500kV母差保护误动的原因分析及改进措施

李鹏达

【摘 要】随着智能变电站技术水平的提高，变电站所具有的综合性、自动化特点逐渐增强。母差保护是保证变电站安全运行关键所在，文章主要对500kV母差保护误动原因进行分析，并提出相应的改进措施。

【关键词】母差保护；母差误动；误动原因；改进措施

对于双母线运行方式的500kV变电站，根据电网运行方式的实际需求，调度会经常要求运行人员倒闸操作，将各线路间隔在双母线上进行切换。母线差动保护装置BP-2B利用隔离刀闸辅助接点对母线实时的运行方式进行判别。变电站内运行方式变化时，对于BP-2B的大差计算没有影响，但直接影响到BP-2B的小差计算。如果隔离开关的实际位置与其辅助接点的状态不对应，将会导致母差保护小差计算错误，对母差保护装置的正常判断造成重大影响。

一、500kV母线故障分析

在发电厂和变电站中，母线起到了汇集、分配和传送电能的作用，是十分重要的一次设备。500KV变电站一般为双母接线方式或者双母双分段接线方式，典型的母线保护厂家为长园深瑞和南瑞继保。母线保护的逻辑有很多，主要包括以下4种：第一，母差保护，用于切除母线故障。为了躲区外故障時的不平衡电流，母差保护采用比率制动的方式，不同厂家的逻辑采用的比率制动系数不一样。第二，开关失灵时隔离故障的失灵保护。失灵保护分为两类：线路开关失灵和主变变高开关失灵。当线路发生故障或者对侧母线故障远跳本侧开关时，如果线路开关失灵，启动失灵保护隔离故障；当变高开关失灵时，如果主变其他侧有电源故障电源依然存在，需要联跳主变三侧开关才能隔离故障。第三，母联与CT间的死区故障。母联开关位置不一样，死区故障时的动作方式也不一样，死区故障分为合位死区和分位死区。第四，母联刀闸跌落时大差跳母联。当母联刀闸跌落时，故障特征跟母差保护其他几种保护均不一样，通过跳母联来隔离故障。

二、事故分析

2012年4月14日早上4：46分，某电厂500kV升压站第二串5023B相CT在运行过程中（并网运行后5天），突然发生设备故障，现场检查发现5023B相CT二次接线盒盖子变形飞出至地下，二次接线端子处有严重的烧黑痕迹。根据母差保护动作逻辑，大差作为区内故障判别，小差作为故障母线选择，即当大差元件动作时，根据各连接元件的刀闸位置计算母线的小差电流，最后判断故障发生在哪条母线。

三、500kV母差保护误动改进措施

1.保障DCS控制系统电源切换的总体效果

为DCS控制系统提供充足电力能源的系统，需要有两个独立的冗余电源作为支撑，而其在实际运用的过程中，如果两条供电线路切换过程不够顺畅，将会容易出现设备电源故障问题，比较常见的是电源环流问题。为了有效应对这类问题的出现，需要在开展电源切换工作之前开展充分有效的控制工作。需要选定合适的主要负荷电源，这可以根据冗余电源运行过程中的情况出发，任意选择合适的电源，而另一电源则将成为辅助型电源。这样在实际开展电源切换工作的过程中，将需要按照一定的运行机制进行设置，即为主电源保持着正常运行状态，辅助电源将会时刻保持着关闭状态，这样将能够促进电源切换的频率不断降低，从而减少了DCS控制系统能源切换过程中出现的误动和拒动问题。而当DCS控制系统运行中的主电源出现失效问题的时候，可以及时保证辅助电源的及时运行，从而也能够减少DCS控制系统保护功能出现误动和拒动现象的几率。

2.零序CT误差引起接地变压器保护误动

当500kV馈线发生接地短路故障时，故障线路零序CT检测到故障电流，对应的馈线零序保护首先启动切除故障线路，同时接地变压器的零序CT也检测到故障电流，保护启动，为了遵循选择性的原则，实现500kV馈线保护优先动作，500kV馈线零序保护电流和时间整定值要比接地变压器保护小。但由于各种原因，CT难免有误差，如果接地变压器的零序CT-10%的误差，馈线的零序CT+10%的误差，两者的实际电流动作值有时几乎相等，只依靠时间选择，当发生500kV馈线接地时，就很容易造成接地变零序过流越级动作。

3.压板电位异常防范措施

在开关从冷备用改运行、保护从信号改跳闸的倒闸操作中，需对出口压板进行测量。在倒闸操作中测量出口压板时应做好以下防范措施：操作和监护人员应熟悉即将操作的二次回路，以便能及时判断是否存在异常；操作前应检查直流系统电压，尽量避免直流接地时操作二次回路；操作前应检查保护装置无出口动作情况；操作人员应熟悉使用的万用表，使用前确认表盘档位指示清晰、表笔接线正确（或将操作用表的电流档接口封死），有条件时使用专用直流电压表；正确使用万用表，使用直流电压档，严禁使用电阻档，使用时应先接零，并在安全点测量正常电压；压板两端对地测量电压无异常，测量压板两端间确无电压后放上压板，测量一块放上一块，如遇异常应中断操作，异常排除后恢复操作，并履行相关手续。

4.提高互感器运行水平

首先，做好互感器的日常管理工作。定期监控互感器运行状况，采集运行数据加以分析，以判断互感器工作状态是否正常。对运行时间达20年及以上的老旧互感器，应特别加强监视，若发现存在介质损耗因数超标、绝缘老化和受潮等缺陷，应马上核实或立即更换，以确保设备健康运行。其次，新安装和检修后的互感器在投运前，应全面检查其密封状况，不得遗漏。其中油浸式互感器油位低于标准位时要及时补充油量，并不得有渗漏现象。SF6绝缘互感器不得有漏气现象，注意及时补充气压，维持在规定范围内。发现存在有油浸式互感器严重漏油或电容式电压互感器电容单元渗漏的情况，应立即停止运行。另外，对已安装完毕的互感器，若半年及以上时间未带电运行的，在准备带电运行前应重新进行预防性试验和检查，确保设备状态完好。

5.刀闸位置开入异常的防范措施

第一，母差保护装置在运行时，禁止开展与刀闸位置开入回路相关的工作。如果一定要开展的话，则要将工作间隔在母差保护屏模拟盘上对应的刀闸位置，将把手打到“强制合”或“强制分”位置，使得BP-2B刀闸位置开入与一次设备状态相一致，以规避BP-2B刀闸位置开入异常的风险。第二，在刀闸位置开入回路的相关工作结束后，验收时要测量刀闸辅助接点的导通情况，在刀闸位置变换过程中，辅助接点状态与刀闸位置同步。第三，在倒闸操作完成后或巡视过程中，应检查母差保护屏上的刀闸位置指示灯，以及装置的“互联”、“分列运行”等信号。对于异常的信号，不能马上复归。复归按钮的正确使用方法是，首先利用模拟盘上刀闸位置强制把手设为与现场一致，再按复归按钮，将异常信号先复归。直到故障处理完毕后，才能将模拟盘上的强制把手恢复为自动运行状态，同时观察异常信号有没有再次报出。

四、结语

总而言之，对变电站设备通讯故障现象原因都是多样的，在进行故障分析时候，要尽可能全面、详细了解故障现象和灵活运行故障分析方法，做好分析记录，整理和记录每一次故障分析、处理全过程，切实提高变电站母线差动问题的发生，提高变电站运行的整体水平。

【参考文献】

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