一起轉換型故障母差保護拒動分析及防范措施

趙 杰，吳國棟，馬艷峰，張 波

(1.國網甘肅省電力公司電力調度控制中心，甘肅 蘭州 730030；2.國網甘肅省電力公司檢修公司酒泉分部，甘肅 酒泉 735000)

0 引言

老舊變電站母差保護改造是一項常見且安全責任十分重大的工作。由于老舊母差保護改造的接線復雜，又涉及大量運行設備回路，因此在改造中稍有不慎，就可能引發母差保護誤動或拒動。母差保護誤動將造成大面積停電，而拒動則可能造成電力設備的損壞及系統的瓦解。因此，如何在母差保護改造中防止保護誤動或拒動，已成為保證電網安全可靠運行亟需解決的問題。

2016-05-09，某變電站發生了一起110 kV系統母線故障時母差保護拒動事故。該事故充分說明在老舊變電站母差保護的改造過程中，加強技術防范措施和現場管理的重要性。

1 事故經過

1.1 事故前運行方式

事故發生前，故障變電站110 kV甲、乙母并列運行；1號主變1101供甲母，帶1111，1113，1115，1119運行；2號主變1102供乙母，帶1112，1114，1118運行，1110旁路開關及旁路母線冷備用。

1.2 事故簡述

2016-05-09T08:10，該變電站1號主變后備保護復壓閉鎖方向過流，I段保護動作，啟動值0.84 A(二次 值 )，3.4 s 跳 1100 母 聯開 關，3.7 s跳1101開關；2號主變后備保護相間阻抗、限時速斷保護動作，啟動值 1.68 A(二次值)，1.2 s跳1100開關，1.5 s跳1102開關。110 kV母差保護甲母、乙母低電壓，CT斷線閉鎖燈亮，110 kV母差保護無其他信號，母差保護未出口。此事故造成變電站7條110 kV出線的用戶全部停電。

2 事故原因調查分析

2.1 現場檢查情況

現場檢查發現，該變電站2號主變1102甲母刀閘C相母線瓷柱爆裂，B相動靜觸頭有燒傷痕跡；1113線甲母刀閘A相開關側瓷柱上下有燒傷痕跡，乙母刀閘B相母線開關側瓷柱爆裂，乙母刀閘A相兩側有燒傷痕跡；2號主變110 kV中性點接地刀閘引線燒斷。

2.2 保護動作及錄波圖分析

該故障錄波圖如圖1—3所示。圖中縱坐標1—4表示 1號主變 1101電流Ia，Ib，Ic，In；5—8表示 2號主變 1102電流Ia，Ib，Ic，In。

(1) 當日08:09:45，1，2號主變保護裝置同時在中壓側發生A相接地故障時啟動。

1號主變中壓側A相接地故障一次電流： Ia=2 724 A，Ib=1 176 A，Ic=1 560 A；

圖1 故障錄波圖0-470 ms

圖2 故障錄波圖470-1 460 ms

圖3 故障錄波圖1 460-3 730 ms

2號主變中壓側A相接地故障一次電流：Ia=5 340 A，Ib=2 088 A，Ic=1 560 A。

由于故障前1號主變中性點不接地，2號主變中性點接地。在發生單相接地故障時，2號主變中性點接地構成零序電流回路，故2號主變中壓側A相故障電流大于1號主變A相故障電流。

故障期間，單相、三相短路故障電流實際值與仿真計算結果如表1所示。

表1 故障變電站跳閘故障電流分析 A

(2) 414 ms轉換為 AC 相接地故障，470 ms轉換為ABC三相故障。

1號主變中壓側三相故障一次電流：Ia=3 480 A，Ib=3 492 A，Ic=3 480 A；

2號主變中壓側三相故障一次電流：Ia=3 492 A，Ib=3 480 A，Ic=3 480 A。

(3) 520 ms，2 號主變保護中壓側相間阻抗一段啟動；795 ms，2號主變保護中壓側相間阻抗一段一時限動作發跳1100母聯開關令；845 ms，1100母聯開關跳開。

(4) 1 381 ms，2 號主變保護中壓側相間阻抗一段二時限動作發跳1102開關令；1 439 ms，1102開關跳開，2號主變中壓側一次電流為0。

(5) 3 703 ms，1 號主變保護中壓側方向過流一段二時限、中壓側過流一段二時限動作發跳1101開關令；3 765 ms，1101 斷路器跳開。

1 號 主 變 中 壓 側 一 次 電 流：Ia=4 164 A，Ib=4 164 A，Ic=4 104 A。

通過數據分析可以得出：在整個故障過程中，主變保護動作都是正確的，但是110 kV母差保護未動作出口。

2.3 母差保護拒動原因及后果分析

110 kV母線保護為HMZ-101中阻抗母差，于1996年11月投運。從故障數據分析，故障時短路電流為4.75 A(二次值)，遠大于母差保護差流定值0.6 A(二次值)，故障電流已達到母差動作條件，因此母差保護定值設置不是這次拒動的原因。

為進一步確定事故原因，現場對110 kV母線HMZ-101中阻抗母差保護進行了裝置性能、CT性能、二次回路等項目檢查，發現故障時裝置發出了“異常”信號，報CT斷線。因此著重對HMZ-101中阻抗母差保護裝置刀閘位置切換回路進行檢查，發現1114間隔端子箱至1114乙刀閘機構箱電纜(編號：1SS-127)線芯(編號733)斷裂。線芯(編號773)斷裂造成1114母差刀閘位置無法進入母差保護，使裝置電流判據∑I≠0(母線各支路電流和)，導致裝置產生0.25 A(二次值)的差流，大于CT斷線差流定值0.1 A(二次值)，母差保護閉鎖。此分析與圖4中的母差CT斷線邏輯圖所述原理一致。

圖4 母差保護CT斷線邏輯示意

經對現場多次認真查證后，確定在故障發生前進行1100母聯保護改造敷設二次電纜時，即3月31日施工人員在1114端子箱附近電纜溝中踩踏了二次電纜，造成1SS-127電纜線芯斷裂，使1114母差刀閘位置無法進入母差保護。4月2日，進行110 kV倒換母線操作時，甲乙母線互聯，母差保護甲母線CT斷線閉鎖動作(操作結束后信號復歸)。現場人員認為屬裝置誤發信號，未重視此信號，所以沒及時檢查裝置;直至事故發生期間再未進行過倒母線操作，CT斷線閉鎖動作信號未再次發出。在日常巡視中，運維人員未對母線保護差流進行仔細檢查，導致該隱患未被及時發現。

母差保護拒動后系統只能通過主變后備保護動作切除故障，由于后備保護動作延時,導致本應瞬時切除的故障需經較長延時后才能被切除(本次事故用了3 765 ms才完成故障切除。若母差保護正確動作，即便計入開關動作時間，也能在40—60 ms內完成故障切除)。這加重了對主變、開關等設備及電網的短路沖擊，縮短了主變壽命，并可能引發嚴重的主變損壞事故、電網失穩事故等，后果非常嚴重。

3 暴露問題與防范措施

3.1 暴露問題

(1) 施工現場管控不到位。現場施工人員進行1100母聯保護改造敷設二次電纜時，在1114端子箱附近電纜溝中踩踏二次電纜，造成1114間隔端子箱至1114乙刀閘機構箱電纜線芯斷裂。這暴露出施工現場管控不到位，野蠻施工現象突出。

(2) 對變電站老舊裝置改造時，運行設備及其回路的安全措施不到位。如對施工可能造成改變的刀閘位置切換回路、異常信號回路等把關不嚴、驗收不細、措施及記錄不全等，均是設備運行安全的風險。施工人員在改造1100母聯保護時，誤斷開母差保護信號電源和所有信號回路，現場運維人員及檢修人員沒有及時發現，從而導致異常時母差保護無信號告警。

(3) 運維巡視不到位。變電站施工導致刀閘切換回路電纜斷線發生，至事故發生期間母線未進行倒閘操作，現場運維人員對這套即將更換的母差保護巡視不到位，未發現母差保護裝置差流異常情況。

3.2 防范措施

(1) 變電站老舊母差保護更換過程中,刀閘回路改造是重要的工作項目，存在較大的安全風險。根據運行規程要求，除母線為3/2接線方式配置的母差保護外，其他形式的母線配置的母差保護均有出口電壓閉鎖功能。當母線發生故障，母線電壓降低并達到電壓閉鎖定值要求時，電壓閉鎖解除，母差保護具備出口條件。當母線未發生故障，即使發生類似1114刀閘輔助接點未接入母差保護且產生差流故障時，若母線電壓正常，電壓閉鎖功能也不會解除，母線保護不會發生誤動作。

根據裝置的這個功能，對于除3/2接線方式的母差保護外的其他母線保護改造中，可以在母差改造中退出母差保護CT斷線閉鎖功能，僅保證母差保護出口電壓閉鎖功能投入，同時保留母線CT斷線告警功能，并對CT斷線告警的情況及時進行處理。

(2) 差流采集的正確與否直接關系著母差保護動作的可靠性，因此在母差保護改造后及母差相關回路變動后，一定要通過帶負荷試驗驗證差流的正確性。在日常巡視中，運維人員要加強差流的巡視，對巡視中發現的差流異常及操作過程中出現的任何異常信號，均不能輕易放過，一定要仔細分析。

(3) 嚴格履行現場工作票制度，落實工作許可和監護責任，加強施工過程的監督，從源頭上杜絕設備和回路的缺陷。加強驗收過程的管理工作，認真改造1套，嚴格驗收1套，不給生產運行留下安全隱患。加強現場運行值班管理，對運行值班人員的巡視職責、巡視內容加以明確并組織學習。加強設備缺陷，特別是影響一、二次設備正常運行的嚴重缺陷的閉環處理，嚴格落實缺陷處理的時間要求，避免因設備缺陷掌握不到位造成事故擴大或延誤恢復送電。