500kV某变电站主变差动保护误动原因分析及对策

第２９卷第４期　２０Ｏ６年８月　四川电力技术　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｅｌｅｃｔｉｃ　ＰｏｗｅｒＴｅｃｈｎｏｌｒｏｇｙ　Ｖｏ１．２９ｔＮｏ．４　Ａｕｇ．．２ＯＯ６　５００　ｋＶ某变电站主变差动保护误动原因分析及对策　吴蓉。杜鹏。王剑　（德阳电业局，四川德阳６１８０００）　摘要：通过对发生在５００　ｋＶ某变电站主变差动保护一次误动作情况的分析，探讨变电站地电位差对差动保护的影　响，并对此次事故应吸取的教训和同类事故预防提出了对策和建议。　关键词：５００　ｋ、；主变差动保护；二次回路；电位差；等电位；误动；事故预防；对策　Ａｂｓ啦－ｃｔ：Ｉ￣ｏｕｓｈ　ｔｈｅ　ａｎａｌｙｓｉｓ　Ｏｉｌ　ｔｈｅ　ｍａｌｆｕｎｃｔｉｏｎ　０ｆｍａｉｎ位ｍｓｆ０ｍ　ｒ　ｄｉｆｅｒｅｎｔｉａｌ　ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ　ｈａｐｐｅｎｅｄ　ａｔ　ｏｉｌｅ　５００　ｋＶ　ｓｕｂｓｔａｔｉｎ，ｔｈｅ　ｏｉｎｆｌｕｅｎｃｅ　０ｆ　ｅａｒｔｈ　ｐｏｔｅｎｔｉｌ　ｄｉｆａｆｅｒｅｎｃｅ　Ｏｉｌ　ｄｉｆｅｒｅｎｔｉａｌ　ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ　ｉｎ　ｓｕｂｓｔａｔｉｏｎ　ｉｓ　ｄｉ￣ｔｉｏｍ　ａｒｅ　ｐ１ｏ１）０Ｂ。ｄ．　Ｋｅｙ　ｗ０ｒｄｓ：５００　ｋＶ；ｍａｉｎ　ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ　ｄｉｆｅｒｅｎｔｉｌ　ｐｒｏｔｅａｃｔｉｏｎ；ｓｅｃ０　ａｃｃｉｄｅｎｔ　ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ；ｃｏｔｍｔｅｍ￣ｅａｓｕｒｅ　ｃｉｒｃｔｒｉｔ；ｐｏｔｅｎｔｉｌ　ｄｉａｆｅｒｅｎｃｅ；　ｏｔｐｅｎｔｉａｌ；ｍａｌｆｕｎｃｔｉｏｎ；　ｅｄ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇ　ｓｔｒａｔｅｇｉｅｓ　ｎｄ　８ｔａｌｇｇｅ８一　中囤分类号：ＴＭ８６３文献标识码：Ｂ文章编号：１００３—６９５４（２ｏｏ６）ｏ４—００１４—０３　ＴＡ二次固路重新在主变差动保护中形成了一个电流　１事故情况简述　２００６年１月２１日变电检修工作人员在５００　ｋＶ　通路。　当把主变重新投入运行后，在５０１２开关ＴＡ处和　１号主变保护屏处测量两处接地点间的电位差为　某变电站（基建刚完已运行的变电站），１号主变高压　侧５０１２开关Ｂ相ＴＡ上工作，当时主变５００　ｋＶ侧为　０。７８　Ｖ，模拟导线ＩＭ９１在５０１２开关ＴＡ处和１号主　变保护屏处两处接地，测得导线中流过的电流达到了　３／２接线，其中５０１１开关运行，５０１２开关检修，２２０　ｋＶ　０．６　Ａ，而该变电站１号主变差动保护动作值为　　Ａ，当０。６　Ａ的电流通过主变差动回路两点接地　侧２０１开关和３５　ｋＶ侧３０１开关皆处于运行状态。当　Ｏ　２６对５０１２开关Ｂ相ＴＡ接线盒处退出二次接线时，变压　器差动保护动作，１号主变三侧５０１　１、２０１、３０１开关跳　闸。　形成的电流通路流进了主变差动保护时，１号主变差　动保护动作，跳开主变三侧开关。　跳闸后对现场的检查发现一、二次设备均无异　常，确认为保护误动作。　３动作情况分析　由于继电保护工作人员在ＴＡ接线盒处解开至　端子箱电流连线时，解开的头子裸露触碰外壳，导致　ＴＡ二次回路人为接地，而该回路二次中性线是在保　护屏端子排处接地，致使５０１２开关ＴＡ至１号主变差　动保护二次电流回路之间发生两点接地，引起主变三　侧开关跳闸。事后测得５０１２开关ＴＡ至ｌ号主变差　调查发现，保护动作当时，继电保护工作人员在　５０１２开关ＴＡ接线盒处解开至端子箱电流连线，解开　的电流导线１３４９１线头裸露触碰ＴＡ金属外壳，导致　该导线线头通过ＴＡ金属外壳接地，而该１３４９１导线　另一端通过中性线是在主变保护屏端子排处接地，以　致５０１２开关Ｂ相ＴＡ至１号主变差动保护二次电流　回路在ＴＡ侧和保护屏出现两点接地。　动保护二次电流回路ＴＡ侧和保护屏两处接地点地　电位差达到Ｏ．７８　Ｖ，在变压器差动保护的Ｂ相形成　２动作情况　５００　ｋＶ某变电站１号主变差动保护电流回路在　主变保护屏处有一个接地点，但在２００６年１月２１日　主变跳闸中，在５０１２开关ＴＡ处形成了主变差动保护　电流回路第二个接地点，以致本已断开的５０１２开关　・差流，此电位差实际上是由于主变中性点产生的不　平衡电流流进接地网，在地网形成分布电位造成的。　该站５００　ｋＶ　１号主变采用分相式自耦变压器，中　性点采用强制性两点接地，两接地点分别位于变压器　的两侧，距离约２０　ｍ。　现场主变接线模拟简图如图１示。　ｌ４・　维普资讯 http://www.cqvip.com

第２９卷第４期　２Ｏ０６年８月　四川Ｉ电力技术　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｐｏｗｅｒ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　Ｖ０Ｊ．２９。Ｎｏ．４　Ａｕｇ．。２Ｏ０６　图２等效电路图　图中ＩＡ＝１５ｌ＋，ｄ２，ＩＢ：ｌｂｌ＋，６２，ｌｃ：ｌｃｌ＋，ｃ２；　尺ｌ、尺２、Ｒ３、尺４、尺　为中性点连线各段等效电阻；　两接地点间的等效电阻未在图中表示。　主变中性点连线各段可视作对称网络，因此假设　Ｒｌ＝Ｒ２＝Ｒ３：Ｒ４，Ｒ肼：Ｒ，ｖ。可知，当主变三相负荷　平衡时，，ｄｌ和，ｃ２大小相等，ｌｂｌ：ｌｂ２，，ｄ２和，ｃｌ大小相　等。　图３为电流向量图。　ＩＭ：Ｉ４ｉ＋ＩＢ　吼｝　图３　由向量图可看出，　和　大小相等，方向相反。　而当主变负荷为３５０　ＭＶＡ时（主变２２０　ｋＶ侧电　流分别为：Ａ相１　０７４．２６　Ａ，Ｂ相１　０８３．０５　Ａ，Ｃ相　１　０９０．９１　Ａ），对主变中性点的两个接地点流入地网　的电流值实测值为：Ｍ点１４７　Ａ，Ｎ点１６１　Ａ，两点处　的电流大小相近，相位为１８３．６ｏ，方向基本相反。测　量结果与相量分析结果基本一致。　．对主变２２０　ｋＶ侧电流进行矢量叠加，矢量和为　１４．４　Ａ的不平衡电流，刚好等于　—　。可知　和　这两个人地电流的矢量和１４　Ａ即是中性点不平衡　电流。　这时测量Ｍ、Ｎ两点间的电位差为２．１　Ｖ，测量这　两点对变电站２２０　ｋＶ场地最远端处的地电位差分别　为１．７　Ｖ和１．９　Ｖ。可以知道，由于变电站接地网存　在电阻，从中性点流下的电流经过地网时，在不同的　两点产生了地电位差。　但是当中性点产生的１４　Ａ不平衡电流被人为的　从两个接地点引入地网时，两个人地电流被分别放大　为１４７　Ａ和１６１　Ａ，因此中性点采用两点接地和采用　一点接地时，会对地网中不同两点的地电位产生不同　的影响，也就是测到ＡＢ两点问的电位差为２．１　Ｖ，以　及在５０１２开关ＴＡ处和１号主变保护屏处测量两处　接地点间的电位差为Ｏ．７８　Ｖ。　由于地电位差的存在，当在变电站两接地点间形　成回路时。会产生电流。由于在５０１２开关ＴＡ处和１　号主变保护屏处两处接地，导致主变差动回路中流过　的电流达到了０．６　Ａ。　由于中性点不平衡电流在Ｅｔ常运行中会因为主　变负荷的不平衡而会长期存在的，因此，在变电站不　同两点的地电位差也是会一直存在的。　４事故的教训　４．１　忽视超高压变电站地网上的电位差的危害　超高压变电站，感应电压较高，场地大，接地网并　非实际的等电位，因而在不同接地点间会出现电位　差，如果一个电连通的回路在不同点同时接地，地网　上的电位差将串入这个连通回路，就会将并不存在的　电压引入继电保护检测回路，如果同时在电流回路中　恰好发生两点接地，即可能造成误动。像这次事故，　如果没有地电位差，即使两点接地也不一定会引起保　护动作。　首先，设计方面未提出保证全站主接地网在超高　压运行的条件下，各点之间的电位为零的技术措施和　要求。　・　１　５　・　维普资讯 http://www.cqvip.com

第２９卷第４期　２０Ｏ６年８月　四ＪＩＩ电力技术　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　ＰｏｗｅｒＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　Ｖｏ１．２９。Ｎｏ．４　Ａｕｇ．。２０Ｏ６　其次，施工方面没有施工记录和数据测试结果来　中性点强制接地，当接地良好的情况下，可以考虑一　证明全站主接地网各点电位差为零与否。即使有也　是变电站未带电时的数据，与超高压运行的条件下相　差甚远。　点接地，或者将两个接地点的位置靠近，尽可能降低　中性点不平衡电流对地电位的影响。　５．３修改补充国家有关标准和规范　而验收方没有依据验证全站主接地网各点电位　为零，也没有技术手段检测投运前、后的数据差别对　电网运行的影响，失去验收把关。　运行方对投运前、后的数据变化心中无数，无法　进行事故预想及其管理。　各微机保护设备都有专用的、截面较大的接地线　接到等电位的“地”上，这个“地”必须消除电位差。建　议在保护屏底构造等电位面的同时，在保护小室与端　子箱场地也构造等电位面，对超高压且场地比较大的　变电站涉及多个开关、多组ＴＡ的保护，其二次中性　４．２在超高压变电站二次回路上工作，缺乏危险点　分析　超高压变电站，常见同套保护涉及多个开关、多　组ＴＡ的情况，工作班在ＴＡ二次回路上工作前，没有　进行踏勘现场，没有意识到工作所在回路位置与相关　保护装置或其他设备联系情况以及相邻回路所接的　保护装置或其他设备情况可能会导致主变三侧跳闸　的严重后果。　５事故的防范及对策　５．１在变电站二次回路上工作，要有防止两点接地　的安全措施　变电站存在地电位差时，在差动电流回路上工作　出现两点接地，因差动保护无电压闭锁等条件存在，　可能造成差动保护误动。尤其某些变电站ＴＡ二次　侧的额定电流仅为ｌ　Ａ时，保护的定值相对较小，当　差动回路两点接地时，差动电流较易满足差动保护动　作值，造成差动保护动作跳闸。故在超高压变电站中　同套保护涉及多个开关、多组ＴＡ时，当开关或ＴＡ停　运后在其ＴＡ二次回路上工作时应做好安全措施。　在把工作范围与运行的保护装置隔离时。必须将所在　单元ＴＡ二次（接人该保护屏的）电缆的４根芯线Ａ、　Ｂ、Ｃ、Ｎ在保护屏端子排处解开，用绝缘带包好二次　接线头，并做好书面的撤装记录，防止工作时将其他　量加入保护装置，工作完后恢复。根据工作内容需　要，在作隔离措施和恢复时应申请短时退出（停用）相　应的保护装置压板。若涉及两套保护装置，则应分别　退出。在恢复电流回路连线，确认电流回路正常后，　运行人员方可允许将相应保护装置投入运行。　５．２对５００　ｋＶ分相式自耦变压器的变电站应尽可　能降低中性点不平衡电流对地电位的影响　对于类似的变电站５００　ｋＶ分相式自耦变压器，　・　１６・　线在保护屏处接地后，设计方面还应提出保证全站主　接地网在超高压运行的条件下，各点之间的电位为零　的技术措施和要求。应将该接地点用１００　ｍｍ２铜材　引至相关ＴＡ端子箱处接地。　应把对超高压变电站二次接地的等电位情况列　入基建工程验收程序。建议在中华人民共和国国家　标准《电器装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工　及验收规范》（ＧＢ　５０１７１—９２）中第四章二次回路结线　第４．０．１条第七款后增加：“应设有将该接地点用１００　ｍｍ２铜材引出的接地螺栓”。　针对设　技术的问题，建议在《火力发电厂、变电　所二次接线设计技术规定》（ＮＤＧＪ　８—８９）第四章二次　回路设计的基本要求的第四节交流电流、电压回路第　４．４．８条“……差动保护装置与几组电流互感器连接　时，宜在保护屏上经端子接地”后增加：“对于超高压　变电站，要有保证该接地点与相应几组电流互感器接　地点电位差为零的措施”。　对于施工中的保证，建议在《继电保护及安全自　动装置运行管理规程》中第８条基建工程设计审核、　运行准备与验收的第８．３条“新建ｌｌ０　ｋＶ及以上的　电气设备及线路参数，应按照有关基建工程验收规程　的规定，在投入运行前进行实际测试”后增加“对于超　高压变电站，施工方与运行验收方还应在变电站带电　后共同测试全站主接地网各点地电位差数据并做好　记录”。　５．３对于基建刚完已经投运的变电站运行方要加强　专业技术监督　基建刚完已运行的变电站，可能基建方还在该站　有较多工作，如该站的配套工程施工、缺陷处理等，给　运行设备带来较大的安全隐患，而基建单位与运行单　位所属界面尚未截然划开，运行单位的管理不能缺　位。在基建单位申请工作时，运行单位应注意对现场　的安全监管，除审查其工作　（下转第２９页）　维普资讯 http://www.cqvip.com

第２９卷第４期　２００６年８月　四川电力技术　Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｐｏｗｅｒ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　Ｖ０１．２９．Ｎｏ．４　Ａｕｇ．．２　）６　入同步字第一字节时的主站时钟读数；Ｔ２为召唤子　站时钟命令的码长时间，其计算公式Ｔ２＝（２×４８×　ｌｏｏｏ）／波特率（ｍｓ）；Ｔｓ２为收到召唤子站时钟命令后　的子站时钟读数；Ｔｓ３为返送时钟插入传送的时间，　事故及自检信息但不能通过ＲＴｕ接受主站对时。　（３）下行通道不可靠时，厂站端与主站端的时钟同步　性得不到保证。　即发送返送时钟时，ＣＰＵ向串行通信接口写入第一个　信息字节时子站读取的时钟数；ＴＯ为收到召唤子站　时钟命令后，子站向主站返送子站时钟而等待的时　间，其计算式ＴＯ＝Ｔｓ３一Ｔｓ２；Ｔ３为返送子站时钟信　息字的码长时间，其计算式Ｔ３＝（２×４８×ｌｏｏｏ）／波　特率（ｍｓ）；Ｔｎｉ３：勾主站收到子站返送时钟信息字后　的主站时钟读数。上下行通道延迟平均值△ｔ为△ｔ　＝３确保时钟同步的措施　要保证县级电网二次系统时钟同步应从以下几　方面着手：（１）系统设计选型阶段对系统的时钟同步　性做详尽的技术要求，施工验收阶段则严格按技术要　求施工和验收。尤其是已运行站更换或新加智能装　置时，更应对新投运装置是否能接受自动对时做相应　要求和试验。（２）将ＧＰＳ装置和相关二次系统时钟　同步情况纳入设备的Ｈ常巡视范围，发现问题及时处　理，保证系统时钟不出现明显偏差。（３）如果资金｝午　可，可考虑在各厂站端增设ＧＰＳ时钟。使其与主蜗　对时互为备用，运行期间选择其中一种对时方式为ｔ　对时方式，这种对时方式故障时总控单元自动切换为　（△ｔｌ＋△ｔ２）×１／２，其校正值ｃ为Ｃ＝（Ｔｉｎ２＋７’２　＋△ｔ）一　２。　２城区供电局ｌ３个无人值班站时钟同　步情况　县调主站端每５　ｍｉｎ自动对各厂站端进行时钟　校正，从而实现全网时钟同步。这种方式正常情况下　另一种方式。以增加全网时钟同步的可靠性。　其对时精度完全能满足县级调度和变电运行的要求。　只是在个别站曾出现以下问题：（１）总控单元接受主　４结语　系统时钟同步的实现方式和技术已很成熟，只碧　站对时，只接受了分、秒、毫秒的信息字，未对时、日、　月、年的信息字进行处理，从而造成通讯中断过长后　则厂站端设备与主站端设备时钟不同步。需维护人　员到厂站端对总控单元进行时钟设置。（２）常规老站　在工程实施过程中和工程投运后不被忽视，整个二次　系统的时钟同步就能得以保障，从而为正确判断和处　理故障，为事故后的分析提供可靠的依掂。　ｆ收蔫日期：２ＯＯ６—０５一ｊ　ｊ　改造的无人值班站，１１０　ｋＶ线路保护装置更换为微　机保护装置后，微机保护装置通过ＲＴＵ向主站发邀　（上接第１６页）范围外，还应对其工作内容、现场作业　工序卡和安全措施票等进行审查核对，如果没有这　些，则应视为不具备工作条件，不予允许。　５．４必须消除重装置轻回路的思想　措施来构造二次回路接地的等电位面，尽量消除接地　回路的电位差。　（２）在犬型．超高压变电站对于一套保护涉及多　个开关、使用多组ＴＡ的情况，在ＴＡ二次回路Ｌ工件　必须要有针对性措施，避免继电保护装嚣误动发生。　继电保护不正确动作往往与二次回路问题有关，　必须严格保证二二次回路的工作质量和工作标准，加强　二次回路的检验和危险点认识，消除重装置，轻回路　的思想。　５．５管理制度、管理标准要健全　要变事后管理为事前管理，需对企业《幕本建设　（３）随着中国趟高压技术的发展，继电保护及一．　次回路安全需要国家的规程、规范以及制度的保障　参考文献　［１Ｉ张连　ｊ　树声，潘秀盅，于长良，田立。变电站常见异常　管理标准》、《现场运行规程》缺位部分给予完善，对在　二次回路上的：亡作应有规定。　运行实例分析　处理【Ｍ】．黑龙江科学技术出版社，　１９８８．　（２］＿乇国　．变　站综合自动化系统二次回路及运行维护　６结论　（１）在大型、超高压变电站建设时要采用反事故　Ｍ］　２０Ｏ５年９月第１陋．　［３ｌ李玉海，刘昕，，电力系统主设备继电保护试验　Ｍ］．　２ｉＸ）５印７月筠１版．　（收稿日期：２００６—０５一　ｔ　５　・１ｒｊ・