110 kV主变差动保护误动原因分析

周文勇，程国萍

（云南电网有限责任公司文山麻栗坡供电局，云南文山 663000）

引言

电力系统由承担电能传输、分配、转化的一次系统和负责系统运行情况监测的二次系统共同组成[1,2]。互感器是一次系统与二次系统的桥梁，将一次系统的大电压、大电流转化为二次系统可处理的小电压、小电流，转化过程电压、电流保真程度决定了二次系统的工作性能，差动保护使用电流量构建保护判据，电流互感器转化的电流可直接影响差动保护的工作情况[3,4]，本研究借助变电站异常事件数据分析电流互感器电流饱和时对于保护的影响。

1 异常事件简述

图1为某110 kV 变电站主接线图。2021年5月11日18:55:03.984，某110 kV变电站10 kV红岩线三相瞬时电流速断动作跳063 开关，18:55:06.066 重合闸动作合063 开关，18:55:06.164 因重合于故障瞬时电流速断动作跳063开关，53 ms后#2主变A相差动保护动作跳主变三侧102、302、002开关。故障前#1主变与#2 主变并列运行，112、312、012 母联开关均处于合位，因此未造成电量损失。但35 kV 侧有小型水电并网，故障后#1主变301断路器单独运行，造成301 断路器温度升高，最高达155 ℃，调度通知小型水电调减上网功率。

图1 某110 kV变电站主接线图

2 事故原因分析

事故发生后，事故调查人员对#2 主变和002 断路器做了全面检测，检测数据显示#2 主变和002 断路器无异常；另一方面，事故调查人员对#2 主变差动保护装置也做了全面检测校验，未发现问题。由于#2 主变及10 kV 线路未接入故障录波，不能直接对#2 主变及10 kV 线路进行故障分析，只能通过110 kV 及35 kV 录波图进行间接分析。10 kV 红岩线故障时瞬时电流速断动作跳063 开关，故障电流二次值IB=127.49 A（定值35 A，0 s，CT 变比50/5）。2 s 后重合闸动作，故障电流二次值IA=164.87 A（定值35 A，0 s，CT 变比50/5）。18:55:06.217#2 主变A相差流为26.67 A，定值为26.64 A，A 相差动保护动作。

2.1 #2主变故障电流情况

（1）10 kV红岩线故障时主变三侧CT饱和情况

110 kV 高压侧共三条水电上网线路，10 kV 线路故障时会提供短路电流。计算发现两台主变高压侧CT均不饱和；东曼线、东岩线、东猛线是35 kV母线较大的电源点，会提供较大的故障电流，其余35 kV 线路是负荷，不提供故障电流，经计算，#1 主变、#2 主变中压侧三相电流均远小于中压侧CT 额定准确限值一次电流8 kA，CT 不饱和。低压侧故障电流计算数据如表1 所示。CT 的变比为1000/5 A，一次电流限值是10 kA，#1 主变CT 不会饱和，#2主变CT会饱和。

表1 低压侧故障电流

（2）红岩线重合于故障时主变三侧CT 饱和情况

10 kV 红岩线063 断路器重合于故障时，经计算，#1 主变、#2 主变高压侧和中压侧CT 不会饱和。低压侧第二次故障电流计算数据如表2所示。#2主变低压侧CT饱和，#1主变低压侧CT不饱和。

表2 低压侧第二次故障电流

2.2 #2主变差动保护误动分析

#2 主变高中压两侧CT 没有饱和，可将该误动因素排除。#2 主变三侧CT 伏安特性正常，#2 主变差动保护装置校验合格，#2 主变差动三侧电流回路绝缘合格，这些因素也可以排除，初步判断#2 主变差动误动是由低压侧CT饱和引起的。CT饱和的主要影响因素如下：①一次电流偏移程度；②故障电流值；③互感器铁芯剩磁；④二次回路阻抗。

10 kV 红岩线故障跳闸与10 kV 红岩线重合于故障时#2 主变低压侧CT 均饱和，仅后者发生误动，可推断误动原因是后者CT 饱和程度比前者深，导致差流更大。最大的故障电流相偏差仅为6.8%，且保护是A 相差动动作，而#2 主变低压侧A 相电流前后两次故障相差仅0.03 kA，可排除故障电流的影响。因为两次故障回路阻抗未发生变化，所以二次回路阻抗因素也可排除。可从短路电流直流分量角度入手分析电流互感器饱和原因。

（1）前后两次故障直流分量比较

①红岩线第一次故障#2主变直流分量情况

红岩线故障时110 kV 老麻线会提供最大短路电流，计算可知10 kV 红岩线063 开关首次合于故障时110 kV 老麻线17.8 ms C 相直流分量出现最大值-0.757 kA，32.6 ms A 相直流分量出现最大值0.983 kA，33.6 ms B 相直流分量出现最大值-0.683 kA。A 相直流分量最大，可判断出#2 主变低压侧三相CT中A相饱和程度高于B、C两相。

②红岩线第二次故障时#2主变直流分量情况

仍以110 kV 老麻线进行分析。可以看出10 kV红岩线063 重合后110 kV 老麻线11.2 ms B 相直流分量出现最大值0.636 kA，16 ms A 相直流分量出现最大值-1.281 kA，18.6 ms C相直流分量出现最大值0.968 kA。A 相直流分量最大，可判断出此情况#2主变低压侧三相CT 中A 相饱和程度远大于B、C两相。

（2）前后两次故障#2 主变低压侧A 相CT 饱和程度比较

10 kV 红岩线第一次故障时A 相直流分量绝对值为0.983 kA，第二次故障时110 kV 老麻线三相电流中A 相直流分量绝对值为1.281 kA。因此，10 kV红岩线重合于故障时#2 主变低压侧A 相CT 饱和程度大于首次故障时的饱和程度。主变差动保护由具有制动特性的判据构成，CT饱和程度会影响差流大小，饱和程度越深差流越大，容易造成主变差动保护误动。前后两次故障时主变低压侧电流A 相较接近（故障时A相电流为13.03 kA，重合于故障时为13.06 kA），但是第二次故障时A 相饱和程度最深，故第二次故障时主变差流大于首次故障时的差流。#2主变误动时差动电流IDA=26.67 A，比26.24 A的整定值略大，这解释了10 kV 红岩线重合于故障时#2主变差动保护误动而10 kV红岩线故障时未误动的原因。通过对提供短路电流的三条110 kV 线路与三条35 kV 录波图分析计算，#2主变低压侧CT饱和导致了主变差流，而10 kV 线路重合于故障比首次故障时#2 主变低压侧CT 饱和程度深，从而主变差流更大是#2主变A相差动保护误动的原因。

3 解决措施

（1）认真梳理此变电站近年事故情况，逐条落实事故整改到位情况。对于尚未整改到位的问题，应按轻重缓急原则编制整改清单。对于迫切需要解决的问题，如主变三侧电流未接入故障录波，给事故分析造成很大困难，应报送紧急项目予以整改。

（2）认真执行防范CT 饱和风险的反措，检查辖区变电站CT 是否存在饱和风险，对于不符合反措要求的CT应尽快予以更换。

（3）该变电站相关二次设备已投运超过十年，保护装置存储保护信息、自检信息、录波信息能力差，监控后台存储能力也较差，重要的信息容易被覆盖，不便于变电站运维与事故调查，应尽快投入资金开展综自改造。

4 结束语

随着经济的发展，人们对供电可靠性提出了更高的要求，电网硬件设施需随同经济发展一起进步。电流互感器、电压互感器等测量设备的正确、可靠工作是继电保护系统可靠工作的前提，同时需要加强运行维护，保证其良好工作。