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線路故障重合時對變壓器差動保護的影響分析

文檔作者：彭鵬梁衛殷琮盧志剛文檔來源： 1．華電貴州烏江渡發電廠 2．貴州電力調度通信局 3．貴州大學電氣工程學院		點擊數：	更新時間： 2025年06月05日
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104
第34卷第3期
2011年6月
水電站機電技術
Mechanical&amp;amp; Electrical Technique of Hydropower Station
Vo1．34 No．3
Jun．201 l
線路故障重合時對變壓器差動保護的影響分析
彭鵬 ，梁衛 ，殷琮 ，盧志剛
(1．華電貴州烏江渡發電廠，貴州遵義563104；2．貴州電力調度通信局，貴州貴陽550002；
3．貴州大學電氣工程學院，貴州貴陽550025)
摘要：烏江渡發電廠0號變壓器發生近區故障，故障切除后，線路保護再次重合到故障點時，對變壓器差動保護動
作的原因進行了分析，得出在特定合閘時刻，變壓器差動保護在近區故障時，存在動作的可能性的結論，并提出了相
應的解決措施。
關鍵詞：重合閘；變壓器差動；動作
中圖分類號：TM773 文獻標識碼：B 文章編號：1672—5387(2011)03—0104—04
0引言
變壓器外部近區發生故障，在切除故障恢復過程中，由
于恢復性涌流和CT誤差電流的共同作用，差流波形可能更
為對稱，從而使二次諧波比更小，造成差動保護誤動[1]。另
外，有關資料統計表明，原因不明的變壓器差動保護誤動或
多或少與CT暫態飽和有關，特別是比率制動特性差動保護
在P級CT暫態飽和情況下可能誤動[21。然而，在變壓器近區
發生線路故障，重合閘對變壓器差動保護動作的理論方面
研究等文獻資料較少，本文根據現場實際工作情況，通過分
析與總結，提出了變壓器近區故障時，線路重合閘對變壓器
差動保護的影響及解決對策。
1故障經過
烏江渡發電廠1號廠電氣接線力 ：為發電機l，變壓器組單l元接
線，110 kV和220 kV母線為單母分段，1號機經1號變升壓后帶
1 10kV六回直饋線負荷，2號、3號機經2號變、3號變升壓至220
kV，通過三回220 kV線路與 、江
盤線經盤角變至息烽變與500 kV主網聯接)，1 10 kV與220 kV
系統通過0號耍 }運行。電氣主接線圖如圖1歷示。
l-抽 l刪n- 。 蚺相∞疆 哪 刪哪 【 哺
圖1烏江渡發電廠1號廠電氣主接線圖
2009年7月14日16時3分，220kV江陽I回205線路
B相發生近區永久性接地故障，江陽I回205線路主一、主二
保護動作跳B相，重合閘動作后保護加速跳三相。在205線
路開關重合于故障點時，0號變壓器A套差動保護同時動作
出口，跳0號變壓器高、中壓側開關。
2 一次設備檢查分析及處理情況
2．1 0號主變及其相關附屬設備檢查情況
0號變保護動作后，對0號變本體、瓦斯繼電器、壓力釋
放閥及相關附屬設備進行外觀檢查正常，對0號變及200
開關、電纜、CT、終端及100開關穿墻套管等絕緣試驗合格，
0號變油色譜測及直阻測試正常。見表1。
表1 0號變油色譜試驗數據
根據對0號變檢查分析及試驗情況，確認變壓器本體
無故障，在全面檢查試驗正常后，于15日19時06分正常
投入運行。
2．2 220 kV GIS江陽l回205出線隔室故障分析及處理
205線路保護動作跳閘后，對線路一次所屬設備外觀進
行詳細檢查，未見異常。結合保護報告及故障發生時，205出
線GIS隔室瞬間發氣壓異常信號(6 min后氣壓恢復正常)。
測量出線隔室段絕緣，A相：440 GO；B相：1．15 MQ；C相：
965 Gn，判定故障點發生在205出線B相GIS組合電器隔
室內。
打開GIS套管引出線，發現GIS出線絕緣子通盆局部
收稿日期：2011—04—11
作者簡介：~ (1968一)，男，工學碩士，高級工程師。從事發電企業安全
生產管理方面工作。
萬方數據
第3期 彭鵬，等：線路故障重合時對變壓器差動保護的影響分析 105
炸裂，脫落。隔室內底部堆積有一層較厚粉末，水平導電桿
末端接近均壓環處下部有一殘缺物，盆式絕緣子表面存在
部分發黑，有強電弧作用的跡象，均壓罩完好。分析殘缺物
為絕緣子在絕緣破壞過程中爆裂彈出，粉末為SF6氣體在絕
緣受損過程中的分解物。
3保護裝置動作情況
3．1江陽I回205線路保護動作情況
從205線路保護報告：2009年07月14日16時03分，
江陽I回205線路B相永久性接地故障，205線路保護4
ms工頻變化量阻抗、38 ms主保護動作跳B相，1 061 ms重
合閘動作出口，重合于永久性接地故障，1 155 ms距離加速
動作跳三相。故障測距0 km，205線路故障電流8 462 A，故
障持續時間40 ms，重合后故障持續時間50 ms，線路保護動
作行為正確。
3。2 0號主變保護動作情況
烏江渡發電廠0號變保護采用南自PST一1202A型數字
式變壓器保護裝置，其中A套為二次諧波比率制動原理的
差動保護。B套為波形對稱原理的差動保護。
二次諧波比率制動保護動作判據(見圖2)：
Id
I sd
Icd
圖2比率制動特性
(1)差動保護最小動作(啟動電流)電流led：按大于變
壓器額定負載時的不平衡電流整定。整定為Ied=1．07 A。
(2)差動速斷定值Isd：差動速斷保護元件動作判據：
Id>Isd
其中：，d為變壓器差動電流；lsd為差動速斷保護定值
(按躲過變壓器初始勵磁涌流或外部短路最大不平衡電流
整定)，整定為Isd=17．9 A。
(3)二次諧波制動元件動作判據：／(2)>Id×Nee
其中：I(2)為差動電流中的二次諧波含量；Nee為差動
保護二次諧波制動系數，取0．2。
(4)比率制動元件動作判據：ledd~>led；／zdd~<／zd．
其中：Iedd為變壓器差動電流；led為差動保護電流定
值；／zdd為變壓器差動保護制動電流；／zd為差動保護比率
制動拐點電流定值，保護軟件已設為高壓側額定電流，整定
為忙Ign／nCT=3．579A；K1、K2為比率制動的制動系數，軟
件設定為KI=O．5，K2=O．7。
初次故障時，0號變高、中壓側B相出現有電流，且波形
為正弦波，三相差電流較小，后備保護啟動，未達到差動保
護動作條件，差動保護未動作。
當205線路保護切除故障，系統恢復正常，重合閘動作
再次重和于205線路時，從保護裝置(PST_1 202 A)動作報
告：0號變保護A相差流5．547 A，制動電流7．4 A；B相差流
5．428 A，制動電流6．899 A，C相差流O．2 A，制動電流0．6
A。從軟件分析有二次諧波含量A相為18．9％，B相為15．2
％，均小于20％。A、B相滿足差動保護動作條件。
0號變差動保護A套(諧波制動原理)：0 ms后備保護
啟動，1 144ms差動保護啟動，1 171 ms差動保護動作出口
跳0號主變高中壓側開關。見動作時序圖3。
故障起始
1 14 Ills差動保護啟動，因檢測到電流波形不對稱而閉
鎖差動保護。
通過對一、二次設備的檢查分析，查明一次故障點并消
除。同時重點對保護CT伏安特性、5％誤差曲線測試及保護
裝置試驗正常，保護裝置小CT疊加交、直流試驗未出現飽
和現象。實際測試二次負載阻抗為2．7 n 左右，二次負載阻
抗稍偏大，整個二次系統未見異常。
從保護動作時序圖和0號變保護裝置動作報告分析，
初次故障切除至恢復過程中，0號變差動保護未動作，為什
么在重合閘動作重和于205線路故障時，0號變差動保護動
作呢?這便是本文重點分析的地方。
4 0號變差動保護動作原因分析
從電力系統分析【3]：我們知道，電力系統發生短路故障
萬方數據
106 水電站機電技術 第34卷
時，短路故障電流由短路電流的強制分量和自由分量組成。
其強制分量與外加電源電勢有相同的變化規律，也是恒幅
值的正弦交流 習慣稱周期分量。而自由分量與外加電源無
關，它是按指數規律衰減的直流，亦稱非周期電流。非周期
電流初值的大小同短路發生的時刻有關，亦即與短路發生
時電源電勢的初始相角(或合閘角) 有關。
為了說明非周期電流對保護的影響，我們從前后兩次
故障錄波數據波形和故障B相電壓波形，進行分析。見圖
4、5、6、7。
3Uo ～一一?～、 ／ p- 一 一 一? ?一? ? 一?一
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T(ms) 一40 ?20 0 20 40 60 80 100 120 140 160
Ic2
Ib2
Ia2
1cl
Ib1
Ia2
圖4第一次故障0號變錄波波形
一 、一蠼釜 囂 一一? ? ～ ～ ～～ 螽莓
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T(ms、一40 20 0 20 40 60 8O 1O0 120 140
圖5第二次故障時0號變錄波數據及波形
其中，圖4第一次故障時0號變錄波報告說明：00ms
后備保護啟動(高壓側HB3 CPU2 o模擬量通道：
Ub
／n＼ ／^＼
7 ＼ ／ ＼
『 1 ， ’
＼
＼ ＼～。 |
f V 、
Ub
63。7。
圖6第一次故障B相電壓波形
●
● 一 L
● 一 I、
l
一
I 1
＼ ＼
＼ ●
31．6 a。
圖7第二次故障B相電壓波形
Ia=／b=Ic=17．00 A／格，3Io=17．00 A／格，／o，=17．00 格，
Ua=Ub=Uc=156．O0 V／格3Uo=321．01 V／格。，a、兒、，c為0號
變高壓側電流，3／0為零序電流， 、 、 為0號變高壓側
電壓。
圖5第二次0號變故障錄波報告：00 ms差動保護啟動
(差動保護13 CPU1)，27 ms差動保護出口(差動保護13
CPU1)。Icda=5．547 A，ledb=5．428 A，Icdc=O．227 A，hda=
7．417 A，Izdb=6．899 A，Izdc=O．668 A，la2=O．599 A，／b2=O．486
A，Ic2=0．158A。模擬量通道：la1=lb1=Ic1=la2=lb2=Ic2=31．00 A／
格，其中／al、／bl、／cl為0號變高壓側電流，Ia2、／b2、／c2為0
號變中壓側電流。
圖4、5兩次故障錄波數據及波形可以分析：第一次故
障時，B相故障電流波形為正弦波，但有偏移現象，說明除
有短路電流周期分量外，還存在有一定的非周期直流分量
(在母線保護錄波中也發現有很大的直流分量)，其非周期
直流分量的大小是影響電流波形偏移的主要原因。而第二
次故障時，B相故障電流波形為什么會偏移和畸變呢?
從圖6、7兩次故障電壓波形可以分析得出：第一次故
障B相電壓波形，短路初相角為63．7。
備注：左邊光標為電壓過零時刻，右邊光標為故障初發
時刻度，最大非周期分量約為穩態電流幅值的44％，一次電
流非周期分量最大幅值為0．44。當第二次重合于B相故障
時，初相角為31．6度，最大非周期分量約為穩態電流幅值的
85．2％，。其一次電流非周期分量最大幅值為0．852。因一次
統時間常數較大、衰減較慢，對cT暫態特性造成影響，使
CT二次電流波形出現畸變。
在這里引用《外部故障切除時TA局部暫態飽和圖8：
cT傳變電流波形對變壓器差動保護的影響及對策》論文中
萬方數據
第3期 彭鵬，等：線路故障重合時對變壓器差動保護的影響分析 107
試驗結果 。測試CT電流傳變特性試驗中，分別加交流，疊
加直流和交流，并調整它們的幅值進行試驗，結果發現交、
直流幅值變化對CT傳變電流特征存在有相位差或波形畸
變的影響。圖8為工頻分量與非周期分量數量級相當，二次
電流特征與平常所見到的外部故障電流下的CT暫態飽和
特征相似。表2為電流互感器所反映的電流特征。
0 O．02 0．04 0．O6 0。O8 f，s
(b)AC：15A，DC：8A
圖8 CT傳變電流波形
表2 電流互感器測試表
因此，當205線路開關重合于永久性故障時，短路初相
角小，產生非周期直流分量較大，從而使0號變保護CT傳
變特性受到影響，在CT二次電流傳變過程中出現波形偏移
和畸變，是導致差動保護動作的主要原因。
另外，0號變主變高壓側CT隨GIS一并投運，已近30
年。隨著電網的發展，原有四組CT不能滿足變壓器保護、母
差保護及安穩等裝置獨立使用要求，其CT二次側存在負載
串聯使用，同時變壓器保護所用CT為600／5，50 VA，受安裝
位置影響，二次負載阻抗偏大，在一次短路電流包含很大非
周期分量的情況下，對CT傳變特性有一定影響，這是導致
差動保護動作的問接原因。
綜上分析：在205線路重合于近區B相永久性故障時，
因非周期直流分量較大，CT特性不好，二次負載阻抗偏大，
使0號變變高壓側故障電流在傳變過程中出現波形畸變引
起差流，同時電流中二次諧波分量未達到整定閉鎖值，從而
造成A套差動保護動作跳閘。
5解決對策
針對本次故障所引起的變壓器差動保護動作情況，應
采取以下有效措施，避免線路重合閘重和于變壓器近區故
障時變壓器差動保護誤動。
(1)將0號主變高壓側保護CT變比由600／5，50VA改
為1 200／5，100 VA，避免cT共用、二次阻抗偏大帶來的傳
變誤差。從而能真實反映一次實際故障電流，保證CT電流
特征在傳變過程中不出現波形畸變或相位差現象，保證保
護正確動作。
(2)在滿足保護靈敏度的前提下，將諧波制動原理的差
動保護二次諧波制動系數(Nee=0．15～0．2)，由原來的0．2降
低至0．15，以提高變壓器差動保護抗區外近區故障能力。
(3)整體改造GIS設備，采用抗暫態飽和特性較好的
CT，將二次繞組分離獨立工作，徹底解決老設備上存在的問
題。
(4)變壓器差動保護的軟件需做進一步改進。
6 結論
變壓器外部故障切除后產生的電壓恢復性涌流可能會
造成差動保護誤動。在重合閘重和于永久性故障時，受合閘
角、故障非周期分量的影響，易使CT傳變特性發生變化，合
閘角越小，非周期直流分量越大，造成波形畸變和偏移就越
大，從而導致變壓器差動保護動作的可能性越大。保護的安
全性并非只與保護裝置本身的性能有關，它關系到一、二次
設備全局系統工程，這點應引起保護專業人員的注意，同時
也應加強對變壓器差動保護抗區外近區故障能力的研究。
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