一起主變差動保護誤動案例的分析與對策

羅婉琴

（石化管理干部學院，北京100012）

1 案例概況

2013年10月某日02時51分，某石化企業110kV王場變電站2#主變（63MVA）差動保護動作，主變三側開關跳閘，6kV王兩線（75開關）速斷保護動作跳閘，重合閘動作成功。具體跳閘信息：02∶51∶48∶777，2#主變復式比率差動保護動作，主變三側開關跳閘，差流18A；02∶51∶48∶788，6kV王兩線（75開關）速斷保護動作跳閘，故障電路15A；02∶51∶49∶652，6kV王兩線（75開關）重合閘動作成功。故障時運行方式見圖1。

圖1 故障運行方式

對三側TA保護范圍內的一次設備進行檢查，未發現三側套管、瓷瓶、母排等有閃絡、損壞現象，引線也不存在短路。變電站內巡視檢查未發現明顯故障點。事后對線路進行地毯式巡查，6kV王兩線75線路64T8#桿下有小鳥尸體，并有燒灼痕跡。

2 變壓器試驗數據分析

為檢測、監視主變壓器運行狀態，發現隱患，預防事故發生，在企業修試工區對其進行了預防性試驗（繞組直流電阻測試，交流耐壓、絕緣介質損耗、泄漏電流、油質化驗、保護傳動實驗等）。結果表明，除6kV側線圈直阻略有超標外，其它數據合格。且此直阻超標現象從投運時就存在，為此主變壓器固有缺陷。對變壓器油中氣體含量進行化驗，并與過去5年的歷史數據進行對比，如圖2、圖3所示。

圖2 變壓器油中CO/CO2氣體變化

圖3 變壓器油中烴類氣體變化趨勢

當故障涉及固體絕緣時，會引起CO和CO2的明顯增長。據現有統計資料，固體絕緣的正常老化過程與故障情況下的劣化分解，表現在油中CO和CO2含量上，一般沒有嚴格界限，規律也不明顯。這主要是由空氣中吸收的CO2、固體絕緣老化及油的長期氧化形成CO和CO2基值過高造成。

現階段對CO和CO2氣體含量的絕對數值沒有標準參照，僅能根據經驗判斷，當CO2/CO＞7，存在固體絕緣設備的老化可能性；當CO2/CO＜3，存在固體絕緣設備故障（高于200℃）可能性（變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則GB/T 7252—2001）。

由圖2可知，2012年CO2/CO=3937.3/705.9=5.58；2013年CO2/CO=3974.0/593.6=6.69，均不在故障范圍內，即單純從CO和CO2含量增長上無法確定變壓器內部是否存在固體絕緣設備故障。

由圖3可知，總烴類氣體呈現逐年增長趨勢明顯，2013年總烴含量132.2接近國標150，主要是CH4和C2H6氣體增長明顯。說明主變壓器內部存在低溫過熱缺陷。

3 案例事故原因分析

1）6kV王兩線（75開關）保護跳閘原因分析

（1）故障電流真實性判斷

①故障錄波及微機保護裝置均表明75線路有較大故障電流；②事后對75開關二次回路進行的專項檢查及保護傳動試驗表明，75開關二次回路接線無錯誤，保護裝置動作正常；③保護裝置顯示故障電流值為15A，75開關速斷保護定值為12A，故障電流值大于整定值，故速斷保護動作正確。

（2）故障原因查找

①恢復送電時，75開關送電成功，說明75開關跳閘是瞬時故障；②事后該線路地毯式巡查發現線路64T8#桿下有小鳥尸體，未僵硬，有燒灼痕跡；③未發現其他明顯故障點。可見此次75線路速斷保護動作跳閘為鳥害引起的瞬時短路故障。

2）2#主變（63MVA）差動保護動作分析

（1）主變差動電流真實性判斷

①110kV 2#主變故障錄波及微機保護裝置記錄顯示保護二次存在很大故障電流，差流值18A；②為排除TA二次回路故障導致的計量不準確，對差動保護二次回路及微機保護設備進行專門檢查及試驗，結果顯示表面TA二次回路接線完好，無兩點接地、絕緣損壞、接線錯誤、接觸不良等現象。微機保護裝置（ISA-387F）采樣精度合格及保護模塊運行正常，保護傳動試驗正確。可見通過主變壓器的故障電流真實存在。

（2）差動電流來源分析

主變壓器差流來源主要有三種：勵磁涌流、三側TA保護區內故障、外部故障穿越性電流。以下逐一分析排查。

①勵磁涌流

a）變壓器勵磁涌流在正常運行時值很小，一般不超過變壓器額定電流的3%～5%，可忽略不計。

b）主變壓器空投合閘或切除外部短路在電壓恢復過程中會產生很大的勵磁涌流，最大可達變壓器額定電流的6～8倍，并有大量非周期分量和高次諧波分量。

c）勵磁涌流中，含大量二次諧波分量，一般約占基波分量40%以上。利用差電流中二次諧波所占比率作為制動系數，可鑒別變壓器空載合閘或外部短路故障恢復時的勵磁涌流。

d）主變差動保護定值整定中，有兩個定值與勵磁涌流有關：一是差動電流速斷保護，按躲過最大勵磁涌流和外部不平衡電流整定；二是二次諧波比率制動系數，按勵磁涌流中二次諧波含量整定。一般經驗值取0.15～0.2之間。上級電網所下定值為0.15，符合保護值整定要求。

可見此次王場變2#主變復式比率差動保護動作，故障電流中二次諧波含量未達15%，故障電流不是勵磁涌流。

②三側TA保護區內故障

根據前面變壓器色譜分析，盡管主變壓器存在局部低溫發熱缺陷，只能導致變壓器油總氣體增加，不應導致產生差流。可見三側TA保護區內無故障。

③外部故障產生的穿越性短路電流

a）從差動保護跳閘現象可知，主變差動保護動作后11ms，6kV王兩線（75開關）速斷同時動作，因開關動作固有時間一般為50ms左右，所以可認為主變差動保護與75開關同時跳閘。

b）75線路確有鳥害引起的損失故障短路，故可認定此次主變差動保護動作故障電流為6kV側線路瞬時故障引起的穿越性短路電流。

4 差動保護誤動原因分析

1）復式比率差動制動系數整定原理

復式比率差動保護中，為躲過保護區外故障，專門設置了復式比率制動系數K1，即圖4中斜線斜率d043。K1大于差動比率定值d043，可躲過外部短路時的誤差。

圖4 主變差動保護保護范圍

當差動電流與制動電流的比值大于此值時，復式比率差動保護才可能動作。K1越小該斜線越往下移，動作區越大制動區越小。K1越大該斜線越靠近縱軸，動作區越小制動區越大。此值是建議值，一般取0.3～0.5。

2）復式比率差動制動系數試驗驗證

為驗證復式比率制動系數精度，對比率制動系數d043=0.3時的特性曲線進行試驗，比率差動制動特性曲線如圖5所示。

圖5 K=0.3比率差動制動特性曲線

以上試驗共進行4次。根據重復試驗結果可知：比率制動邊界附近的點波動比較大。保護裝置的比率制動系數整定值為d043=0.3，根據DL（行標）規定允許誤差為-5%～5%，即實際系數為0.285～0.315，實測系數＜0.285，點落在制動區，可靠不動作。實測值＞0.315，點落在動作區，差動保護不誤動，實測系數為0.285～0.315，不能保證是否誤動或拒動。根據實測，數據比率系數為0.289～0.292時差動保護容易誤動和拒動。

繪制d043＝0.4及d043=0.5時的比率差動制動特性曲線，如圖6及圖7所示。

圖6 d043=0.4比率差動制動特性曲線

圖7 d043=0.5比率差動制動特性曲線

從圖6可知，相對d043=0.3，動作區減小，判區外故障更加可靠，精度提升約4倍。從圖7可知，相對d043=0.4，進一步減小動作區，提高區外故障的判斷準確率，但精度相對降低。

綜合誤差大小、實際情況及國家電網經驗值，綜合考慮防止主變差動保護誤動和拒動，建議比率制動系數提高為0.4或0.5。

圖8為d043=0.3和0.4時的保護區對比圖。紅色區域為將d043從0.3調整到0.4后的制動擴大區域。調整后制動區將增大，動作區將縮小，降低了主變壓器差動保護誤動的概率。

圖8 d043=0.3和0.4保護區對比

3）復式比率差動制動系數定值分析

上級電網所下定值為d043=0.33，因XX變保護裝置只能輸入一位小數，故保護裝置整定值實際為0.3。從上述比率差動制動特性曲線來看，制動系數略為減小，保護動作區明顯增加。差流越大，增加幅值越大。

4）案例差動電流值動作區位置分析

此次差動保護動作差流值為18A，因無法獲得制動電流的數值，不能判斷實際動作點到底是在動作區的哪個位置，但可通過數據反證此值在制動曲線附近：

2012年1月至今，王場變6kV側線路故障先后發生22條次。其中變6kV線路故障的很多線路故障電流比此次故障電流大，有的開關（碼頭線）故障電流達到30.66A，TA變比400/5，折算到一次側故障電流為2452A；6kV王兩線（75開關）故障電流15A，TA變比200/5，折算到一次側故障電流為600A。其他線路故障電流折算到一次側，絕大多數比此次6kV王兩線（75開關）故障電流大，但沒有引起主變差動保護誤動。

因此可推斷：此次故障差動電流值應該在比率差動保護動作區邊界。6kV王兩線（75開關）故障與主變差動保護動作之間沒有必然聯系。75開關速斷跳閘引起主變差動保護動作僅是偶然現象，因75開關從2012年1月至今跳閘次數最多，故引起主變差動保護誤動的概率也最大。

結論：綜合以上分析可推斷，6kV王兩線75線路鳥害引起的瞬時故障，在主變壓器內產生穿越性短路電流，引起差流增大，保護屬于誤動。復式比率差動保護制動系數過小，無法完全躲過外部故障產生的不平衡電流。

5 對策

1）供電車間采取必要措施，努力減小線路瞬時故障發生概率。除防雷外，還需通過導線絕緣化、安裝驅鳥器、搗毀桿塔上鳥窩等方式，減少鳥害對線路正常運行的危害。

2）將2#主變差動保護比率差動制動系數定值由0.3調至0.4，縮小動作區，擴大制動區，提高保護穩定性。

3）電力調度所對其它110kV主變壓器保護定值進行核算，確保定值正確可靠。

4）因110kV王場變微機保護裝置已運行10年，存在不穩定風險，應適時更換。

5）因王場變2#主變一直存在直阻超標和局部發熱，應對該主變加強監測，必要時進行主變調芯檢查。

[1]吳敏青，黎德初，等.煉油化工企業電力系統運行技術[M].北京：中國石化出版社,2013.1:132-147.

[2]宗鋼.通過科技創新實現降本增效[J].中國石化,2013(5):56-57.

[3]電力系統安全經濟運行高研班資料[Z].北京：石化管理干部學院,2013.