一起接地變壓器保護誤動原因分析及防范措施

林輝新

（廣東電網有限責任公司汕頭供電局，廣東 汕頭 515041）

一起接地變壓器保護誤動原因分析及防范措施

林輝新

（廣東電網有限責任公司汕頭供電局，廣東 汕頭 515041）

變電站作為重要的電能轉換裝置，在電力系統中發揮著核心的樞紐作用。在10kV中性點經小電阻接地系統中，若10kV系統發生單相接地故障，變電站的接地變保護誤動，將直接影響用戶的正常供電。變電站一般采用接地變作為10kV站用變，用于發生接地時提供一個電流回路。本文通過一起接地變保護誤動事件，解讀監控報文和現場模擬實操，分析保護誤動原因和保護定值錯誤原因，提出相關的防范措施，希望對現場工作有所借鑒與參考。

接地變壓器；保護誤動；事故分析；防范措施

1.事件基本情況

1.1事件發生前運行方式

事件發生前，110kV甲線線供電110kV A變電站#1主變并帶10kV Ⅰ段母線負荷，110kV乙線供電A變電站#2主變并帶10kVⅡA、ⅡB段母線（帶#2接地變）負荷，110kV丙線供電A變電站＃3主變，10kVⅢ段母線尚未帶供電負荷。如圖1所示。

1.2事件發生經過

2014年07月23日18時48分，110kV A變電站#2接地變低側零流Ⅱ、Ⅲ段保護動作，#2接地變低側零流Ⅱ段閉鎖分段550備自投，#2接地變低側零流Ⅲ段跳#2主變變低502B開關，同時502B開關跳閘也聯跳#2接地變52D開關，造成10kVⅡBM母線失壓。

現場一次設備外觀正常，各項指示均無異常，二次設備檢查發現有10kV甲線529零序過流保護啟動的報文，#2接地變低側零流II、Ⅲ段保護動作，保護動作時限與定值單不符，現場裝置定值錯誤。

7月23日19時08分，A變電站10kVⅡA段母線轉由#1主變供電，經現場檢查確認站內設備無異常并將#2接地變定值按照正式定值恢復后，至20時01分，除10kV甲線外全部負荷恢復送電。

2.事件原因分析

2.1誤動原因分析

首先，核對#2接地變定值后發現事件發生時#2接地變裝置定值跟定值單完全不對應。其次，檢查10kV甲線保護定值，零序Ⅰ段電流0.48A，整定時間為1.0秒。

最后，根據配電部門的查線結果，10kV新業線后段發生接地故障，結合保護動作報告、啟動報告以及定值情況，判定為10kV新業線發生接地故障后，由于#2接地變裝置低壓側零序保護定值錯誤，在事故發生后0.6s跳開#2主變變低B分支502B開關造成。

2.2站#2接地變保護定值錯誤原因分析

（1）查找A變電站報文歷史記錄

發現綠色框內兩條SOE報文表明此時#2接地變低壓側零序過流保護時限為1.5s，與保護定值單對應；紅色框內兩條SOE報文表明此時#2接地變低壓側零序過流保護時限為0.4s，為錯誤定值。可判斷2013年12月28日11∶19～12∶20其間裝置定值發生了變化，如圖2所示。

紅色框內SOE報文表明此時#2接地變保護裝置“遠方-就地”把手被置于“就地”位置（具備修改定值的條件），如圖3所示。

（2）現場模擬實操定值區覆蓋誤操作

步驟1進入裝置定值菜單查看定值。

步驟2進入“定值修改”菜單查看裝置出口矩陣設置（按照裝置程序設置，必須進入定值修改才能查看裝置出口矩陣設置）。

步驟3：（廠家默認定值區為00區，此時由于沒有注意運行區域，導致直接進入了非運行區00，此時為失誤步驟）。

步驟4：查看設置正確后，在沒有對定值做任何變動的情況下進行回退。

步驟5：由于之前查看定值區為00區，與當前運行定值區01區定值不同，裝置認為定值改變，提示進行定值固化，施工人員認為定值未進行更改，選擇進行固化，但未注意到之前查看的為00區定值，固化后把00區定值固化至01區，導致定值錯誤。

（3）模擬實操小結

經調取變電站自動化系統后臺歷史記錄、保護裝置定檢報告、相關歷史工作票及詢問相關人員，并在備用饋線柜同系列保護裝置上進行實操模擬后，可確定10kV#2接地變保護裝置定值錯誤的原因為施工人員在進行“#2接地變52D與10kV分段550開關和10kV分段550備自投二次回路接線及檢查”工作時，由于對裝置不夠熟悉，加之操作過程中粗心大意，在查看裝置出口矩陣時誤將裝置0區調試定值覆蓋至1區運行定值所致。

圖1　A變電站主接線簡圖

3.事件暴露的問題及和整改措施

3.1事件暴露問題

本次事件是施工單位人員對運行設備誤整定引起的保護誤動作。暴露出以下問題：

（1）現場保護裝置查看出口矩陣需進入“定值修改”菜單執行，程序不合理。

（2）施工人員技能不足，在查看裝置過程中操作不當造成誤修改定值，也未按規范要求在完工后進行定值檢查，造成定值錯誤未能發現。

（3）施工人員工作票填寫不規范，僅填寫回路完善工作，未體現相關的調試及定值操作相關工作。

（4）監理人員現場監控不到位。

（5）驗收人員驗收把關不嚴，在投運前僅通過與施工人員以口頭方式進行定值確認，未對裝置本體進行定值檢查確認。

（6）運維單位未能及時通過保護裝置定值核查工作發現裝置定值錯誤。

3.2整改措施

（1）聯系廠家要求進行保護軟件程序修改，將查看出口矩陣選項放入“定值查看“菜單，避免誤導問題再次發生。

（2）加強施工單人員工作規范化教育，參照有關作業標準、作業表單要求，在保護裝置投運前，必須重新確認定值投運正確，并做好現場作業記錄。

（3）監理單位現場監管要到位，對涉及運行設備接入的必須全程參與。

（4）驗收人員要嚴格把關，在設備投運前必須在保護裝置本體檢查定值與定值單相符，不得依據口頭方式確認定值。

（5）加強現場作業把控，運維單位要加強保護裝置定值核查管理，確保繼電保護裝置定值、功能及壓板正確執行。

（6）加強運行設備過程管理，對涉及設備的改動工作加強監護和管理，及時發現問題和隱患并進行有效整改。

（7）對能實現保護密碼進行修改的保護裝置重新設立密碼，并統一管理。

4.整改效果與結論

經過上述整后進行加量模擬測試，模擬發生#2接地變低側零流Ⅱ、Ⅲ段保護動作時，#2接地變低側零流Ⅱ段不閉鎖分段550備自投，#2接地變低側零流Ⅲ段#2主變變低502B開關合位，#2接地變52D開關合位，10kVⅡBM母線電壓正常。確保繼保動作正確。通過以上分析可知，現場作業按規范執行，統一管理保護裝置修改密碼，做好保護裝置定值核查管理工作，由于人為因素導致的保護誤動是可以避免的。

圖2　110kV A變電站報文歷史記錄1

圖3　110kV A變電站報文歷史記錄2

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