王 銳，何小飛，李江陵，鐘 斌，楊永忠

(國網(wǎng)樂山供電公司，四川 樂山 614000)

電流互感器飽和對繼電保護(hù)裝置動作影響分析與對策

王 銳，何小飛，李江陵，鐘 斌，楊永忠

(國網(wǎng)樂山供電公司，四川 樂山 614000)

對電流互感器飽和對繼電保護(hù)裝置動作產(chǎn)生的影響進(jìn)行了分析，介紹了電流互感器發(fā)生穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)飽和現(xiàn)象的原理。并通過兩個實際案例分別對兩種飽和情況影響繼電保護(hù)裝置正確動作過程進(jìn)行了深入研究。最后針對可能造成的影響分別從設(shè)備選型，電網(wǎng)運(yùn)行方式調(diào)整，保護(hù)裝置研發(fā)改進(jìn)以及保護(hù)定值調(diào)整4個方面提出了詳細(xì)的措施建議。事實證明，通過這些措施可以有效降低電流互感器飽和對于繼電保護(hù)裝置的影響。

電流互感器;飽和;繼電保護(hù)動作;穩(wěn)暫態(tài)分析

電流互感器 (TA)及其二次回路的可靠性和保護(hù)裝置的正確動作密不可分，而事實上對保護(hù)定值的正確性、保護(hù)裝置的可靠性很重視，但是對于繼電保護(hù)裝置所選用的電流互感器參數(shù)選擇及實際特性校驗重視度不夠［1］，結(jié)合樂山供電公司發(fā)生的兩起因電流互感器飽和造成的保護(hù)裝置拒動和誤動事件進(jìn)行分析，并結(jié)合實際情況對電流互感器的參數(shù)選擇和減小因電流互感器飽和造成影響提出一些措施建議。

1 電流互感器的選型原則

目前保護(hù)用的電流互感器可分為兩類，一類是P類電流互感器，包括PX、PR兩類，該類電流互感器準(zhǔn)確限值為穩(wěn)態(tài)對稱短路電流的復(fù)合誤差或勵磁特性拐點來確定的。另一類是TP類電流互感器，該類電流互感器的準(zhǔn)確限值是考慮一次電流同時具有周期和非周期分量，并按照某種工作規(guī)定的暫態(tài)工作的峰值誤差來確定的。該類電流互感器適用于考慮短路電流中非周期分量暫態(tài)影響的情況［2］。

由于220 kV及以下系統(tǒng)暫態(tài)飽和問題及其影響后果較輕，因此保護(hù)用的電流互感器一般按穩(wěn)態(tài)條件選擇，選用P類互感器。而對于330 kV及以上系統(tǒng)，由于一次時間常數(shù)較長，電流互感器暫態(tài)飽和影響較嚴(yán)重，由此造成保護(hù)誤動和拒動后果嚴(yán)重，因此所選用的互感器應(yīng)保證不能造成暫態(tài)飽和，宜選用TP類電流互感器［3］。

2 電流互感器飽和理論分析

根據(jù)對電流互感器飽和現(xiàn)象的研究，電流互感器飽和現(xiàn)象分為兩種，一種是大容量穩(wěn)態(tài)短路電流引起的飽和 (穩(wěn)態(tài)飽和)，另一種是由于短路電流中含有非周期分量和鐵芯存在剩磁而引起的飽和(暫態(tài)飽和)［4］。在穩(wěn)態(tài)對稱短路電流 (非周期分量)下，影響電流互感器的主要因素有:短路電流幅值、二次回路阻抗。在實際短路暫態(tài)規(guī)程中，短路電流可能存在非周期分量而嚴(yán)重偏移。這可能造成電流互感器嚴(yán)重暫態(tài)飽和。

a. 穩(wěn)態(tài)電流飽和

穩(wěn)態(tài)電流飽和是指當(dāng)電流互感器通過穩(wěn)態(tài)短路電流超過一定值時，互感器鐵芯將出現(xiàn)飽和。這種飽和情況下二次電流出現(xiàn)波形畸變，呈脈沖波形，正負(fù)半波大體對稱。對于反映電流值相關(guān)的保護(hù)，如過電流保護(hù)和阻抗保護(hù)，飽和將使靈敏度降低，甚至拒動。而對于差動保護(hù)，由于差電流取決于兩側(cè)互感器飽和特性差異，如果兩側(cè)互感器飽和特性差異較大，一側(cè)飽和另一側(cè)不飽和，則在區(qū)外故障時，差動保護(hù)可能誤動，電流互感器發(fā)生穩(wěn)態(tài)電流飽和時二次諧波中的諧波分量主要是3次諧波，2次諧波分量幾乎沒有。

b. 暫態(tài)電流飽和

短路電流中一般含有非周期分量，特別是在高壓系統(tǒng)中，短路電流的非周期分量更加顯著，這將使電流互感器的傳變特性嚴(yán)重惡化，原因是電流互感器的勵磁特性按照工頻設(shè)計，在傳變等效頻率很低的非周期分量時，鐵芯磁通 (即勵磁電流)需要大大增加，非周期分量導(dǎo)致互感器暫態(tài)飽和時二次電流是不對稱的，波形會朝著一方整體上移［5］，如圖1所示。這樣就更加速了互感器的飽和。電流互感器發(fā)生暫態(tài)電流飽和時二次電流中諧波分量主要是2次諧波，3次諧波分量較少。

圖1 TA飽和時一次側(cè)有無非周期分量傳變特性對比

3 實例分析

3.1 案例1

2014年11月17日0時26分，110 kV斑竹灣站10 kV斑肖線955開關(guān)柜出線電纜接頭處短路故障，955開關(guān)保護(hù)拒動，1號主變低后備保護(hù)過流Ⅰ段動作跳開930開關(guān)，2號主變低后備過流Ⅳ段動作跳開102、902開關(guān)，造成10 kVⅡ段母線失電，110 kV斑竹灣站部分主接線圖如圖2所示。

a. 故障分析

根據(jù)保護(hù)動作報文得知此次故障為三相短路，901和902開關(guān)TA變比3 500/5,955開關(guān)TA變比200/5，由主變錄波電流 (20+16=36 A)換算出流經(jīng)955開關(guān)TA的一次故障電流約為36×700=25 200 A(930跳開后降為14 000 A)，二次故障電流25 200/40=630 A。955開關(guān)TA的精確級為5P10，即在額定電流10倍以內(nèi) (準(zhǔn)確度限值電流為200×10=2 000 A)，TA誤差不大于±5%，但實際的故障電流約為額定電流的126倍。由圖3可看出，故障發(fā)生時，955開關(guān)TA已嚴(yán)重飽和，波形畸變嚴(yán)重，基波分量很小且含有大量諧波，造成線路保護(hù)拒動。

圖2 110 kV斑竹灣站部分主接線圖

圖3 斑肖線B、C相故障電流波形圖

b. TA熱穩(wěn)定校驗

根據(jù)以上分析得知當(dāng)時三相短路電流為25.2 kA，動穩(wěn)定電流為2.55 ×25.2=64.26 kA。

斑肖線TA熱穩(wěn)定電流值為31.5 kA及以上，動穩(wěn)定電流為80 kA及以上，而主變低后備保護(hù)切除本側(cè)動作時間為1.7 s。

10 kV母線短路熱穩(wěn)定值為25.22×1=635，TA的熱穩(wěn)定值為31.52×1.7=1 686＞635，因此熱穩(wěn)定滿足要求。

c. TA動穩(wěn)定校驗

母線短路動穩(wěn)定值為65.26 kA，TA的動穩(wěn)定值為80 kA＞65.26 kA，因此動穩(wěn)定滿足要求。

從以上分析可知，由于斑肖線TA的準(zhǔn)確限值與TA變比組合不滿足，使得當(dāng)發(fā)生近區(qū)故障時，短路電流大于準(zhǔn)確限值，造成TA嚴(yán)重飽和，傳變性能下降，波形畸變，造成了線路過流保護(hù)采樣裝置無法采集到實時電流量造成保護(hù)拒動。

3.2 案例2

2011年10月23日19時31分，110 kV黃土變電站1號主變區(qū)外發(fā)生故障，故障點在開關(guān)柜內(nèi)部上方，故障類型為AC相短路，在此次故障中，1號主變的兩套差動保護(hù)裝置動作行為不一致，第一套保護(hù)動作報文顯示:0.000 ms差動保護(hù)啟動，0.027 ms差動保護(hù)出口，三相差流分別為ICDA=5.198 A ，ICDB=0.155 A，ICDC=5.425 A，第二套保護(hù)裝置的動作保護(hù)為:0.000 ms差動保護(hù)啟動，三相差流分別為:ICDA=0.002 A ，ICDB=0.002 A，ICDC=0.004 A，由于是區(qū)外故障，可以基本斷定1號主變第一套保護(hù)屏在此次故障屬于誤動作，110 kV黃土變電站部分主接線圖如圖4所示。

圖4 110 kV黃土變電站部分主接線圖

a. 故障分析

對于1號主變差動保護(hù)，上述故障為區(qū)外故障，但從故障錄波圖中可看到，1號主變35 kV側(cè)二次電流發(fā)生嚴(yán)重畸變 (A、C相)。其中1號主變差動保護(hù)動作報告中顯示A相差流為5.198 A，C相差流為5.425 A，這說明故障發(fā)生時，A、C相TA發(fā)生飽和導(dǎo)致二次電流無法如實反映一次電流。A相二次諧波含量為0.805 A，C相二次諧波含量為0.535 A。

根據(jù)故障數(shù)據(jù)，繪制差動保護(hù)特性圖得知，A、C相已落入比率制動差動保護(hù)動作區(qū)。因此符合動作條件。且A相電流中二次諧波含量為0.805/5.198 ×100%=15.5%，C 相電流中二次諧波含量為 0.535/5.425 ×100%=9.86%，故障諧波含量未達(dá)到保護(hù)定值整定的20%。因此差動保護(hù)動作開放。

b. TA穩(wěn)態(tài)特性分析

通過故障錄波圖可得出35 kV側(cè)實際三相短路電流，IdA=11 571.5 A，IdB=10 946.9A，IdC=11 604.9 A，由于35 kV側(cè)變比為2 000/5，這說明，35 kV側(cè)A、C相TA在一次電流在不到額定電流的6倍時就開始飽和。

而35 kV側(cè)TA的準(zhǔn)確限值為10P20，隨后對35 kV側(cè)TA進(jìn)行伏安特性測試和10%誤差測試。從試驗結(jié)果看，35 kV側(cè)TA一次流過10倍額定穩(wěn)態(tài)電流時，保護(hù)的二次繞組誤差不會超過10%。

c. TA暫態(tài)特性分析

造成TA飽和的各種因素中，除了流過TA的故障短路大小外，一次電流的偏移程度同樣是造成TA飽和的一個重要原因，這種偏移正是短路電流中含有大量的非周期分量。實際上由于短路電流非周期分量的影響，即使短路電流值不大，也可能產(chǎn)生嚴(yán)重暫態(tài)飽和而造成很大誤差。

通過以上分析，可推斷出本次差動保護(hù)誤動是由于主變低壓側(cè)TA出現(xiàn)暫態(tài)飽和，造成差動保護(hù)感受到差流，落入保護(hù)動作區(qū)，二次諧波制動未達(dá)到閉鎖值，最終造成區(qū)外故障時主變差動保護(hù)誤動。

4 提高TA抗飽和能力的措施建議

a. 加強(qiáng)對TA選型工作。根據(jù)《電流互感器選用導(dǎo)則》，加大TA動熱穩(wěn)定參數(shù)、TA變比和準(zhǔn)確限值的校核選擇。對于TA動熱穩(wěn)定校驗，應(yīng)按照各站最大運(yùn)行方式下的最大短路電流值來核算［6］，使得TA的動熱穩(wěn)定值應(yīng)大于短路電流值。在TA準(zhǔn)確限值系數(shù)選擇上，應(yīng)按照TA一次額定電流乘TA準(zhǔn)確值系數(shù)大于最大短路電流值，才能確保TA的誤差在合格范圍內(nèi)。

需要注意的是在TA選型時，還需考慮TA的安裝尺寸是否滿足現(xiàn)場開關(guān)柜的相間以及相對高壓開關(guān)柜柜體的安全凈距。因為準(zhǔn)確限值系數(shù)越高，TA的鐵芯越大，設(shè)計寬度也會越大，成本也會越高。而TA變比越大，測量誤差也會越大，因此在TA選型時應(yīng)結(jié)合實際情況綜合考慮。

b. 開展變壓器抗短路能力的校核工作，根據(jù)設(shè)備的實際情況有選擇性的加裝中性點小電抗、限流電抗器等，對不滿足要求的變壓器進(jìn)行改造或更換。在核算時應(yīng)特別注意主變并列數(shù)量對短路電流的影響。計算表明，主變高、中壓側(cè)發(fā)生短路時短路電流與主變并列數(shù)量影響不大，而低壓側(cè) (中壓側(cè)沒有電源情況下)發(fā)生短路時，流過主變的短路電流與并聯(lián)數(shù)量有明顯關(guān)系［7］。數(shù)據(jù)顯示，同一變電站內(nèi)，并聯(lián)變壓器數(shù)量越多，低壓側(cè)短路電流值越大，即低壓側(cè)采用分列運(yùn)行方式能減小短路電流值。

目前主要采用的限制短路電流方法包括:改變中性點接地方式或加裝小電抗抑制單相短路電流;大容量開關(guān)限流;出線加裝固定串聯(lián)電抗器;加裝新型可控串聯(lián)限抗;變壓器分列運(yùn)行，這些方法各種優(yōu)劣。除中性點加裝小電抗為單一針對單相短路電流的限流措施，其他幾種方法都是針對三相短路情況的。對于低壓側(cè)故障，則可采用低成本、技術(shù)成熟的出線加裝固定電抗的方式［8］。

c. 采用具有抗飽和能力的繼電保護(hù)裝置。目前國內(nèi)各保護(hù)裝置廠家都在研究繼電保護(hù)裝置的TA抗飽和能力，并已取得了一些成果，在220 kV及以上的主變差動和母線差動保護(hù)裝置中，均設(shè)置有TA飽和檢測元件，可以有效避免差動保護(hù)因TA飽和造成區(qū)外故障時誤動。

目前TA飽和檢測元件原理有兩種，一種是采用自適應(yīng)阻抗加權(quán)抗飽和方法，即利用電壓工頻變化量啟動元件自適應(yīng)開放加權(quán)算法［9］。另一種是目前常采用是諧波制動方法，利用TA飽和后，無論是穩(wěn)態(tài)還是暫態(tài)分量都有大量2、3次諧波分量，通過檢測電流中2、3次諧波含量作為判據(jù)。當(dāng)與某相差動電流有關(guān)的電流滿足整定定值時即認(rèn)為此相差流為TA飽和引起，閉鎖差動保護(hù)。該方法有效避免差動保護(hù)因TA保護(hù)造成區(qū)外故障誤動，但無法在TA飽和時對電流類保護(hù)出現(xiàn)拒動及時發(fā)現(xiàn)采取措施［10］。

d. 調(diào)整保護(hù)定值，縮短故障時間。從以上兩個案例可知，當(dāng)發(fā)生近區(qū)故障時，如果TA飽和造成保護(hù)拒動，這時如果主變后備保護(hù)定值整定不當(dāng)，不能及時切除故障短路電流，將可能造成對主變的嚴(yán)重沖擊，甚至對主變低壓側(cè)繞組造成損壞。因此針對主變近區(qū)短路這一情況，如果TA因現(xiàn)場實際無法滿足相關(guān)要求，可考慮對線路保護(hù)以及主變后備保護(hù)定值進(jìn)行調(diào)整，在確保不越級誤動的情況下，盡量縮短故障時間，減少故障損失。

目前，樂山供電公司35 kV出線過流Ⅰ段最長時限整定為0.9 s;35 kV出線過流Ⅲ段最長時限為1.5 s;10 kV出線過流Ⅱ段最長時限為0.7 s;10 kV出現(xiàn)過流Ⅲ段最長時限為1.2 s。調(diào)整后，一是對于35 kV、10 kV側(cè)后備保護(hù)跳相應(yīng)側(cè)分段時限，以較短時限跳相應(yīng)分段開關(guān)，快速隔離故障。整定主變10 kV側(cè)后備跳分段930開關(guān)時限統(tǒng)一按0.8 s整定;35 kV側(cè)后備跳分段530開關(guān)時限統(tǒng)一按1.0 s整定。(與相應(yīng)出線最長時限有0.1 s級差，不致頻繁動作)。二是對于35 kV、10 kV側(cè)后備保護(hù)跳本側(cè)，與相應(yīng)出線保護(hù)過流Ⅲ段完全配合。整定35 kV、10 kV側(cè)出線過流Ⅲ段與相應(yīng)電壓等級主變后備跳本側(cè)段電流定值有不小于1.1的配合系數(shù)，時限級差不小于0.3 s。通過調(diào)整保護(hù)定值，達(dá)到縮短故障切除時間目的。

5 結(jié)束語

本文對電流互感器飽和對繼電保護(hù)裝置動作影響進(jìn)行介紹，結(jié)合樂山供電公司發(fā)生的兩起事件分別進(jìn)行了詳細(xì)分析，并分別從互感器本身，電網(wǎng)運(yùn)行方式、繼電保護(hù)裝置等方面提出了改進(jìn)措施。事實上，電流互感器飽和一直是影響繼電保護(hù)動作的一個重要因素，通過近些年的努力，也取得了很大進(jìn)步，相信通過各方面的努力，電流互感器飽和對保護(hù)裝置的影響將逐步消除。

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Influence Analysis and Strategy on Relay Protection Operation for Current Transformer Saturation

WANG Rui，HE Xiao-fei，LI Jiang-ling，ZHONG Bin，YANG Yong-zhong
(State Gird Leshan Power Supply Company，Leshan，Sichuan 614000，China)

In this paper，current transformer impacts on relay protection operation which is analyzed.The principle of steady and transient current transformer protection is introduced.Two saturation conditions affecting correct course of relay protection devices is studied by two actual cases.According to the possible effect，detail measures are proposed from selecting equipment，mode adjustment of power grid operation，improvement and protecting value adjustment.Results demonstrate that these measures can effectively reduce the influence which current transformer impacts on relay protection operation.

Current transformer;Saturation;Relay protection operation;Transient stability analysis

TM452;TM774

A

1004-7913(2015)08-0046-04

王 銳 (1975—)，男，學(xué)士，高級工程師，主要從事變電檢修技術(shù)工作。

2015-05-20)