一起转换型故障母差保护拒动分析及防范措施

赵 杰，吴国栋，马艳峰，张 波

(1.国网甘肃省电力公司电力调度控制中心，甘肃 兰州 730030；2.国网甘肃省电力公司检修公司酒泉分部，甘肃 酒泉 735000)

0 引言

老旧变电站母差保护改造是一项常见且安全责任十分重大的工作。由于老旧母差保护改造的接线复杂，又涉及大量运行设备回路，因此在改造中稍有不慎，就可能引发母差保护误动或拒动。母差保护误动将造成大面积停电，而拒动则可能造成电力设备的损坏及系统的瓦解。因此，如何在母差保护改造中防止保护误动或拒动，已成为保证电网安全可靠运行亟需解决的问题。

2016-05-09，某变电站发生了一起110 kV系统母线故障时母差保护拒动事故。该事故充分说明在老旧变电站母差保护的改造过程中，加强技术防范措施和现场管理的重要性。

1 事故经过

1.1 事故前运行方式

事故发生前，故障变电站110 kV甲、乙母并列运行；1号主变1101供甲母，带1111，1113，1115，1119运行；2号主变1102供乙母，带1112，1114，1118运行，1110旁路开关及旁路母线冷备用。

1.2 事故简述

2016-05-09T08:10，该变电站1号主变后备保护复压闭锁方向过流，I段保护动作，启动值0.84 A(二次 值 )，3.4 s 跳 1100 母 联开 关，3.7 s跳1101开关；2号主变后备保护相间阻抗、限时速断保护动作，启动值 1.68 A(二次值)，1.2 s跳1100开关，1.5 s跳1102开关。110 kV母差保护甲母、乙母低电压，CT断线闭锁灯亮，110 kV母差保护无其他信号，母差保护未出口。此事故造成变电站7条110 kV出线的用户全部停电。

2 事故原因调查分析

2.1 现场检查情况

现场检查发现，该变电站2号主变1102甲母刀闸C相母线瓷柱爆裂，B相动静触头有烧伤痕迹；1113线甲母刀闸A相开关侧瓷柱上下有烧伤痕迹，乙母刀闸B相母线开关侧瓷柱爆裂，乙母刀闸A相两侧有烧伤痕迹；2号主变110 kV中性点接地刀闸引线烧断。

2.2 保护动作及录波图分析

该故障录波图如图1—3所示。图中纵坐标1—4表示 1号主变 1101电流Ia，Ib，Ic，In；5—8表示 2号主变 1102电流Ia，Ib，Ic，In。

(1) 当日08:09:45，1，2号主变保护装置同时在中压侧发生A相接地故障时启动。

1号主变中压侧A相接地故障一次电流： Ia=2 724 A，Ib=1 176 A，Ic=1 560 A；

图1 故障录波图0-470 ms

图2 故障录波图470-1 460 ms

图3 故障录波图1 460-3 730 ms

2号主变中压侧A相接地故障一次电流：Ia=5 340 A，Ib=2 088 A，Ic=1 560 A。

由于故障前1号主变中性点不接地，2号主变中性点接地。在发生单相接地故障时，2号主变中性点接地构成零序电流回路，故2号主变中压侧A相故障电流大于1号主变A相故障电流。

故障期间，单相、三相短路故障电流实际值与仿真计算结果如表1所示。

表1 故障变电站跳闸故障电流分析 A

(2) 414 ms转换为 AC 相接地故障，470 ms转换为ABC三相故障。

1号主变中压侧三相故障一次电流：Ia=3 480 A，Ib=3 492 A，Ic=3 480 A；

2号主变中压侧三相故障一次电流：Ia=3 492 A，Ib=3 480 A，Ic=3 480 A。

(3) 520 ms，2 号主变保护中压侧相间阻抗一段启动；795 ms，2号主变保护中压侧相间阻抗一段一时限动作发跳1100母联开关令；845 ms，1100母联开关跳开。

(4) 1 381 ms，2 号主变保护中压侧相间阻抗一段二时限动作发跳1102开关令；1 439 ms，1102开关跳开，2号主变中压侧一次电流为0。

(5) 3 703 ms，1 号主变保护中压侧方向过流一段二时限、中压侧过流一段二时限动作发跳1101开关令；3 765 ms，1101 断路器跳开。

1 号 主 变 中 压 侧 一 次 电 流：Ia=4 164 A，Ib=4 164 A，Ic=4 104 A。

通过数据分析可以得出：在整个故障过程中，主变保护动作都是正确的，但是110 kV母差保护未动作出口。

2.3 母差保护拒动原因及后果分析

110 kV母线保护为HMZ-101中阻抗母差，于1996年11月投运。从故障数据分析，故障时短路电流为4.75 A(二次值)，远大于母差保护差流定值0.6 A(二次值)，故障电流已达到母差动作条件，因此母差保护定值设置不是这次拒动的原因。

为进一步确定事故原因，现场对110 kV母线HMZ-101中阻抗母差保护进行了装置性能、CT性能、二次回路等项目检查，发现故障时装置发出了“异常”信号，报CT断线。因此着重对HMZ-101中阻抗母差保护装置刀闸位置切换回路进行检查，发现1114间隔端子箱至1114乙刀闸机构箱电缆(编号：1SS-127)线芯(编号733)断裂。线芯(编号773)断裂造成1114母差刀闸位置无法进入母差保护，使装置电流判据∑I≠0(母线各支路电流和)，导致装置产生0.25 A(二次值)的差流，大于CT断线差流定值0.1 A(二次值)，母差保护闭锁。此分析与图4中的母差CT断线逻辑图所述原理一致。

图4 母差保护CT断线逻辑示意

经对现场多次认真查证后，确定在故障发生前进行1100母联保护改造敷设二次电缆时，即3月31日施工人员在1114端子箱附近电缆沟中踩踏了二次电缆，造成1SS-127电缆线芯断裂，使1114母差刀闸位置无法进入母差保护。4月2日，进行110 kV倒换母线操作时，甲乙母线互联，母差保护甲母线CT断线闭锁动作(操作结束后信号复归)。现场人员认为属装置误发信号，未重视此信号，所以没及时检查装置;直至事故发生期间再未进行过倒母线操作，CT断线闭锁动作信号未再次发出。在日常巡视中，运维人员未对母线保护差流进行仔细检查，导致该隐患未被及时发现。

母差保护拒动后系统只能通过主变后备保护动作切除故障，由于后备保护动作延时,导致本应瞬时切除的故障需经较长延时后才能被切除(本次事故用了3 765 ms才完成故障切除。若母差保护正确动作，即便计入开关动作时间，也能在40—60 ms内完成故障切除)。这加重了对主变、开关等设备及电网的短路冲击，缩短了主变寿命，并可能引发严重的主变损坏事故、电网失稳事故等，后果非常严重。

3 暴露问题与防范措施

3.1 暴露问题

(1) 施工现场管控不到位。现场施工人员进行1100母联保护改造敷设二次电缆时，在1114端子箱附近电缆沟中踩踏二次电缆，造成1114间隔端子箱至1114乙刀闸机构箱电缆线芯断裂。这暴露出施工现场管控不到位，野蛮施工现象突出。

(2) 对变电站老旧装置改造时，运行设备及其回路的安全措施不到位。如对施工可能造成改变的刀闸位置切换回路、异常信号回路等把关不严、验收不细、措施及记录不全等，均是设备运行安全的风险。施工人员在改造1100母联保护时，误断开母差保护信号电源和所有信号回路，现场运维人员及检修人员没有及时发现，从而导致异常时母差保护无信号告警。

(3) 运维巡视不到位。变电站施工导致刀闸切换回路电缆断线发生，至事故发生期间母线未进行倒闸操作，现场运维人员对这套即将更换的母差保护巡视不到位，未发现母差保护装置差流异常情况。

3.2 防范措施

(1) 变电站老旧母差保护更换过程中,刀闸回路改造是重要的工作项目，存在较大的安全风险。根据运行规程要求，除母线为3/2接线方式配置的母差保护外，其他形式的母线配置的母差保护均有出口电压闭锁功能。当母线发生故障，母线电压降低并达到电压闭锁定值要求时，电压闭锁解除，母差保护具备出口条件。当母线未发生故障，即使发生类似1114刀闸辅助接点未接入母差保护且产生差流故障时，若母线电压正常，电压闭锁功能也不会解除，母线保护不会发生误动作。

根据装置的这个功能，对于除3/2接线方式的母差保护外的其他母线保护改造中，可以在母差改造中退出母差保护CT断线闭锁功能，仅保证母差保护出口电压闭锁功能投入，同时保留母线CT断线告警功能，并对CT断线告警的情况及时进行处理。

(2) 差流采集的正确与否直接关系着母差保护动作的可靠性，因此在母差保护改造后及母差相关回路变动后，一定要通过带负荷试验验证差流的正确性。在日常巡视中，运维人员要加强差流的巡视，对巡视中发现的差流异常及操作过程中出现的任何异常信号，均不能轻易放过，一定要仔细分析。

(3) 严格履行现场工作票制度，落实工作许可和监护责任，加强施工过程的监督，从源头上杜绝设备和回路的缺陷。加强验收过程的管理工作，认真改造1套，严格验收1套，不给生产运行留下安全隐患。加强现场运行值班管理，对运行值班人员的巡视职责、巡视内容加以明确并组织学习。加强设备缺陷，特别是影响一、二次设备正常运行的严重缺陷的闭环处理，严格落实缺陷处理的时间要求，避免因设备缺陷掌握不到位造成事故扩大或延误恢复送电。