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摘要：本文分析了变压器间隙保护的原理，以某110kV变电站由于末端电网存在储能元件而发生间隙保护误动作为例，提出改进措施。
关键词：变压器;间隙保护;误动作
0引言
由于电网结构设计不合理，部分变电站出线侧存在电容器、电容式电压互感器、电机等储能元件，一旦电源线路上发生单相接地故障，线路电源侧断路器跳闸，在未重合前，孤立出来的末端电网系统中的储能元件将向系统释放能量。而此时由于进线线路上接地故障的存在，形成了不接地系统发生单相接地故障。因此主变中性点承受很高的零序电压，导致主变间隙保护动作，跳开主变各侧断路器。当进线电源侧断路器达到重合闸时间重合成功后，由于主变跳闸仍无法正常供出负荷，严重影响供电可靠性。为此，要进行深入分析，寻求改进措施，确保电网稳定运行，减少负荷损失。
1变压器中性点接地方式
在电网实际运行中，变压器的中性点主要有三种工作方式：第一种是直接接地运行;第二种是不接地运行;第三种是部分接地运行，主要是用于多台变压器并列运行时。中性点直接接地运行的变压器的后备保护一般为零序电流保护，零序电流则由零序电流互感器取得（安装于中性点的引出线上），另外，还应增设零序功率方向元件。而中性点不接地运行的变压器，一般在中性点处需要加放电间隙，同时增设零序电压和零序电流作为放电间隙的后备保护。
（1）中性点直接接地运行
在电力系统中，诸多的变压器采用中性点直接接地运行的方式，该方式运行下应装设零序电流保护作为变压器接地后备保护。零序电流通常取自变压器中性点引出线上的零序电流互感器。通常，配置两段式零序过电流保护，配置保护时以减少切除故障后的影响范围为原则，这两段零序电流保护各带两级时限，根据较短的时限来断开分段断路器或母线联络断路器，以缩小故障影响范围;根据较长的时限有选择性的动作于断开变压器各侧断路器。
（2）中性点部分接地或不接地运行
相关技术规程规定，110kV及以上系统采用中性点直接接地的运行方式。然而当变电站有两台或两台以上变压器并列运行的时候，为了节省电网的运行成本和提高系统运行的可靠性，一般只保证一部分变压器的中性点可靠接地即可，这样既可以有效限制短路电流，又可以保证不会发生失地现象。这种中性点部分接地或不接地运行的变压器保护一般配置两种接地保护：其中第一种采用阶段式的两段式零序电流保护，用于中性点直接接地运行的变压器的接地保护;另一种采用的接地保护配置与并列运行的变压器台数有关，用于中性点直接接地运行的变压器。
2间隙保护
对于分级绝缘且中性点装设放电间隙的变压器，中性点可能直接接地运行，也可能不接地运行，在中性点不接地运行时，配置间隙零序过流零序过压保护作为接地故障的后备保护。
传统的间隙保护主要由间隙零序过流和零序过压或出口，经过延时t（0.3s）动作于跳闸，逻辑框图如下图。
间隙零序过流保护与零序过压保护合用一个时间元件，经过同一时间元件跳闸的动作逻辑值得探讨：
3案例分析
电网主接线图如上图所示，运行方式为进线电源侧断路器运行带3座末端变电站全站负荷。末端变电站1的10kV两段母线上各运行1台容量为1200kvar的电容器，末端变电站3的10kV 2段母线上各运行1台容量为4800kvar的电容器。3座变电站10kV母线分列运行，100断路器热备用。2018年7月12日，110kV电源线路距电源侧变电站约650m处发生B相接地故障。17ms后，电源侧变电站线路保护距离I段保护动作，零序过流I段保护动作，跳开线路电源侧断路器;1141ms后，重合闸动作（重合闸动作时间定值1s），开关重合成功。在线路电源侧开关跳闸到重合闸重合过程中，由于末端3座变电站中性点未接地，110kV系统通过电源线路与电网相连而具有的中性点接地点消失，此时电源线路上B相接地故障仍未消失，孤立的末端电网中储能元件释放能量，所以，492ms后末端变电站2的1号主变高后备保护装置间隙2保护动作（定值为零序电压180V、間隙电流5A、时限Ⅱ定值0.5s），跳开主变两侧开关。从末端变电站2的1号主变保护装置录波图可以看出，0时刻主变零序电压228V左右，波形为平顶，电压互感器饱和，此时主变间隙保护启动并计时，零序高电压持续110ms左右主变间隙击穿，出现很大的间隙电流。从录波图分析间隙电流最大值为27.5A左右，并不断衰减，持续时间为428ms，最小击穿电流值为16.31A左右，超过间隙电流定值（5A，0.5s），492ms1号主变间隙保护2出口（间隙保护1时限停运），主变保护动作是正确的。查看3座末端变电站其他5台主变保护均未动作。结合3座末端变电站110kV母线电压录波器判断，其他主变保护未动作是正确的，因为零序电压大于定值时间为110ms，小于保护动作时限定值，末端变电站2的1号主变间隙击穿后零序电压迅速下降至72V左右，间隙保护返回。通过对3座变电站6台主变间隙距离进行实测，末端变电站1，3主变中性点间隙型式为棒形，4台主变中性点棒间隙为220mm;末端变电站2的1号主变中性点球间隙为58mm，2号主变中性点球间隙为60mm。击穿与实际间隙设置相符。线路电源侧开关重合后由于末端变电站2的1号主变跳闸，其所带负荷未及时供出。
4改进措施
（1）对电网中末端变电站增加第二电源进线，增加进线断路器、电流互感器及保护装置、备自投装置，完善和优化电网结构。
（2）电网结构优化能彻底解决问题，但所需时间较长。为了能及时有效解决问题，通过对故障和现有保护装置配置研究，制定以下解决对策并实施，取得良好效果。实例2中的末端变电站进线无保护，因此根据实际情况制定了利用主变间隙保护实现快速切除末端系统中电容器的办法来防止主变全停。间隙保护一般有2个时限，整定较短时限来启动跳闸继电器的备用出口跳开电容器，整定较长时限跳变压器各侧断路器。这样电容器跳开后主变中性点零序电压降低，间隙保护返回。进线上若为瞬时故障，重合成功后主变正常供电，提高了供电可靠性。
（3）加强对线路出线走廊的保护力度，清除不安全因素。
5结论
变电站的安全稳定运行要求提高专业人员对设备原理的了解，增强发生故障时正确分析与处理问题的能力;应使运行人员掌握设备运维过程中安全措施的制定方法，减少人为造成隐性故障概率。
参考文献：
[1]张有亮，闫志刚，赵燕妹. 主变压器间隙保护与系统零序保护失配问题的解决措施探讨[J]. 内蒙古电力技术，2012，30（04）：23-26.
[2]闫新兰，王国金. 110kV主变间隙保护的整定与运行探讨[J]. 江西电力，2008（03）：41-43.
作者简介：
傅国良，（1975-），男，本科，技师，从事变电运行工作。
关键词：变压器;间隙保护;误动作
0引言
由于电网结构设计不合理，部分变电站出线侧存在电容器、电容式电压互感器、电机等储能元件，一旦电源线路上发生单相接地故障，线路电源侧断路器跳闸，在未重合前，孤立出来的末端电网系统中的储能元件将向系统释放能量。而此时由于进线线路上接地故障的存在，形成了不接地系统发生单相接地故障。因此主变中性点承受很高的零序电压，导致主变间隙保护动作，跳开主变各侧断路器。当进线电源侧断路器达到重合闸时间重合成功后，由于主变跳闸仍无法正常供出负荷，严重影响供电可靠性。为此，要进行深入分析，寻求改进措施，确保电网稳定运行，减少负荷损失。
1变压器中性点接地方式
在电网实际运行中，变压器的中性点主要有三种工作方式：第一种是直接接地运行;第二种是不接地运行;第三种是部分接地运行，主要是用于多台变压器并列运行时。中性点直接接地运行的变压器的后备保护一般为零序电流保护，零序电流则由零序电流互感器取得（安装于中性点的引出线上），另外，还应增设零序功率方向元件。而中性点不接地运行的变压器，一般在中性点处需要加放电间隙，同时增设零序电压和零序电流作为放电间隙的后备保护。
（1）中性点直接接地运行
在电力系统中，诸多的变压器采用中性点直接接地运行的方式，该方式运行下应装设零序电流保护作为变压器接地后备保护。零序电流通常取自变压器中性点引出线上的零序电流互感器。通常，配置两段式零序过电流保护，配置保护时以减少切除故障后的影响范围为原则，这两段零序电流保护各带两级时限，根据较短的时限来断开分段断路器或母线联络断路器，以缩小故障影响范围;根据较长的时限有选择性的动作于断开变压器各侧断路器。
（2）中性点部分接地或不接地运行
相关技术规程规定，110kV及以上系统采用中性点直接接地的运行方式。然而当变电站有两台或两台以上变压器并列运行的时候，为了节省电网的运行成本和提高系统运行的可靠性，一般只保证一部分变压器的中性点可靠接地即可，这样既可以有效限制短路电流，又可以保证不会发生失地现象。这种中性点部分接地或不接地运行的变压器保护一般配置两种接地保护：其中第一种采用阶段式的两段式零序电流保护，用于中性点直接接地运行的变压器的接地保护;另一种采用的接地保护配置与并列运行的变压器台数有关，用于中性点直接接地运行的变压器。
2间隙保护
对于分级绝缘且中性点装设放电间隙的变压器，中性点可能直接接地运行，也可能不接地运行，在中性点不接地运行时，配置间隙零序过流零序过压保护作为接地故障的后备保护。
传统的间隙保护主要由间隙零序过流和零序过压或出口，经过延时t（0.3s）动作于跳闸，逻辑框图如下图。
间隙零序过流保护与零序过压保护合用一个时间元件，经过同一时间元件跳闸的动作逻辑值得探讨：
3案例分析
电网主接线图如上图所示，运行方式为进线电源侧断路器运行带3座末端变电站全站负荷。末端变电站1的10kV两段母线上各运行1台容量为1200kvar的电容器，末端变电站3的10kV 2段母线上各运行1台容量为4800kvar的电容器。3座变电站10kV母线分列运行，100断路器热备用。2018年7月12日，110kV电源线路距电源侧变电站约650m处发生B相接地故障。17ms后，电源侧变电站线路保护距离I段保护动作，零序过流I段保护动作，跳开线路电源侧断路器;1141ms后，重合闸动作（重合闸动作时间定值1s），开关重合成功。在线路电源侧开关跳闸到重合闸重合过程中，由于末端3座变电站中性点未接地，110kV系统通过电源线路与电网相连而具有的中性点接地点消失，此时电源线路上B相接地故障仍未消失，孤立的末端电网中储能元件释放能量，所以，492ms后末端变电站2的1号主变高后备保护装置间隙2保护动作（定值为零序电压180V、間隙电流5A、时限Ⅱ定值0.5s），跳开主变两侧开关。从末端变电站2的1号主变保护装置录波图可以看出，0时刻主变零序电压228V左右，波形为平顶，电压互感器饱和，此时主变间隙保护启动并计时，零序高电压持续110ms左右主变间隙击穿，出现很大的间隙电流。从录波图分析间隙电流最大值为27.5A左右，并不断衰减，持续时间为428ms，最小击穿电流值为16.31A左右，超过间隙电流定值（5A，0.5s），492ms1号主变间隙保护2出口（间隙保护1时限停运），主变保护动作是正确的。查看3座末端变电站其他5台主变保护均未动作。结合3座末端变电站110kV母线电压录波器判断，其他主变保护未动作是正确的，因为零序电压大于定值时间为110ms，小于保护动作时限定值，末端变电站2的1号主变间隙击穿后零序电压迅速下降至72V左右，间隙保护返回。通过对3座变电站6台主变间隙距离进行实测，末端变电站1，3主变中性点间隙型式为棒形，4台主变中性点棒间隙为220mm;末端变电站2的1号主变中性点球间隙为58mm，2号主变中性点球间隙为60mm。击穿与实际间隙设置相符。线路电源侧开关重合后由于末端变电站2的1号主变跳闸，其所带负荷未及时供出。
4改进措施
（1）对电网中末端变电站增加第二电源进线，增加进线断路器、电流互感器及保护装置、备自投装置，完善和优化电网结构。
（2）电网结构优化能彻底解决问题，但所需时间较长。为了能及时有效解决问题，通过对故障和现有保护装置配置研究，制定以下解决对策并实施，取得良好效果。实例2中的末端变电站进线无保护，因此根据实际情况制定了利用主变间隙保护实现快速切除末端系统中电容器的办法来防止主变全停。间隙保护一般有2个时限，整定较短时限来启动跳闸继电器的备用出口跳开电容器，整定较长时限跳变压器各侧断路器。这样电容器跳开后主变中性点零序电压降低，间隙保护返回。进线上若为瞬时故障，重合成功后主变正常供电，提高了供电可靠性。
（3）加强对线路出线走廊的保护力度，清除不安全因素。
5结论
变电站的安全稳定运行要求提高专业人员对设备原理的了解，增强发生故障时正确分析与处理问题的能力;应使运行人员掌握设备运维过程中安全措施的制定方法，减少人为造成隐性故障概率。
参考文献：
[1]张有亮，闫志刚，赵燕妹. 主变压器间隙保护与系统零序保护失配问题的解决措施探讨[J]. 内蒙古电力技术，2012，30（04）：23-26.
[2]闫新兰，王国金. 110kV主变间隙保护的整定与运行探讨[J]. 江西电力，2008（03）：41-43.
作者简介：
傅国良，（1975-），男，本科，技师，从事变电运行工作。