吴陆敏
广东电网有限责任公司汕尾供电局 广东汕尾 516600
摘 要：本文以110 kV变电站为研究对象，介绍了变电运行中继电保护的作用，通过某110 kV变电站电流回路问题引起的主变保护区外故障误动作，分析故障原因，其次通过分析装置本身缺陷引起主变保护区外故障误动作，分析故障原因并提出处理方法。
关键词：110 kV变电站；继电保护；故障；措施
引言
在实际运行的过程中，变电站继电保护装置出现故障的原因往往较为复杂，这使得多种问题的存在都会导致变电站继电装置的整体运行质量受到影响。为此，就要从变电站继电保护典型故障出发，采取针对性措施进行应对，从而使其运行更加稳定，并降低对电能的额外损耗。
1 变电运行中继电保护的作用
继电保护装置是构成继电保护动作的基础，能够在变电运行发生异常时完成对配电网的保护。具体来说，继电保护装置的作用分为 3 点：①能实时监控电力系统运行状况和电力设备工作状况，并将相关信息传送到操作系统中；②具有第一时间将故障分离的功能，能够将故障的影响降到最低；③当电力系统出现异常时会自动发出警报，从而能够提升故障处理效率。
2 继电保护的基本要求
2.1 准确性
当电网在运行过程中出现故障时，继电保护装置会自行进行判断，并及时将故障区域与非故障区域分离开来，然后对故障区域进行隔离，避免影响其他区域的正常运行。
2.2 灵敏性
继电保护装置的灵敏性表现在能够区分自己的保护范围和非保护范围，这样就能在区域内线路发生故障时及时进行隔离，当区域外线路发生故障时要根据故障来做出相应动作。
2.3 速动性
当电力系统出现故障时，继电保护装置会直接切除故障，从而能够确保非故障区域能够正常工作。在完成故障隔离后，继电保护装置需要加快系统电压恢复，避免出现低压情况。
2.4 可靠性
继电保护装置能根据实际情况进行相关操作，能够在需要它发生动作时做出相关反应，不需要动作时拒绝动作，这样就能有效将安全隐患消除，确保电力系统能够稳定运行。
3 电流回路问题引起的主变保护区外故障误动作
3.1 故障情况
2019某日某 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 1 所示，2 号主变保护动作报告见表 1，保护装置故障量见表 2。
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3.2 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。
3.3 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。
3.4 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 2 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。
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图2 4 号芯与 13 号芯破损短接示意图
4 装置本身缺陷引起主变保护区外故障误动作
4.1 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3。
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图3与故障相关的系统接线图
4.2 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 3。
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4.3 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。
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。
4.4 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4 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。
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5 二次设备存在问题的原因及防范措施
5.1 原因分析
上述第一起事件中，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；第二起事件中，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。
5.2 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。
6 结束语
总之，随着科学技术的不断发展，电力系统逐渐应用智能变电站实现电力运输，这对保护电力系统的安全性、稳定性等有着重要的价值。因此，需要加强对智能变电站继电保护技术的研究和分析，特别是变电站过程层、状态监测、过流电限定保护、继电保护运行维护等技术的研究，提升智能变电站的保护功能，促使电力系统能够长期保持稳定的运行状态，促使我国电力行业可持续发展。
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