外部故障切除后主变分侧差动保护误动的分析

2015-02-24邱立伟李嘉敏汪运律吴玉鹏魏彦勋

电力安全技术 2015年12期

关键词：暂态主变差动

邱立伟，李嘉敏，汪运律，吴玉鹏，魏彦勋

（中核核电运行管理有限公司，浙江嘉兴 314300)

外部故障切除后主变分侧差动保护误动的分析

邱立伟，李嘉敏，汪运律，吴玉鹏，魏彦勋

（中核核电运行管理有限公司，浙江嘉兴 314300)

针对某核电厂外部故障切除后发生主变分侧差动保护误动的事件，分析了CT局部暂态饱和的物理特征及对差动保护的影响，提出了防止主变分侧差动保护误动对策，并通过仿真试验验证了“时差法+虚拟制动”抗CT饱和判据及其他组合措施可有效防止分侧差动保护误动。

外部故障切除；分侧差动保护；误动

0 引言

近年来，曾发生多起变压器差动保护在区外故障切除时误动的事件。某核电厂在迎峰度夏期间，某500kV出线线路单相瞬时接地重合闸过程中发生主变分侧差动保护误动，造成2号机停机停堆事故。检查一、二次设备均未发现故障点，分析引起保护误动的原因是：在500kV线路单相接地故障切除过程中分侧差动保护开关站侧CT出现波形畸变，中性点侧CT响应正常，差动电流满足分侧差动保护的动作门槛，从而导致保护误动作。

本文对该核电厂外部故障切除过程中分侧差动保护误动现象进行分析，提出一些防止主变压器分侧差动保护误动的对策，并通过实时数字仿真装置(RTDS)验证了防范措施的有效性。

1 CT局部暂态饱和对差动保护的影响

通常，差动保护采用的电流互感器为保护级(P级)，其误差只考虑一次电流为稳态电流，不考虑暂态过程中非周期分量的影响。因此，P级电流互感器在暂态过程中不能保证误差要求；但在实际应用中，故障发生的暂态过程正是需要保护装置准确响应的时段。在变压器外部故障过程中，工频短路电流和暂态非周分量会造成CT积累剩磁较大，故障切除恢复成负荷电流后CT将仍工作在饱和点附件的局部磁滞回环中。虽然负荷电流中反向电流有去磁作用，但仍难以使CT完全退出饱和，只能使CT在饱和点附近做小范围的波动(见图1)，导致CT二次传变电流有一定的相位偏移。而外部故障切除后保护装置的制动电流很小，几乎处于无制动区，差动保护异常灵敏，此时如果一侧CT二次电流有相位偏移而另一侧CT能正确传变，则由于两侧CT传变特性不一致所产生的很小差动电流就可能引起保护误动。

图1 CT在各种工况下励磁特性的工作区域

2 外部故障切除后分侧差动保护误动分析

2008-07-11T16:31，某开关站某出线线路发生C相单相接地故障，45 ms后线路主保护动作将故障切除，52 ms后该核电厂2号机主变分侧差动保护B相误动，2号机停机停堆。该核电厂2号机送出电气接线如图2所示。事发后，变压器、充油电缆等一次设备均未发现故障点，二次回路及保护装置也未发现绝缘损坏或保护元器件损坏，判定一次设备正常，保护误动是因为CT传变有畸变。从故障录波图(见图3)可以看出，开关站侧B相CT发生较大相移，导致分侧差动保护存在差流，差流超过保护动作门槛，分侧差动保护误动。需要说明的是，这种CT局部暂态饱和产生的相位差并不一定在外部故障切除过程中才出现，在其他情况下也有可能发生，如CT长期在非周期分量的作用下工作点逐步进入饱和区域，两侧出现的差动电流主要也表现为相位差。分侧差动保护误动的根本原因是由于CT局部暂态饱和引起的相位偏移。

图2 2号机送出电气接线示意

图3 故障录波示意

3 防止分侧差动保护误动的措施

分侧差动保护作为主变高压侧绕组内部单相接地故障和相间故障的主保护，也是主变差动保护对接地故障灵敏度不满足时的补充，能提高主变高压绕组中性点附近接地故障时的保护动作灵敏度。该保护原理类似发电机差动保护，理论上不受变压器励磁涌流的影响，可靠性较高，但实际运行情况却比发电机差动保护复杂。在主变空载合闸励磁涌流、区外故障切除电压恢复过程中，励磁涌流对不同的电流互感器造成的影响并不相同，这是产生CT二次暂态不一致的根源，因而调整定值不能采用与发电机差动保护相同的方法。此外，分侧差动保护GIS侧的CT一般随GIS厂自带，而变压器侧的CT则由变压器厂提供，两侧CT的容量、等级等特性都不尽一致，特别是采用P级互感器的两侧CT在故障暂态过程中反映一次侧电流的能力有所不同，可能引起保护误动。因此，应将大容量变压器保护用CT改为TPY级，但对部分一次设备改造确实存在困难的，应在两侧CT容量、等级、励磁特性尽量改成一致的基础上为保护装置增加CT抗饱和判据。该核电厂采用许继电气公司时差法与自适应虚拟制动法配合的抗CT饱和判据措施，并配合保护整定值优化、改造CT等措施，解决了分侧差动保护误动的问题。

3.1 优化调整定值

按整定计算导则，分侧差动保护比率制动系数S一般可取0.2-0.3，该核电厂分侧差动保护改造前取值略高，为0.35。改造时，由于分侧差动保护所用CT为P级，且两侧CT的容量、等级不一致，在暂态条件下曾发生保护误动，现将制动系数S适当提高，取0.5。

分侧差动保护动作点轨迹如图4所示。其中，点划线为改造前的制动曲线，其上部为动作区，下部为制动区，制动电流Ires(标幺值，下同)取0.7，动作电流Iop(标幺值，下同)取0.25，制动系数S取0.35；虚线为改造后的制动曲线，Ires仍取0.7，Iop取0.35，S取0.5；细实线为保护动作曲线。由此可见，即使优化了定值，缩小了保护动作区，保护动作曲线仍可能落在上部动作区，无法有效避免保护误动，因此单一调整定值无法解决此问题。

3.2 更换匹配性更好的电流互感器

分侧差动保护用的电流互感器差异较大，GIS侧采用1 250/1，15 VA，5P25的电流互感器，而主变中性点侧采用1 250/1，25VA，5P30的电流互感器。而且GIS侧互感器为日本三菱产品，主变中性点侧互感器为保定变压器厂采购的国内产品，两侧电流互感器励磁特性差异也较大。该核电厂3，4号机参考GIS侧CT的容量、等级及励磁曲线定做了CT，对主变中性点侧CT进行了替换，在一定程度上改善了分侧差动保护的可靠性。该核电厂1，2号机受主变检修时机的限制，主变中性点CT还未列入改造计划。

图4 分侧差动保护动作点轨迹

3.3 抗CT饱和新判据

该核电厂于1999年投产500kV GIS，以目前技术手段无法将GIS的CT改造为TPY级。在这种情况下，考虑从保护角度引入抗饱和判据，提高保护动作的正确性。国内外针对电流互感器饱和问题提出多种识别方法，如时差法、异步法、差分法、谐波比法、小波法、虚拟制动等。该核电厂3，4号机及改造后的1，2号机发变组保护均采用许继电气公司的WFB-800A分侧差动保护，利用“时差法+虚拟制动”抗CT饱和判据，解决了CT饱和引起的差动保护误动问题。

3.3.1 时差法判据

在差动保护满足动作条件后首先进行该判别，采用后推1个采样周期(以1周波采样24点为例)的方法确定故障起始点，判别方程如下：

式中：ik为第k个采样点的电流；Ie为额定电流。

如果连续有3个采样点满足此方程，确定此时故障开始。从故障起始点开始，3个采样点中至少有2个采样点满足以下方程：

式中：id为差动电流；if为制动电流。

该方程认为差流和制动电流同时出现，判为区内故障，则保护取消饱和判据；否则判为区外故障(CT饱和需要时间，在故障发生瞬间CT保持线性传变特性，理论上差流为零)，保护自动投入饱和判据。

3.3.2 虚拟制动判据

利用差动电流信息，虚拟1个制动电流idmax(虚拟差动电流)，该值为1个采样周期内最大采样点值，然后统计1个周波内｜id｜＞0.2×｜idmax｜的点数N，如果N>M(M为设定的定值)则开放差动保护，否则闭锁差动保护。

4 动模仿真试验验证

为了验证新型保护装置对于CT不同程度、不同时刻饱和时对分侧差动保护的影响，2011年5月利用国家继电保护及自动化设备质量监督检验中心实时数字仿真装置，对变压器各种故障配合CT饱和进行仿真试验(试验系统见图5)。分别对区外故障、区内故障、区外转区内、系统振荡及振荡中故障、匝间短路、空投试验、手合故障等进行仿真，分侧差动保护均可以正确动作。针对该核电厂分侧差动保护误动的故障波形进行回放，新型保护装置也能够正确响应。

图5 变压器故障仿真试验系统示意

最后通过动模试验对该核电厂主变高压侧单相接地故障时分侧差动保护与主变差动保护的动作特性进行对比分析，在最小运行方式、最大运行方式、孤岛运行方式、主变倒送运行方式下，分侧差动保护均比主变差动保护灵敏度高(见图6)。对于主变高压侧绕组在接近中性点处发生金属性接地故障，主变差动保护存在保护死区，而分侧差动保护无死区。对于高压绕组经高阻接地故障分侧差动保护的灵敏度高于纵差保护，分侧差动保护对于发现高压绕组轻微故障或初期故障检测具有优势。分侧差动保护的功能不能由主变差动保护替代，故仍需要投运分侧差动保护。