区外故障导致继电保护越级误动问题分析与预防
时间：2020-08-25 来源：博通范文网 本文已影响 人 
以两起 35kV 变电站保护越级跳闸事件分析实例为依据，深入探讨相关继电保护越级跳闸原因，结合现场相关试验数据或继电保护动作故障波形记录，重点分析电流互感器励磁饱和导致继电保护装置不能正确动作的过程，为类似事件的分析计算提供参考方法，并为防止电流互感器饱和提出预防措施，以促进电网系统的稳定运行。
电流互感器（current transformer, CT）作为电力系统一次与二次设备的关键衔接中间设备，其能否将一次电流正确传变为二次电流将直接影响继电保护能否正确动作。随着供电可靠性要求的逐步提高，任何一次继电保护的不正确动作都将影响电力系统的正常运行，继电保护装置的越级误动则影响更大。
有研究者指出 P 类互感器区外故障导致保护误动的主要原因是由于 CT 饱和，当然也有其他因素的影响。有很多研究者从各方面着手对 CT 饱和相关问题进行了研究，还有研究者针对CT 饱和的识别方法进行了深入研究。
本文以两起典型的 35kV 变电站越级跳闸事件实例为依据，案例 1 主要依据保护装置的故障录波、保护报文等现场记录较直观地分析事件原因；案例 2 在没有故障录波记录的情况下依靠现场试验数据、后台机报文，从理论上探讨、推导故障时的电流变化过程。
由两起案例重点分析由于电流互感器励磁饱和导致继电保护装置不能正确动作，造成相关保护越级跳闸的成因过程，为行业内类似事件的计算分析提供参考方法，并对防止 CT 饱和提出预防措施，促进电力系统的安全稳定运行。
1
案例 1
1.1
事件前后 D 变电站运行方式 35kV D 变电站为单台主变压器运行，图 1 所示为部分主接线图。正常运行时，35kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行，由 35kV 备自投保护装置实现进线的明备用，10kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，10kVⅠ段母线上仅有 011 出线间隔；10kV 052 断路器 2 号电容器一次设备发生故障后，052、
012 断路器由保护装置跳开，011 断路器由调度人员手动拉开。
图 1
35kV D 变电站部分主接线图 1.2
事件简要分析 2019 年 9 月 9 日 07:46，35kV 2 号主变低后备保护（装置型号 CSC-326GL）、10kV 2 号
电容器保护（装置型号 CSC-221A）均有保护动作报文，简要如下：
1）07:46:15.156，2 号主变低后备保护起动（主变低压侧 CT 变比为 400/5）。
2）07:46:15.531，低后备保护限时速断 T1 出口，（故障电流 IA=25.00A、IB=23.50A，IC=23.50A），10kV 母联 012 断路器跳闸，10kVⅠ段母线失压。
3）07:46:15.718，10kV 2 号电容器 052 断路器过流Ⅱ段动作（IA=12.06A、IB=7.25A，IC=12.18A），10kV 2 号电容器 052 断路器跳闸。
10kV 母联 012 断路器保护装置（型号 CSC-211）发“开关偷跳”，无保护起动报文。
现场检查 10kV 2 号电容器一次设备存在放电痕迹，查看 35kV 2 号主变低后备保护装置录波（如图 2）可知，故障电流出现前期，A、B 相电流大小相等，方向相同，故障发展到后期，三相电流大小相等，方向为正序方向。根据不对称短路故障时 YNd 接线变压器两侧电流关系的规律，可推测故障在 d 侧（10kV 侧），先是 AB 相间短路，后发展为三相短路。
图 2
35kV 2 号主变低后备保护装置录波图
10kV 2 号电容器 052 断路器间隔存在 AB 相间故障，052 断路器间隔的过流Ⅰ段并未动作，但却造成了 2 号主变低后备保护动作，跳开 012 断路器。
根据 10kV 2 号电容器保护装置提供的录波图（如图 3 所示）可知，装置采样故障电流波形为畸形波，10kV 2 号电容器 CT 变比为 100/5；将故障电流折算到一次设备侧，得故障相电流为 244A，远小于主变低后备保护装置采样得出的 2007.2A，可明显判断为 052 断路器间隔 CT 饱和，保护装置采样故障电流小于实际故障电流，达不到过流Ⅰ段保护动作定值，故过流Ⅰ段一直未动作，其故障发展顺序与图 2 的分析结果一致。
图 3
10kV 2 号电容器保护装置录波图 1.3
案例 1 结论分析 根据现场检查情况，确认 10kV 2 号电容器 AB 相一次设备存在短路故障，35kV 2 号主变低后备保护先于 10kV 2 号电容器保护动作，造成越级跳闸。
保护装置信息综合分析可知，由于 10kV 2 号电容器故障，造成 10kV 052 断路器间隔 CT 饱和，保护装置采样到的最大故障电流小于实际故障电流，仅有 12.2A，小于过流Ⅰ段 12.5A
的动作定值，因此过流Ⅰ段未动作；35kV 2 号主变低后备保护装置采到的最大故障相电流为25.09A，大于限时速断电流 14A 的动作定值，0.3s 左右主变低后备保护装置限时速断 T1 出口跳开 10kV 母联 012 断路器，10kVⅠ段母线失压。
但是 10kV 2 号电容器 052 断路器位于 10kVⅡ段母线上，故障未排除，故障电流一直持续存在，经 0.5s 左右的延时后，由于 10kV 2 号电容器装置采样电流 12.2A 大于过流Ⅱ段定值 7A，过流Ⅱ段保护出口，跳开 10kV 2 号电容器 052 断路器，故障点被隔离，保护动作结束。
2
案例 2
2.1
保护动作经过梳理 接地调通知 2019 年 12 月 15 日 22:31，35kV M 变电站 10kV 025 断路器过流Ⅰ段保护动作，35kV 1 号主变保护装置（型号为北京四方 CSC-326GF）比率差动保护动作，35kV 侧 301断路器、10kV 侧 001 断路器跳闸，直接造成 35kV M 变电站全站失压的恶性非计划停电事件。
图 4
35kV M 变电站部分主接线图 根据后台机报文可知具体保护动作情况如下：
（1）22:31:49.143，10kV 025 断路器过流Ⅰ段保护起动。
（2）22:31:49.184，主变保护起动。
（3）22:31:49.238，35kV 1 号主变比率差动出口（如图 5 所示），主变高压侧 301断路器、低压侧 001 断路器跳闸。
（4）22:31:49.262，10kV 025 断路器过流Ⅰ段动作（如图 6 所示）（Ia=32.5A，Ib=32.50A，Ic=32.00A）。
（5）22:31:50.287，10kV 025 断路器重合闸动作，重合成功。
图 5
主变保护测控装置比率差动保护出口
图 6
025 断路器过流Ⅰ段保护动作 2.2
现场检查情况 现场检查 35kV 1 号主变及 10kV Ⅰ段母线各间隔一次设备外观无异常，各 CT 变比为：
1）10kV 025 断路器 CT 变比为 300/5。
2）35kV 1 号主变 35kV 侧 301 断路器 CT 变比为 100/5。
3）35kV 1 号主变 10kV 侧 001 断路器 CT 变比为 400/5。
35kV 1 号主变差动保护平衡系数为 1.1。
根据电流互感器等效示意电路（如图 7 所示），ZLC 为电流互感器内阻，ZFZ 为负载电阻；电流互感器传变特性如图 8 所示。
图 7
电流互感器等效示意电路
图 8
电流互感器传变特性 根据欧姆定律计算可知 1 号主变 35kV 侧的开口电压 UL 约为 33.44V，10kV 侧的开口电压UL 约为 26.609V。
2.3
CT 励磁特性试验验证及原因分析 依据试验人员对 1 号主变 10kV 侧的 CT 进行励磁特性实验结果，当励磁电流为 20mA 时，UL 为 8V；即当 UL 为 8V 时该 CT 进入饱和状态，但由故障电流折算出的 UL 为 26.609V，已经远超过 8V，CT 进入严重饱和状态；35kV 侧的 CT 励磁特性试验结果为，当励磁电流为200mA 时，UL 为 57V，57V 大于 33.44V；即当发生故障时 1 号主变 35kV 侧的 CT 未饱和，处于正常的传变特性范围内，能够正确采样故障电流大小。
根据 025 断路器保护测控装置定值单可知，过流Ⅰ段保护定值为 14A，延时为 0.1s，重合闸时间为 1s。在 10kV 025 断路器间隔过流Ⅰ段保护 0.1s 延时过程中，故障电流流过 1 号主变10kV 侧 CT，导致该侧的 CT 饱和，不能正确传变故障电流大小，但主变 35kV 侧的 CT 可以正确传变故障电流。
最终 35kV 1 号主变高压侧和低压侧产生较大差流
根据 35kV 1 号主变保护测控装置（型号 CSC- 326GF）说明书可知，故障点处于差动保护动作范围内，故主变比率差动保护动作。
2.4
案例 2 结论分析 保护人员到达现场后对 10kV 025 断路器间隔、35kV 1 号主变保护间隔相关二次回路进行检查，并确认不存在故障，根据相关保护动作信息及试验人员的 CT 测试结果综合判断分析，可确认为本次 35kV 1 号主变比率差动保护动作跳闸是由于 10kV 025 出线间隔送电过程中线路存在三相短路故障，导致 10kV 025 间隔保护测控装置过流Ⅰ段保护动作跳闸。
由于过流Ⅰ段保护动作有 0.1s 的延时，进而故障电流穿越 35kV 1 号主变本体，但是 1 号主变低压侧 CT 抗饱和能力不足，很快进入饱和区内，引发主变高压侧和低压侧产生较大差流，故主变比率差动保护动作出口跳开 301 和 001 断路器，主变保护测控装置属于正确动作。
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预防措施 1）针对部分电流互感器流过故障电流时容易饱和的问题，可采用直接更换一次设备 CT 的方法，重新安装变比合适、传变特性满足要求的 CT 即可，或者调整 CT 使用的绕组变比。
2）通过继电保护的保护范围、时间搭配的调整临时代替一次设备的更换。
如案例 1 中的 35kV 2 号主变低后备保护限时速断电流 T1 出口时间设置为大于 10kV 2 号电容器保护过流Ⅱ段时间定值，或者将 2 号电容器保护过流Ⅰ段动作定值根据 CT 易饱和的特点进行适当调整，避免出现过流Ⅰ段定值过大保护永远不会动作的问题；案例 2 中由于过流Ⅰ段保护动作有 0.1s 的延时，故为了防止主变比率差动保护提前动作，可将主变保护的差动保护功能退出，完善主变保护的高后备和低后备功能，从而避免故障电流穿越后引起保护越级误动的风险。
3）根据最近的电流互感器传变特性研究分析成果，引入先进的 CT 饱和检测方法，除了研究
CT 稳态情况下的传变特性，更应该关注 CT 暂态饱和时的励磁特性，搭建相关仿真模型深入研究。研发应对 CT 暂态饱和的方案，比如针对 CT 的磁滞效应，深入研究 CT 剩磁衰减规律，提出剩磁抑制措施等基础性研究成果，或拓展研究其他防止 CT 饱和的预防性控制措施。
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结论 本文通过对两起 35kV 变电站越级跳闸事件的分析，根据现场相关试验数据、保护动作记录等信息，深入分析了电流互感器励磁饱和导致继电保护越级跳闸动作的原因，分别依据现场保护动作记录、实验数据分析确定事件原因，为类似事件的调查分析过程提供参考，并提出预防措施，以促进电网系统的稳定运行。
