率，保证电网可靠性和经济性的目的。

1 现场检查情况

1.1 事故过程简述

2021-07-05 16:43:39，2号变差动保护第一次出口跳闸，112、302、502开关跳闸，145自投合145成功，345自投合345成功，545自投合545成功，4母线上所有负荷由1号主变转代，负荷无损失。 2号变差动保护动作同时，311出线保护启动。2021-07-05 17:04:21，2号变差动保护第二次出口跳闸。

1.2 运行方式

图1所示为110 kV变电站一次系统接线图，共分为3个电压等级，包括2台主变压器、2路110 kV进线、多路35 kV和10 kV出线，2台主变高、中、低压侧均分列运行，即145、345、545备自投开关均处于分位状态。

图1 110 kV变电站一次系统接线图Fig.1 Primary system wiring diagram of 110 kV substation

2 事故过程分析

事故过程为311线路发生B相接地，A相电压升高，导致2号变35 kV侧A相避雷器击穿接地，两处故障形成A、B两相接地短路，由于2号主变35 kV侧A相短路点为主变套管到302开关TA之间，所以A相故障电流没有流过302开关A相TA，导致2号变差动保护动作。

2号变差动保护动作成功后，145自投合145成功，此时2号主变35 kV侧到302开关之间有正常电压。21 min后，被击穿的2号变35 kV侧A相避雷器甩到B相，造成2号主变35 kV侧发生A、B相间短路，2号变差动保护第二次动作。

2.1 2号变差动保护第一次动作分析

该站35 kV侧是经消弧线圈接地的小接地电流系统，故障起始时间内35 kV 4母线电压呈现典型的中性点不接地系统的单相接地故障电压特征。由母线电压录波图2可以看出，A、C两相电压在某一时刻开始突然增大，B相电压为0，此时判为B相接地。

图2 母线电压波形Fig.2 The waveform of bus voltage

分相对比录波图3中的高、中压侧电流波形可以看出，由于A相故障点发生在主变中压侧套管与302开关TA之间，故会出现2号变高压侧A相电流增大而中压侧A相电流几乎为0的情况。因为2号变35 kV侧A相避雷器击穿接地，使零序电流形成通路发生中压侧A、B两相接地，从波形图中可以看出，中压侧B相电流幅值明显大于高压侧电流，相位相反，且判为区外故障电流，综合来看发生了A、B两相接地短路故障，故导致2号主变差动第一次跳闸，从而切除主变112、302、502开关，合上145、345、545备自投。

图3 2号变高、中压侧电流波形Fig.3 Current waveform at high and medium voltage sides of No. 2 transformer

2.2 2号变差动保护第二次动作分析

112开关切除后，145备自投合145开关成功。2021-07-05 17：04，2号主变再次发生故障，且为区内故障，此时2号主变302、502开关为分位状态。从图4中可以观察看出，2号变故障电流由113开关电流经145开关流至主变故障点，其中2号主变高压侧电流同145电流完全一致。起初状态经过冲击主变的过程，励磁涌流恢复至0，同时302、502开关为分位状态，由此2号变高压侧套管电流和145电流也都为0。

图4 1号变高压侧及母联电流波形Fig.4 High voltage side current of No.1 transformer and bus coupler current waveform

故障发生后，由录波图5可以明显看出，A相与B相电流等幅值反向增大，且A、B两相电压有所降低，故障相间电压超前故障相间电流约80°左右，故可判为A、B相间短路故障。因此，2号变差动保护再次动作跳闸，从而145备自投跳145开关，导致110 kV 4号母线失压。

图5 2号变高压侧电流及母线电压波形Fig.5 Waveform of current at high voltage side of No. 2 transformer and bus voltage

3 事故现场分析与防范措施

3.1 事故现场分析

根据二次检修人员对主变故障录波器波形的可靠分析及现场经验，可判断出事故地点为室外一次设备2号变中压侧的A相避雷器处。现场观察发现,该站事故避雷器喷口无密封圈，仅靠表面胶水进行的密封，随着年限加长，表面绝缘老化，密封不严导致潮气进入，因此2号主变35 kV侧避雷器受潮是由于顶部压力释放装置盖板密封度不好造成的绝缘下降，且由于线路本身存在单相接地，未能够及时处理，由此产生的过电压伴随着避雷器绝缘性降低的双重作用，避雷器被击穿引起第一次主变跳闸，进而在雷雨及风力作用下刮到了相邻相上，导致出现二次跳闸现象。如图6(a)、6(b)所示分别为被击穿断裂和更换的避雷器。

图6 故障后被击穿和更换的避雷器Fig.6 Breakdown and replacement of lightning arrester after fault

3.2 事故防范措施

随着电网重要负荷的增加，对变电站设备的要求明显提高，通过该次主变差动短时间内二次跳闸事故得出的经验，可采取以下防范措施进行预防。

1)适当缩短设备的定检周期，一次高压班应提高对进行耐压试验、局部放电及绕组变形测试的重视，加强检修人员的巡视工作，及时发现并消除设备存在的隐患，从而保证电网的安全稳定运行与经济效益。

2)在雷雨天气，因采用红外线测温和带电监测泄漏电流两种方法，对避雷器的绝缘老化、受潮、夜间巡视等的监测非常灵敏有效，建议两者综合诊断，从而进一步提高设备的准确率。

3)在避雷器下面串联加装监测器，不仅可以用来记录避雷器的动作次数，还可以对泄漏电流进行实时在线监测，更利于保证主变本体的安全。

4)更换避雷器前，应做好对避雷器设备的选型，加强对设备的质量管理，并且在投运前严格检查各项试验指标是否达标。

4 结 语

基于一起110 kV主变差动两次跳闸实例，继保人员通过主变故障录波对故障相关设备的电压、电流进行详细采样分析，并结合室外现场一次设备情况对分析原因作出准确定位，迅速判断出主变故障跳闸是由于35 kV侧A相避雷器出现问题，从而缩短了恢复送电的时间，避免了经济损失。结合此次事故分析经验，建议平时检修人员应缩短定检周期，对避雷器的绝缘密封问题要引起高度重视，加大对重要负荷运行设备的带电监测力度，及早发现问题，排除电力隐患，从而保障设备安全，利于电网安全稳定运行。