一起主变差动保护误动案例的分析与对策

罗婉琴

（石化管理干部学院，北京100012）

1 案例概况

2013年10月某日02时51分，某石化企业110kV王场变电站2#主变（63MVA）差动保护动作，主变三侧开关跳闸，6kV王两线（75开关）速断保护动作跳闸，重合闸动作成功。具体跳闸信息：02∶51∶48∶777，2#主变复式比率差动保护动作，主变三侧开关跳闸，差流18A；02∶51∶48∶788，6kV王两线（75开关）速断保护动作跳闸，故障电路15A；02∶51∶49∶652，6kV王两线（75开关）重合闸动作成功。故障时运行方式见图1。

图1 故障运行方式

对三侧TA保护范围内的一次设备进行检查，未发现三侧套管、瓷瓶、母排等有闪络、损坏现象，引线也不存在短路。变电站内巡视检查未发现明显故障点。事后对线路进行地毯式巡查，6kV王两线75线路64T8#杆下有小鸟尸体，并有烧灼痕迹。

2 变压器试验数据分析

为检测、监视主变压器运行状态，发现隐患，预防事故发生，在企业修试工区对其进行了预防性试验（绕组直流电阻测试，交流耐压、绝缘介质损耗、泄漏电流、油质化验、保护传动实验等）。结果表明，除6kV侧线圈直阻略有超标外，其它数据合格。且此直阻超标现象从投运时就存在，为此主变压器固有缺陷。对变压器油中气体含量进行化验，并与过去5年的历史数据进行对比，如图2、图3所示。

图2 变压器油中CO/CO2气体变化

图3 变压器油中烃类气体变化趋势

当故障涉及固体绝缘时，会引起CO和CO2的明显增长。据现有统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO和CO2含量上，一般没有严格界限，规律也不明显。这主要是由空气中吸收的CO2、固体绝缘老化及油的长期氧化形成CO和CO2基值过高造成。

现阶段对CO和CO2气体含量的绝对数值没有标准参照，仅能根据经验判断，当CO2/CO＞7，存在固体绝缘设备的老化可能性；当CO2/CO＜3，存在固体绝缘设备故障（高于200℃）可能性（变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 7252—2001）。

由图2可知，2012年CO2/CO=3937.3/705.9=5.58；2013年CO2/CO=3974.0/593.6=6.69，均不在故障范围内，即单纯从CO和CO2含量增长上无法确定变压器内部是否存在固体绝缘设备故障。

由图3可知，总烃类气体呈现逐年增长趋势明显，2013年总烃含量132.2接近国标150，主要是CH4和C2H6气体增长明显。说明主变压器内部存在低温过热缺陷。

3 案例事故原因分析

1）6kV王两线（75开关）保护跳闸原因分析

（1）故障电流真实性判断

①故障录波及微机保护装置均表明75线路有较大故障电流；②事后对75开关二次回路进行的专项检查及保护传动试验表明，75开关二次回路接线无错误，保护装置动作正常；③保护装置显示故障电流值为15A，75开关速断保护定值为12A，故障电流值大于整定值，故速断保护动作正确。

（2）故障原因查找

①恢复送电时，75开关送电成功，说明75开关跳闸是瞬时故障；②事后该线路地毯式巡查发现线路64T8#杆下有小鸟尸体，未僵硬，有烧灼痕迹；③未发现其他明显故障点。可见此次75线路速断保护动作跳闸为鸟害引起的瞬时短路故障。

2）2#主变（63MVA）差动保护动作分析

（1）主变差动电流真实性判断

①110kV 2#主变故障录波及微机保护装置记录显示保护二次存在很大故障电流，差流值18A；②为排除TA二次回路故障导致的计量不准确，对差动保护二次回路及微机保护设备进行专门检查及试验，结果显示表面TA二次回路接线完好，无两点接地、绝缘损坏、接线错误、接触不良等现象。微机保护装置（ISA-387F）采样精度合格及保护模块运行正常，保护传动试验正确。可见通过主变压器的故障电流真实存在。

（2）差动电流来源分析

主变压器差流来源主要有三种：励磁涌流、三侧TA保护区内故障、外部故障穿越性电流。以下逐一分析排查。

①励磁涌流

a）变压器励磁涌流在正常运行时值很小，一般不超过变压器额定电流的3%～5%，可忽略不计。

b）主变压器空投合闸或切除外部短路在电压恢复过程中会产生很大的励磁涌流，最大可达变压器额定电流的6～8倍，并有大量非周期分量和高次谐波分量。

c）励磁涌流中，含大量二次谐波分量，一般约占基波分量40%以上。利用差电流中二次谐波所占比率作为制动系数，可鉴别变压器空载合闸或外部短路故障恢复时的励磁涌流。

d）主变差动保护定值整定中，有两个定值与励磁涌流有关：一是差动电流速断保护，按躲过最大励磁涌流和外部不平衡电流整定；二是二次谐波比率制动系数，按励磁涌流中二次谐波含量整定。一般经验值取0.15～0.2之间。上级电网所下定值为0.15，符合保护值整定要求。

可见此次王场变2#主变复式比率差动保护动作，故障电流中二次谐波含量未达15%，故障电流不是励磁涌流。

②三侧TA保护区内故障

根据前面变压器色谱分析，尽管主变压器存在局部低温发热缺陷，只能导致变压器油总气体增加，不应导致产生差流。可见三侧TA保护区内无故障。

③外部故障产生的穿越性短路电流

a）从差动保护跳闸现象可知，主变差动保护动作后11ms，6kV王两线（75开关）速断同时动作，因开关动作固有时间一般为50ms左右，所以可认为主变差动保护与75开关同时跳闸。

b）75线路确有鸟害引起的损失故障短路，故可认定此次主变差动保护动作故障电流为6kV侧线路瞬时故障引起的穿越性短路电流。

4 差动保护误动原因分析

1）复式比率差动制动系数整定原理

复式比率差动保护中，为躲过保护区外故障，专门设置了复式比率制动系数K1，即图4中斜线斜率d043。K1大于差动比率定值d043，可躲过外部短路时的误差。

图4 主变差动保护保护范围

当差动电流与制动电流的比值大于此值时，复式比率差动保护才可能动作。K1越小该斜线越往下移，动作区越大制动区越小。K1越大该斜线越靠近纵轴，动作区越小制动区越大。此值是建议值，一般取0.3～0.5。

2）复式比率差动制动系数试验验证

为验证复式比率制动系数精度，对比率制动系数d043=0.3时的特性曲线进行试验，比率差动制动特性曲线如图5所示。

图5 K=0.3比率差动制动特性曲线

以上试验共进行4次。根据重复试验结果可知：比率制动边界附近的点波动比较大。保护装置的比率制动系数整定值为d043=0.3，根据DL（行标）规定允许误差为-5%～5%，即实际系数为0.285～0.315，实测系数＜0.285，点落在制动区，可靠不动作。实测值＞0.315，点落在动作区，差动保护不误动，实测系数为0.285～0.315，不能保证是否误动或拒动。根据实测，数据比率系数为0.289～0.292时差动保护容易误动和拒动。

绘制d043＝0.4及d043=0.5时的比率差动制动特性曲线，如图6及图7所示。

图6 d043=0.4比率差动制动特性曲线

图7 d043=0.5比率差动制动特性曲线

从图6可知，相对d043=0.3，动作区减小，判区外故障更加可靠，精度提升约4倍。从图7可知，相对d043=0.4，进一步减小动作区，提高区外故障的判断准确率，但精度相对降低。

综合误差大小、实际情况及国家电网经验值，综合考虑防止主变差动保护误动和拒动，建议比率制动系数提高为0.4或0.5。

图8为d043=0.3和0.4时的保护区对比图。红色区域为将d043从0.3调整到0.4后的制动扩大区域。调整后制动区将增大，动作区将缩小，降低了主变压器差动保护误动的概率。

图8 d043=0.3和0.4保护区对比

3）复式比率差动制动系数定值分析

上级电网所下定值为d043=0.33，因XX变保护装置只能输入一位小数，故保护装置整定值实际为0.3。从上述比率差动制动特性曲线来看，制动系数略为减小，保护动作区明显增加。差流越大，增加幅值越大。

4）案例差动电流值动作区位置分析

此次差动保护动作差流值为18A，因无法获得制动电流的数值，不能判断实际动作点到底是在动作区的哪个位置，但可通过数据反证此值在制动曲线附近：

2012年1月至今，王场变6kV侧线路故障先后发生22条次。其中变6kV线路故障的很多线路故障电流比此次故障电流大，有的开关（码头线）故障电流达到30.66A，TA变比400/5，折算到一次侧故障电流为2452A；6kV王两线（75开关）故障电流15A，TA变比200/5，折算到一次侧故障电流为600A。其他线路故障电流折算到一次侧，绝大多数比此次6kV王两线（75开关）故障电流大，但没有引起主变差动保护误动。

因此可推断：此次故障差动电流值应该在比率差动保护动作区边界。6kV王两线（75开关）故障与主变差动保护动作之间没有必然联系。75开关速断跳闸引起主变差动保护动作仅是偶然现象，因75开关从2012年1月至今跳闸次数最多，故引起主变差动保护误动的概率也最大。

结论：综合以上分析可推断，6kV王两线75线路鸟害引起的瞬时故障，在主变压器内产生穿越性短路电流，引起差流增大，保护属于误动。复式比率差动保护制动系数过小，无法完全躲过外部故障产生的不平衡电流。

5 对策

1）供电车间采取必要措施，努力减小线路瞬时故障发生概率。除防雷外，还需通过导线绝缘化、安装驱鸟器、捣毁杆塔上鸟窝等方式，减少鸟害对线路正常运行的危害。

2）将2#主变差动保护比率差动制动系数定值由0.3调至0.4，缩小动作区，扩大制动区，提高保护稳定性。

3）电力调度所对其它110kV主变压器保护定值进行核算，确保定值正确可靠。

4）因110kV王场变微机保护装置已运行10年，存在不稳定风险，应适时更换。

5）因王场变2#主变一直存在直阻超标和局部发热，应对该主变加强监测，必要时进行主变调芯检查。

[1]吴敏青，黎德初，等.炼油化工企业电力系统运行技术[M].北京：中国石化出版社,2013.1:132-147.

[2]宗钢.通过科技创新实现降本增效[J].中国石化,2013(5):56-57.

[3]电力系统安全经济运行高研班资料[Z].北京：石化管理干部学院,2013.