陳奕嘉

摘要 本文通過具體案例故障分析，及時(shí)進(jìn)行故障問題分析才能保證提出的解決措施行之有效，并以此達(dá)到光纖差動(dòng)保護(hù)正確動(dòng)作率提高的目的。

關(guān)鍵詞 電流互感器；飽和現(xiàn)象；光纖差動(dòng)保護(hù)

光纖可看作是繼電保護(hù)的傳播途徑，其優(yōu)點(diǎn)較多，如抗超高壓、電場(chǎng)絕緣等。因電流差動(dòng)保護(hù)操作便捷，在系統(tǒng)振蕩系統(tǒng)不是全相運(yùn)行的情況下基本不會(huì)受到任何影響。同時(shí)，其自身還具備選相功能及較快的動(dòng)作速度，因此在主保護(hù)中可得到大量使用。與電流差動(dòng)保護(hù)相比，光纖電流差動(dòng)保護(hù)更具優(yōu)勢(shì)，其能夠有效保護(hù)兩側(cè)電氣量測(cè)量結(jié)果，能夠?qū)⒈Ｗo(hù)線路內(nèi)所有故障快速切除，且具有較高靈敏度。

1.故障介紹

2016年7月8日18時(shí)35分，某220kV變電站A（圖1），2段母線因備用線路B相脫落前后都產(chǎn)生了故障。220kV母線第一套保護(hù)9msI母差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作、164msII母差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，第二套保護(hù)4ms差動(dòng)跳I母、150ms差動(dòng)跳II母；故障母線前后切除。

線路I第一套保護(hù)61msB相電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作、171ms三相電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作、208ms遠(yuǎn)方起動(dòng)跳閘，第二套保護(hù)216ms遠(yuǎn)方跳閘出口；且出現(xiàn)跳閘的還有133ms斷路器B相、268ms斷路器A、c相。線路I對(duì)側(cè)第一套保護(hù)61msB相電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作、173ms遠(yuǎn)方起動(dòng)跳閘、188ms三相電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，第二套保護(hù)183ms遠(yuǎn)方跳閘出口；且跳閘的還有110ms斷路器B相、223ms斷路器A、C相。

2.故障原因查找及分析

因母線保護(hù)動(dòng)作中有2段母線跳開，所有斷路器都存于三相跳開現(xiàn)象，這種情況并沒有得到相關(guān)工作人員關(guān)注。在提取線路I兩側(cè)保護(hù)動(dòng)作報(bào)告后，查出線路I第一套保護(hù)61msB相電流差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，且與A、C相相比，斷路器B跳閘先出現(xiàn)，由此可看出，該故障的光纖差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng)作主要原因?yàn)槟妇€故障。具體原因可分解為以下幾點(diǎn)：1）保護(hù)裝置問題；2）電流回路采樣問題；3）飽和問題；4）二次回路接線問題；5）二次回路中性線接地問題。

第一，經(jīng)詳細(xì)查看及分析，引起誤動(dòng)的原因不存于線路I兩側(cè)保護(hù)裝置定值內(nèi)；第二，查看線路I兩側(cè)保護(hù)裝置帶負(fù)荷檢驗(yàn)報(bào)告，A站內(nèi)1 200：5為TA變比，1.2A為二次電流；則B站內(nèi)TA變比同A站內(nèi)一致，但二次電流不同，為0.19A。由此可見，差流差距較小，則可證明問題并不在電流二次回路接線內(nèi)；第三，查看現(xiàn)場(chǎng)反事故措施執(zhí)行力度，在保護(hù)屏內(nèi)某點(diǎn)（1點(diǎn)）光差保護(hù)選用的電流回路中性線可實(shí)現(xiàn)接地，且選用屏蔽電纜，屏蔽層2端接地，以上都與反事故措施規(guī)定相符；第四，對(duì)電流互感器飽和、傳變特性是否相同進(jìn)行核查。在線路I兩側(cè)保護(hù)裝置內(nèi)部錄波圖調(diào)出后即可查看分析，圖內(nèi)顯示，畸變問題產(chǎn)生于線路I變電站A側(cè)電流二次錄波的B相電流內(nèi)，也就是說TA產(chǎn)生了極為嚴(yán)重的飽和現(xiàn)象。變電站B側(cè)電流具有較為不錯(cuò)的波形，但B相內(nèi)直流分量很大。為更好更形象地將TA飽和程度的展現(xiàn)出來，可根據(jù)TA變比進(jìn)行A側(cè)電流到B側(cè)的折算，且進(jìn)行波形的反向?qū)Ρ取?/p>

3.電流互感器飽和引起的光纖縱差保護(hù)誤動(dòng)解決措施分析

3.1限制短路電流

如中壓系統(tǒng)已建成，可將分列運(yùn)行方法用于級(jí)別較高的電壓內(nèi)，以此實(shí)現(xiàn)對(duì)短路電流的有效制約。但使用分列運(yùn)行將大大減小供電的可靠性，此時(shí)還需采取相應(yīng)的補(bǔ)救措施，如自動(dòng)投入備用電源。如短路電流在新建系統(tǒng)內(nèi)較大，則短路電流可通過電抗器串聯(lián)起來的方式進(jìn)行有效制約。

3.2電流互感器變比增加

一般情況下，需根據(jù)負(fù)荷電流進(jìn)行電流互感器變比選取，如220kV系統(tǒng)內(nèi)4001dVA為其一條線路潮流最大值，則47KA為母線短路電流最大值。通過初步計(jì)算得出，220kV系統(tǒng)內(nèi)30A為每IOMVA電流值，此時(shí)，1200A為400MVA潮流負(fù)荷電流值，按照負(fù)荷電流可選取5P30電流互感器（變比1200/5）。5P30表示為相比電流互感器一次額定電流，一次電流在其30倍以下時(shí)，才能在5%以下控制其復(fù)合誤差。47KA為線路短路最大電流，與一次額定電流相比，為其40倍左右，這種情況下，電流互感器在短路電流最大值時(shí)，其誤差將與要求不符。由此可見，電流互感器變比確定與其自身所能擔(dān)負(fù)的飽和倍數(shù)、保護(hù)安裝位置極易產(chǎn)生的短路最大電流密切相關(guān)，但如電流互感器變比選擇過大，在負(fù)荷電流相同的情況下，將大大降低二次電流，此時(shí)無法有效監(jiān)測(cè)到電流二次回路斷線情況。

3.3電流互感器二次負(fù)載降低

首先，就地安裝繼電保護(hù)裝置。二次電纜阻抗也就是我們所說的電流互感器二次負(fù)載，通過就地進(jìn)行繼電保護(hù)裝置安裝，可將二次電纜長(zhǎng)度最大限度減短，進(jìn)而降低了互感器的負(fù)擔(dān)，防止出現(xiàn)飽和問題。與此同時(shí)，就地安裝之后也可實(shí)現(xiàn)二次回路簡(jiǎn)單化，并達(dá)到供電可靠性的全面提升。

其次，電流互感器二次額定電流的有效降低。因功耗和電流平方之間存在正比例關(guān)系，可減小二次額定電流，如由5A向1A進(jìn)行減小，在不改變負(fù)載阻抗的基礎(chǔ)上，對(duì)應(yīng)的二次回路功耗將會(huì)減小，倍數(shù)為25倍，這種情況下，飽和現(xiàn)象不易產(chǎn)生于互感器內(nèi)。降低二次電流之后，即可實(shí)現(xiàn)繼電器靈敏度的有效提升。

3.4繼電保護(hù)裝置應(yīng)具有較高抗飽和能力

電流換向后一定時(shí)間內(nèi)電流互感器不會(huì)產(chǎn)生飽和現(xiàn)象，且短路開始后的前25%周期內(nèi)同樣也不會(huì)產(chǎn)生飽和現(xiàn)象，此時(shí)可充分利用該階段。如通過快速飽和判據(jù)，作為一種常見的抗TA飽和方式，可在電流飽和前做出正確的判斷，一般選取的繼電保護(hù)裝置為高阻抗電流差動(dòng)繼電器。

3.5做好TA特性試驗(yàn)及抗飽和試驗(yàn)

因試驗(yàn)方式、機(jī)械設(shè)備等因素，導(dǎo)致大多數(shù)公司并不重視電流互感器特性試驗(yàn)，特別是保護(hù)卷，一般僅對(duì)計(jì)量卷特性進(jìn)行試驗(yàn)，其他則極為忽視。為有效處理目前這種情況，必須加大TA保護(hù)卷傳變特性試驗(yàn)力度，合理選擇試驗(yàn)方法。對(duì)線路兩側(cè)、三側(cè)試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析、比較，保證線路每側(cè)的電流互感器傳變特性相同。

4.結(jié)論

綜上所述，隨著社會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展速度的不斷提升，我國(guó)電力事業(yè)也得到了突飛猛進(jìn)的發(fā)展。電流互感器作為電力系統(tǒng)內(nèi)重要的構(gòu)成部分，其飽和問題一直都是影響光纖差動(dòng)保護(hù)可靠性的重要原因。為更加深入地對(duì)該問題進(jìn)行探討，本文通過一起220kV線路光纖縱差保護(hù)裝置誤動(dòng)原因進(jìn)行了分析，并提出了限制短路電流、增加電流互感器變比等措施解決該問題。