3起典型继电保护误动事件引发的思考

刘 琨，王小琪

（国网长治供电公司，山西 长治046000）

0 引言

国网继电保护作为电力系统安全稳定运行的“三道防线”中最为重要的组成部分，对电网的安全运行至关重要，电网调度运行人员和电力二次设备制造厂研发人员对于继电保护的设计和验证投入了大量的精力，试图改变现有继电保护装置中存在的问题，但当前电网在运的继电保护装置中，早期投运的设备运行周期已超过10年，由于设备更换周期长、一次设备无法停电和资金缺口等问题，大量设备处于超期服役状态，设备“老龄化”问题尤为严重。另外，电网的大规模发展也使许多设备选型不再适用，这就导致许多设备在运行中逐渐暴露出各类问题，保护装置不正确动作现象频发。为解决设备老化和不适配问题，各电网企业都在积极制订更换计划，但设备改造是个漫长的过程，需要大量的人力、财力、物力和时间投入。在旧设备改造完成前，加强分析运维过程中发现的典型问题，对做好当前设备运维工作很有必要，对今后新设备验收调试和运维经验积累也具有重要的指导意义。本文结合3起继电保护误动事件，提出现阶段一些主要的防范措施。

1 3起典型误动事件

1.1 主变低压侧出线故障越级致主变后备保护动作

1.1.1 故障情况

某日，某220 kV变电站35 kV线路331发生UV相间短路故障转三相短路故障。0 ms2号主变双套后备保护均启动，605 ms复压过流I段2时限出口，跳开主变低压侧302开关。与故障相关的系统接线如图1所示。

保护动作情况。2号主变保护配置的双套保护装置分别为国电南瑞的RCS-978E和国电南自的PST-1200。其中RCS-978E在08：02：01时，0 ms 2号主变低压侧后备保护启动，611 ms后备保护过流I段2时限保护动作（低后备过流I段2时限整定时间为0.6 s），跳开302断路器。PST-1200在08：02：01时，0 ms 2号主变中压侧后备保护启动，1 ms高压侧后备保护启动，2 ms低压侧后备保护启动，69 ms差动保护启动，605 ms低后备保护过流I段2时限保护动作（低后备过流I段2时限整定时间为0.6 s，方向未投），跳开302断路器。

图1主变低压侧出线故障越级动作系统接线图

1.1.2 现场检查情况

a）现场检查35 kV一次设备无异常。

b）与331同一条母线所带的出线保护323、326、328、C332、C333故障前后保护无启动信号；331保护（配置RCS-9613II光差电流保护）有启动信号，且该保护报出“通道故障”告警信号。

c）从主变录波器35 kV侧录波图可以看出，2号主变35 kV侧有明显故障电流，故障相由UV相间短路持续80 ms左右，转为UVW三相短路，持续到600 ms后保护出口跳闸。故障电流波形初始阶段有明显畸变，具有CT暂态饱和特点。分析为故障发生时，系统中存在较大的非周期分量，使得2号主变302电流互感器CT暂态饱和。

d）线路检查情况。结合录波分析和保护异常报文（由于现场检查中331的RCS-9613II保护装置掉电，启动报文和录波文件丢失），现场检查发现331线路有故障，电缆、光缆由于道路施工被挖断。

1.1.3 保护动作分析

331保护动作情况：RCS-9613II保护在故障期间有启动，但光差保护、后备保护均未出口，导致2号主变低后备保护过流I段2时限保护动作跳开302断路器。

1.1.4 331光差保护未出口原因

道路施工过程将光缆、电缆挖断，保护报出“通道故障”告警信号。331保护报“通道故障”时间为08：01：57；启动时间为08：02：00；2号主变启动时间为08：02：01。

根据装置时间可判断，光缆于故障发生前3 s中断，光纤差动保护退出，电缆后续挖断并发生相间短路故障，故光差保护未动作。

1.1.5 331后备保护未出口原因

为分析后备保护未出口原因，对该保护采样、定值、回路、电流互感器等进行了检查，并做了相关试验。

a）现场检查RCS-9613II保护装置定值整定正确，压板投退正确，端子排、端子箱二次接线正常。

b）装置和电流回路检查试验。保护装置采样试验见表1，定值校验见表2，电流互感器升流试验见表3。由试验数据可知，331保护装置采样正常，定值校验正确，装置动作行为正确，CT变比及电流回路正确。

表1保护装置采样试验结果

表2定值校验结果

表3电流互感器升流试验结果

c)电流互感器伏安特性试验。第一，电流互感器参数：山东泰开电气有限公司LW8-35A断路器内附套管型CT，CT参数如表4所示（以U相为例），现场保护使用2LH绕组，变比300/5。第二，电流互感器伏安特性试验，试验结果见表5。第三，电流互感器负载测量，测量结果见表6。第四，电流互感器直阻测量，测量结果见表7。第五，从一次故障电流计算，忽略35 kVⅡ段母线（故障线路所在母线）非故障线路负荷电流，331线路故障电流约为12 000 A，I2=12 000/60 A=200(A)，按照IF=2 A（U2=43 V）求得（以V相为例）U2=（I2-IF）×（ZLK+ZFZ）=（200-2）×（2×0.4+2.7）=693＞43(V)。此时该电流互感器发生了严重的饱和，励磁电流极大地增大，使互感器的误差成倍增大，甚至使一次电流全部变成励磁电流，造成二次电流为零的情况，影响保护的正确动作。

表4电流互感器参数表

表5电流互感器伏安特性试验数据表

表6电流互感器负载测量数据表

表7电流互感器直阻测量数据表

1.1.6 解决办法

充分考虑系统当前短路水平和今后发展需求，优先选用准确限值系数和额定拐点电压较高的电流互感器，确保支路在发生故障时一次电流传变不失真，保证继电保护动作的正确性。

1.2 电流回路问题引起的主变保护区外故障误动作

1.2.1 故障情况

2018-04-06上午11：44：41，某110 kV变电站35 kV的433线路发生L2L3相间短路故障，保护过流I段动作跳闸，2号主变第一套保护（CSC-326FA）比率差动保护动作，71 ms比率差动W相出口保护跳开2号主变三侧断路器，第二套保护（CSC-326FA）未动作。与故障相关的系统主接线情况如图2所示，2号主变保护动作报告见表8，保护装置故障量见表9。

图2与故障相关的系统主接线图

表8 2号主变保护动作报告

表9保护装置故障量

1.2.2 原因查找及分析

动作分析。通过录波图发现，2号主变第一套保护装置在故障发生时高压侧V、W相电流分别为30 A和60 A，中压侧V、W相电流分别为30 A和30 A。从表9中数据可以看出第二套保护高压侧V、W相电流分别为30 A和30 A，中压侧V、W相电流分别为30 A和30 A。

由此可知，第一套保护的高、中压侧产生差流，第二套保护高、中压侧没有产生差流。因此第一套保护比率差动动作，第二套保护未动作。

根据W相电流采样不一样，分析认为W相电流在采集过程中发生了错误，确定故障发生在W相电流互感器至保护装置之间。

1.2.3 现场的测试及检查

对保护装置进行试验，试验结果正确。对二次电缆进行检查，发现端子箱处W相二次电缆包扎处有燃烧现象，电缆芯已烧毁，4号芯接近

断裂，13号芯绝缘皮层毁坏。

1.2.4结论和处理方法

由于二次电缆4号芯受损，导致运行过程中发热产生自燃，与之紧邻的13号芯绝缘皮层受损，使4号芯与13号芯短路（如图3所示），4号芯中电流叠加至13号芯，从而导致第一套保护高压侧C相电流变大，产生差流，导致第一套主变保护比率差动C相出口。第二套保护所用的二次电缆芯未发生毁坏，因此采样结果未产生差流，第二套主变保护没有动作。将烧损的电缆更换后设备恢复正常。

图3 4号芯与13号芯破损短接示意图

1.3 装置本身缺陷引起主变保护区外故障误动作

1.3.1 故障情况

某日，某110 kV变电站位于1号主变低压侧的10 kV 1号站变发生三相短路故障，1号站变保护过流I段动作跳闸，同时1号主变保护RCS-9671比率差动保护动作，32 ms跳开1号主变三侧开关。与故障相关的系统接线见图4。

图4与故障相关的系统接线图

1.3.2 保护动作情况

1号主变RCS-9671主变压器保护显示比率差动动作，故障相别为U相，比率差动计算值为2.68Ie。保护故障电流、电压值见表10。

1.3.3 故障原因分析

因位于主变低压侧的1号站变故障，导致1号主变出现较大的穿越性故障电流，但从录波图上并未看出三侧U相电流与V、W相有明显不平衡（甚至偏小），说明外部电流互感器本身没问题，检查二次回路也未发现异常，因此判断误动可能由保护装置本身引起。

表10 1号主变压器保护故障电流及电压值

考虑到该套设备是2007年9月投运，至故障发生时刻，运行时长已超过10年，于是重点对保护装置进行检查校验。通过对交流插件进行测试分析，发现低压侧U相电流Ia4的采样数据显示异常。用示波器观察监视Ia4对应通道的输入及输出，发现通入大电流时输出的电流值比输入值明显偏小，经过分析判断是由于该通道滤波电容损坏，导致采样异常。

1.3.4 结论和处理方法

本次发生的1号主变差动保护区外故障误动原因是该装置低压侧电流U相采样异常（如表11所示），不能准确采集低压侧的U相电流值，从而产生计算差流使比率差动动作跳开1号主变压器三侧开关。将损坏的U相电流滤波电容更换后装置正常。

表11保护装置采样误差表

2 二次设备存在问题的原因及防范措施

2.1 原因分析

2.1.1 检修中遗留的隐患

第一起事件中，二次设备定检时只是按检修作业指导书完成了电流互感器的伏安特性和一次升流试验，只注重互感器本身和二次回路的正确性，未将互感器与电网适配性综合考虑，未与定值计算部门及时沟通，验证电流互感器是否满足电网短路水平要求；第二起事件中，二次设备定检时未能严格按照检验规程规定，对二次回路进行绝缘测试，致使电流回路电缆受伤绝缘降低未被发现，检验项目的缺项漏项现象为设备运行埋下隐患；第三起事件中，保护定检时对保护装置的试验未严格按照检验规程要求（电流试验采样值要大于2倍的二次额定电流）进行，导致装置在流入大电流时采样值不准，从而造成系统内有故障发生时装置不正确动作。

2.1.2 基建项目调试验收时遗留下的隐患

基建项目二次调试验收时存在的普遍问题是：留给二次验收的工期紧、任务重，导致验收人员不得不将验收重点放在主要项目上，许多次要项目被忽略掉，比如第二起事件中的电缆受伤问题就是施工人员在剥电缆皮时用力过大将绝缘皮损伤，之后又通过热缩管将受伤部位掩盖，导致验收时不采用绝缘测试的方法无法被发现，而二次验收时又恰恰漏掉此项，致使隐患埋下。

2.2 防范措施

主要的防范措施有以下几方面：工程设计要充分考虑电网的发展，不能仅以当前电网系统短路容量为依据进行设备选型，要为电网发展留下足够裕度；当系统发展到一定时期，定值计算人员要及时开展老旧变电站电流互感器的选型合理性排查，对已经不满足当前系统需求的电流互感器及时更换；新建工程调试验收和设备定检时一定要将主要二次回路的绝缘测试作为一项主要工作来抓，绝不能有疏漏；二次检修人员在二次新设备投产验收时严格校验电流互感器的伏安特性，确保试验值不低于铭牌值水平；保护定检过程中要认真完成电流互感器的伏安特性和一次升流试验，并用最新数据与投产数据进行比对，排查是否有电流互感器匝间短路和二次回路故障；保护定检时要严格按照规程要求，装置试验的采样加量值≥2In，以检验装置的采样值误差，确保不超过2.5%；加强老旧设备运维管理，制订计划及时分批更换。

3 结束语

虽然微机保护有一系列自我检验机制来检验装置本身及部分外回路故障，但还有许多故障是无法通过装置自检发现的，如本文中的3起事件原因，这3起事件归根结底都是由于装置电流采样链条上的某一环节出了问题，有的是互感器的传变特性不满足要求，有的是电流回路绝缘被破坏，有的是装置采样元件损坏，其结果都是使保护装置的CPU感受到与实际电流故障量不相符的错误数据，导致CPU计算“错误”，从而发出“不正确”的动作指令。这些故障是装置在正常运行状态下不易被发现的，但在遇到一次系统故障时就会暴露，并引发非预期的严重后果。要做到防患于未然就必须严格按照规程规定要求，从工程设计之初就严格把关，到调试、验收、送电全过程严格管控，设备定检时认真检验，同时加强老旧设备的改造、老旧设备备品备件的储备、二次专业巡视等工作，只有这样才能提前发现隐患并消除，避免类似事件的再次发生。