羅婉琴

（石化管理干部學(xué)院，北京100012）

1 案例概況

2013年10月某日02時51分，某石化企業(yè)110kV王場變電站2#主變（63MVA）差動保護(hù)動作，主變?nèi)齻?cè)開關(guān)跳閘，6kV王兩線（75開關(guān)）速斷保護(hù)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(fù)式比率差動保護(hù)動作，主變?nèi)齻?cè)開關(guān)跳閘，差流18A；02∶51∶48∶788，6kV王兩線（75開關(guān)）速斷保護(hù)動作跳閘，故障電路15A；02∶51∶49∶652，6kV王兩線（75開關(guān)）重合閘動作成功。故障時運(yùn)行方式見圖1。

圖1 故障運(yùn)行方式

對三側(cè)TA保護(hù)范圍內(nèi)的一次設(shè)備進(jìn)行檢查，未發(fā)現(xiàn)三側(cè)套管、瓷瓶、母排等有閃絡(luò)、損壞現(xiàn)象，引線也不存在短路。變電站內(nèi)巡視檢查未發(fā)現(xiàn)明顯故障點(diǎn)。事后對線路進(jìn)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(shù)據(jù)分析

為檢測、監(jiān)視主變壓器運(yùn)行狀態(tài)，發(fā)現(xiàn)隱患，預(yù)防事故發(fā)生，在企業(yè)修試工區(qū)對其進(jìn)行了預(yù)防性試驗（繞組直流電阻測試，交流耐壓、絕緣介質(zhì)損耗、泄漏電流、油質(zhì)化驗、保護(hù)傳動實(shí)驗等）。結(jié)果表明，除6kV側(cè)線圈直阻略有超標(biāo)外，其它數(shù)據(jù)合格。且此直阻超標(biāo)現(xiàn)象從投運(yùn)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(jìn)行化驗，并與過去5年的歷史數(shù)據(jù)進(jìn)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(dāng)故障涉及固體絕緣時，會引起CO和CO2的明顯增長。據(jù)現(xiàn)有統(tǒng)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(xiàn)在油中CO和CO2含量上，一般沒有嚴(yán)格界限，規(guī)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(xiàn)階段對CO和CO2氣體含量的絕對數(shù)值沒有標(biāo)準(zhǔn)參照，僅能根據(jù)經(jīng)驗判斷，當(dāng)CO2/CO＞7，存在固體絕緣設(shè)備的老化可能性；當(dāng)CO2/CO＜3，存在固體絕緣設(shè)備故障（高于200℃）可能性（變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)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(nèi)，即單純從CO和CO2含量增長上無法確定變壓器內(nèi)部是否存在固體絕緣設(shè)備故障。

由圖3可知，總烴類氣體呈現(xiàn)逐年增長趨勢明顯，2013年總烴含量132.2接近國標(biāo)150，主要是CH4和C2H6氣體增長明顯。說明主變壓器內(nèi)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(guān)）保護(hù)跳閘原因分析

（1）故障電流真實(shí)性判斷

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

（2）故障原因查找

①恢復(fù)送電時，75開關(guān)送電成功，說明75開關(guān)跳閘是瞬時故障；②事后該線路地毯式巡查發(fā)現(xiàn)線路64T8#桿下有小鳥尸體，未僵硬，有燒灼痕跡；③未發(fā)現(xiàn)其他明顯故障點(diǎn)。可見此次75線路速斷保護(hù)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(hù)動作分析

（1）主變差動電流真實(shí)性判斷

①110kV 2#主變故障錄波及微機(jī)保護(hù)裝置記錄顯示保護(hù)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(dǎo)致的計量不準(zhǔn)確，對差動保護(hù)二次回路及微機(jī)保護(hù)設(shè)備進(jìn)行專門檢查及試驗，結(jié)果顯示表面TA二次回路接線完好，無兩點(diǎn)接地、絕緣損壞、接線錯誤、接觸不良等現(xiàn)象。微機(jī)保護(hù)裝置（ISA-387F）采樣精度合格及保護(hù)模塊運(yùn)行正常，保護(hù)傳動試驗正確。可見通過主變壓器的故障電流真實(shí)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(cè)TA保護(hù)區(qū)內(nèi)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(yùn)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(fù)過程中會產(chǎn)生很大的勵磁涌流，最大可達(dá)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(shù)，可鑒別變壓器空載合閘或外部短路故障恢復(fù)時的勵磁涌流。

d）主變差動保護(hù)定值整定中，有兩個定值與勵磁涌流有關(guān)：一是差動電流速斷保護(hù)，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(shù)，按勵磁涌流中二次諧波含量整定。一般經(jīng)驗值取0.15～0.2之間。上級電網(wǎng)所下定值為0.15，符合保護(hù)值整定要求。

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

②三側(cè)TA保護(hù)區(qū)內(nèi)故障

根據(jù)前面變壓器色譜分析，盡管主變壓器存在局部低溫發(fā)熱缺陷，只能導(dǎo)致變壓器油總氣體增加，不應(yīng)導(dǎo)致產(chǎn)生差流?？梢娙齻?cè)TA保護(hù)區(qū)內(nèi)無故障。

③外部故障產(chǎn)生的穿越性短路電流

a）從差動保護(hù)跳閘現(xiàn)象可知，主變差動保護(hù)動作后11ms，6kV王兩線（75開關(guān)）速斷同時動作，因開關(guān)動作固有時間一般為50ms左右，所以可認(rèn)為主變差動保護(hù)與75開關(guān)同時跳閘。

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

4 差動保護(hù)誤動原因分析

1）復(fù)式比率差動制動系數(shù)整定原理

復(fù)式比率差動保護(hù)中，為躲過保護(hù)區(qū)外故障，專門設(shè)置了復(fù)式比率制動系數(shù)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(hù)保護(hù)范圍

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

2）復(fù)式比率差動制動系數(shù)試驗驗證

為驗證復(fù)式比率制動系數(shù)精度，對比率制動系數(shù)d043=0.3時的特性曲線進(jìn)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(jìn)行4次。根據(jù)重復(fù)試驗結(jié)果可知：比率制動邊界附近的點(diǎn)波動比較大。保護(hù)裝置的比率制動系數(shù)整定值為d043=0.3，根據(jù)DL（行標(biāo)）規(guī)定允許誤差為-5%～5%，即實(shí)際系數(shù)為0.285～0.315，實(shí)測系數(shù)＜0.285，點(diǎn)落在制動區(qū)，可靠不動作。實(shí)測值＞0.315，點(diǎn)落在動作區(qū)，差動保護(hù)不誤動，實(shí)測系數(shù)為0.285～0.315，不能保證是否誤動或拒動。根據(jù)實(shí)測，數(shù)據(jù)比率系數(shù)為0.289～0.292時差動保護(hù)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(qū)減小，判區(qū)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(jìn)一步減小動作區(qū)，提高區(qū)外故障的判斷準(zhǔn)確率，但精度相對降低。

綜合誤差大小、實(shí)際情況及國家電網(wǎng)經(jīng)驗值，綜合考慮防止主變差動保護(hù)誤動和拒動，建議比率制動系數(shù)提高為0.4或0.5。

圖8為d043=0.3和0.4時的保護(hù)區(qū)對比圖。紅色區(qū)域為將d043從0.3調(diào)整到0.4后的制動擴(kuò)大區(qū)域。調(diào)整后制動區(qū)將增大，動作區(qū)將縮小，降低了主變壓器差動保護(hù)誤動的概率。

圖8 d043=0.3和0.4保護(hù)區(qū)對比

3）復(fù)式比率差動制動系數(shù)定值分析

上級電網(wǎng)所下定值為d043=0.33，因XX變保護(hù)裝置只能輸入一位小數(shù)，故保護(hù)裝置整定值實(shí)際為0.3。從上述比率差動制動特性曲線來看，制動系數(shù)略為減小，保護(hù)動作區(qū)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(qū)位置分析

此次差動保護(hù)動作差流值為18A，因無法獲得制動電流的數(shù)值，不能判斷實(shí)際動作點(diǎn)到底是在動作區(qū)的哪個位置，但可通過數(shù)據(jù)反證此值在制動曲線附近：

2012年1月至今，王場變6kV側(cè)線路故障先后發(fā)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(guān)（碼頭線）故障電流達(dá)到30.66A，TA變比400/5，折算到一次側(cè)故障電流為2452A；6kV王兩線（75開關(guān)）故障電流15A，TA變比200/5，折算到一次側(cè)故障電流為600A。其他線路故障電流折算到一次側(cè)，絕大多數(shù)比此次6kV王兩線（75開關(guān)）故障電流大，但沒有引起主變差動保護(hù)誤動。

因此可推斷：此次故障差動電流值應(yīng)該在比率差動保護(hù)動作區(qū)邊界。6kV王兩線（75開關(guān)）故障與主變差動保護(hù)動作之間沒有必然聯(lián)系。75開關(guān)速斷跳閘引起主變差動保護(hù)動作僅是偶然現(xiàn)象，因75開關(guān)從2012年1月至今跳閘次數(shù)最多，故引起主變差動保護(hù)誤動的概率也最大。

結(jié)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(nèi)產(chǎn)生穿越性短路電流，引起差流增大，保護(hù)屬于誤動。復(fù)式比率差動保護(hù)制動系數(shù)過小，無法完全躲過外部故障產(chǎn)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(fā)生概率。除防雷外，還需通過導(dǎo)線絕緣化、安裝驅(qū)鳥器、搗毀桿塔上鳥窩等方式，減少鳥害對線路正常運(yùn)行的危害。

2）將2#主變差動保護(hù)比率差動制動系數(shù)定值由0.3調(diào)至0.4，縮小動作區(qū)，擴(kuò)大制動區(qū)，提高保護(hù)穩(wěn)定性。

3）電力調(diào)度所對其它110kV主變壓器保護(hù)定值進(jìn)行核算，確保定值正確可靠。

4）因110kV王場變微機(jī)保護(hù)裝置已運(yùn)行10年，存在不穩(wěn)定風(fēng)險，應(yīng)適時更換。

5）因王場變2#主變一直存在直阻超標(biāo)和局部發(fā)熱，應(yīng)對該主變加強(qiáng)監(jiān)測，必要時進(jìn)行主變調(diào)芯檢查。

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