110 kV主變差動保護誤動原因分析

周文勇，程國萍

（云南電網有限責任公司文山麻栗坡供電局，云南文山 663000）

引言

電力系統由承擔電能傳輸、分配、轉化的一次系統和負責系統運行情況監測的二次系統共同組成[1,2]。互感器是一次系統與二次系統的橋梁，將一次系統的大電壓、大電流轉化為二次系統可處理的小電壓、小電流，轉化過程電壓、電流保真程度決定了二次系統的工作性能，差動保護使用電流量構建保護判據，電流互感器轉化的電流可直接影響差動保護的工作情況[3,4]，本研究借助變電站異常事件數據分析電流互感器電流飽和時對于保護的影響。

1 異常事件簡述

圖1為某110 kV 變電站主接線圖。2021年5月11日18:55:03.984，某110 kV變電站10 kV紅巖線三相瞬時電流速斷動作跳063 開關，18:55:06.066 重合閘動作合063 開關，18:55:06.164 因重合于故障瞬時電流速斷動作跳063開關，53 ms后#2主變A相差動保護動作跳主變三側102、302、002開關。故障前#1主變與#2 主變并列運行，112、312、012 母聯開關均處于合位，因此未造成電量損失。但35 kV 側有小型水電并網，故障后#1主變301斷路器單獨運行，造成301 斷路器溫度升高，最高達155 ℃，調度通知小型水電調減上網功率。

圖1 某110 kV變電站主接線圖

2 事故原因分析

事故發生后，事故調查人員對#2 主變和002 斷路器做了全面檢測，檢測數據顯示#2 主變和002 斷路器無異常；另一方面，事故調查人員對#2 主變差動保護裝置也做了全面檢測校驗，未發現問題。由于#2 主變及10 kV 線路未接入故障錄波，不能直接對#2 主變及10 kV 線路進行故障分析，只能通過110 kV 及35 kV 錄波圖進行間接分析。10 kV 紅巖線故障時瞬時電流速斷動作跳063 開關，故障電流二次值IB=127.49 A（定值35 A，0 s，CT 變比50/5）。2 s 后重合閘動作，故障電流二次值IA=164.87 A（定值35 A，0 s，CT 變比50/5）。18:55:06.217#2 主變A相差流為26.67 A，定值為26.64 A，A 相差動保護動作。

2.1 #2主變故障電流情況

（1）10 kV紅巖線故障時主變三側CT飽和情況

110 kV 高壓側共三條水電上網線路，10 kV 線路故障時會提供短路電流。計算發現兩臺主變高壓側CT均不飽和；東曼線、東巖線、東猛線是35 kV母線較大的電源點，會提供較大的故障電流，其余35 kV 線路是負荷，不提供故障電流，經計算，#1 主變、#2 主變中壓側三相電流均遠小于中壓側CT 額定準確限值一次電流8 kA，CT 不飽和。低壓側故障電流計算數據如表1 所示。CT 的變比為1000/5 A，一次電流限值是10 kA，#1 主變CT 不會飽和，#2主變CT會飽和。

表1 低壓側故障電流

（2）紅巖線重合于故障時主變三側CT 飽和情況

10 kV 紅巖線063 斷路器重合于故障時，經計算，#1 主變、#2 主變高壓側和中壓側CT 不會飽和。低壓側第二次故障電流計算數據如表2所示。#2主變低壓側CT飽和，#1主變低壓側CT不飽和。

表2 低壓側第二次故障電流

2.2 #2主變差動保護誤動分析

#2 主變高中壓兩側CT 沒有飽和，可將該誤動因素排除。#2 主變三側CT 伏安特性正常，#2 主變差動保護裝置校驗合格，#2 主變差動三側電流回路絕緣合格，這些因素也可以排除，初步判斷#2 主變差動誤動是由低壓側CT飽和引起的。CT飽和的主要影響因素如下：①一次電流偏移程度；②故障電流值；③互感器鐵芯剩磁；④二次回路阻抗。

10 kV 紅巖線故障跳閘與10 kV 紅巖線重合于故障時#2 主變低壓側CT 均飽和，僅后者發生誤動，可推斷誤動原因是后者CT 飽和程度比前者深，導致差流更大。最大的故障電流相偏差僅為6.8%，且保護是A 相差動動作，而#2 主變低壓側A 相電流前后兩次故障相差僅0.03 kA，可排除故障電流的影響。因為兩次故障回路阻抗未發生變化，所以二次回路阻抗因素也可排除。可從短路電流直流分量角度入手分析電流互感器飽和原因。

（1）前后兩次故障直流分量比較

①紅巖線第一次故障#2主變直流分量情況

紅巖線故障時110 kV 老麻線會提供最大短路電流，計算可知10 kV 紅巖線063 開關首次合于故障時110 kV 老麻線17.8 ms C 相直流分量出現最大值-0.757 kA，32.6 ms A 相直流分量出現最大值0.983 kA，33.6 ms B 相直流分量出現最大值-0.683 kA。A 相直流分量最大，可判斷出#2 主變低壓側三相CT中A相飽和程度高于B、C兩相。

②紅巖線第二次故障時#2主變直流分量情況

仍以110 kV 老麻線進行分析。可以看出10 kV紅巖線063 重合后110 kV 老麻線11.2 ms B 相直流分量出現最大值0.636 kA，16 ms A 相直流分量出現最大值-1.281 kA，18.6 ms C相直流分量出現最大值0.968 kA。A 相直流分量最大，可判斷出此情況#2主變低壓側三相CT 中A 相飽和程度遠大于B、C兩相。

（2）前后兩次故障#2 主變低壓側A 相CT 飽和程度比較

10 kV 紅巖線第一次故障時A 相直流分量絕對值為0.983 kA，第二次故障時110 kV 老麻線三相電流中A 相直流分量絕對值為1.281 kA。因此，10 kV紅巖線重合于故障時#2 主變低壓側A 相CT 飽和程度大于首次故障時的飽和程度。主變差動保護由具有制動特性的判據構成，CT飽和程度會影響差流大小，飽和程度越深差流越大，容易造成主變差動保護誤動。前后兩次故障時主變低壓側電流A 相較接近（故障時A相電流為13.03 kA，重合于故障時為13.06 kA），但是第二次故障時A 相飽和程度最深，故第二次故障時主變差流大于首次故障時的差流。#2主變誤動時差動電流IDA=26.67 A，比26.24 A的整定值略大，這解釋了10 kV 紅巖線重合于故障時#2主變差動保護誤動而10 kV紅巖線故障時未誤動的原因。通過對提供短路電流的三條110 kV 線路與三條35 kV 錄波圖分析計算，#2主變低壓側CT飽和導致了主變差流，而10 kV 線路重合于故障比首次故障時#2 主變低壓側CT 飽和程度深，從而主變差流更大是#2主變A相差動保護誤動的原因。

3 解決措施

（1）認真梳理此變電站近年事故情況，逐條落實事故整改到位情況。對于尚未整改到位的問題，應按輕重緩急原則編制整改清單。對于迫切需要解決的問題，如主變三側電流未接入故障錄波，給事故分析造成很大困難，應報送緊急項目予以整改。

（2）認真執行防范CT 飽和風險的反措，檢查轄區變電站CT 是否存在飽和風險，對于不符合反措要求的CT應盡快予以更換。

（3）該變電站相關二次設備已投運超過十年，保護裝置存儲保護信息、自檢信息、錄波信息能力差，監控后臺存儲能力也較差，重要的信息容易被覆蓋，不便于變電站運維與事故調查，應盡快投入資金開展綜自改造。

4 結束語

隨著經濟的發展，人們對供電可靠性提出了更高的要求，電網硬件設施需隨同經濟發展一起進步。電流互感器、電壓互感器等測量設備的正確、可靠工作是繼電保護系統可靠工作的前提，同時需要加強運行維護，保證其良好工作。