一起接地变压器保护误动原因分析及防范措施

林辉新

摘 要：变电站作为重要的电能转换装置，在电力系统中发挥着核心的枢纽作用。在10kV中性点经小电阻接地系统中，若10kV系统发生单相接地故障，变电站的接地变保护误动，将直接影响用户的正常供电。变电站一般采用接地变作为10kV站用变，用于发生接地时提供一个电流回路。本文通过一起接地变保护误动事件，解读监控报文和现场模拟实操，分析保护误动原因和保护定值错误原因，提出相关的防范措施，希望对现场工作有所借鉴与参考。

关键词：接地变压器；保护误动；事故分析；防范措施

中图分类号：TM41 文献标识码：A

1.事件基本情况

1.1 事件发生前运行方式

事件发生前，110kV甲线线供电110kV A变电站#1主变并带10kV Ⅰ段母线负荷，110kV乙线供电A变电站#2主变并带10kVⅡA、ⅡB段母线（带#2接地变）负荷，110kV丙线供电A变电站#3主变，10kVⅢ段母线尚未带供电负荷。如图1所示。

1.2 事件发生经过

2014年07月23日18时48分，110kV A变电站#2接地变低侧零流Ⅱ、Ⅲ段保护动作，#2接地变低侧零流Ⅱ段闭锁分段550备自投，#2接地变低侧零流Ⅲ段跳#2主变变低502B开关，同时502B开关跳闸也联跳#2接地变52D开关，造成10kVⅡBM母线失压。

现场一次设备外观正常，各项指示均无异常，二次设备检查发现有10kV甲线529零序过流保护启动的报文，#2接地变低侧零流II、Ⅲ段保护动作，保护动作时限与定值单不符，现场装置定值错误。

7月23日19时08分，A变电站10kV ⅡA段母线转由#1主变供电，经现场检查确认站内设备无异常并将#2接地变定值按照正式定值恢复后，至20时01分，除10kV甲线外全部负荷恢复送电。

2.事件原因分析

2.1 误动原因分析

首先，核对#2接地变定值后发现事件发生时#2接地变装置定值跟定值单完全不对应。其次，检查10kV甲线保护定值，零序Ⅰ段电流0.48A，整定时间为1.0秒。

最后，根据配电部门的查线结果，10kV新业线后段发生接地故障，结合保护动作报告、启动报告以及定值情况，判定为10kV新业线发生接地故障后，由于#2接地变装置低压侧零序保护定值错误，在事故发生后0.6s跳开#2主变变低B分支502B开关造成。

2.2 站#2接地变保护定值错误原因分析

（1）查找A变电站报文历史记录

发现绿色框内两条SOE报文表明此时#2接地变低压侧零序过流保护时限为1.5s，与保护定值单对应；红色框内两条SOE报文表明此时#2接地变低压侧零序过流保护时限为0.4s，为错误定值。可判断2013年12月28日11∶19～12∶20其间装置定值发生了变化，如图2所示。

红色框内SOE报文表明此时#2接地变保护装置“远方-就地”把手被置于“就地”位置（具备修改定值的条件），如图3所示。

（2）现场模拟实操定值区覆盖误操作

步骤1进入装置定值菜单查看定值。

步骤2进入“定值修改”菜单查看装置出口矩阵设置（按照装置程序设置，必须进入定值修改才能查看装置出口矩阵设置）。

步骤3：（厂家默认定值区为00区，此时由于没有注意运行区域，导致直接进入了非运行区00，此时为失误步骤）。

步骤4：查看设置正确后，在没有对定值做任何变动的情况下进行回退。

步骤5：由于之前查看定值区为00区，与当前运行定值区01区定值不同，装置认为定值改变，提示进行定值固化，施工人员认为定值未进行更改，选择进行固化，但未注意到之前查看的为00区定值，固化后把00区定值固化至01区，导致定值错误。

（3）模拟实操小结

经调取变电站自动化系统后台历史记录、保护装置定检报告、相关历史工作票及询问相关人员，并在备用馈线柜同系列保护装置上进行实操模拟后，可确定10kV#2接地变保护装置定值错误的原因为施工人员在进行“#2接地变52D与10kV分段550开关和10kV分段550备自投二次回路接线及检查”工作时，由于对装置不够熟悉，加之操作过程中粗心大意，在查看装置出口矩阵时误将装置0区调试定值覆盖至1区运行定值所致。

3.事件暴露的问题及和整改措施

3.1 事件暴露问题

本次事件是施工单位人员对运行设备误整定引起的保护误动作。暴露出以下问题：

（1）现场保护装置查看出口矩阵需进入“定值修改”菜单执行，程序不合理。

（2）施工人员技能不足，在查看装置过程中操作不当造成误修改定值，也未按规范要求在完工后进行定值检查，造成定值错误未能发现。

（3）施工人员工作票填写不规范，仅填写回路完善工作，未体现相关的调试及定值操作相关工作。

（4）监理人员现场监控不到位。

（5）验收人员验收把关不严，在投运前仅通过与施工人员以口头方式进行定值确认，未对装置本体进行定值检查确认。

（6）运维单位未能及时通过保护装置定值核查工作发现装置定值错误。

3.2 整改措施

（1）联系厂家要求进行保护软件程序修改，将查看出口矩阵选项放入“定值查看“菜单，避免误导问题再次发生。

（2）加强施工单人员工作规范化教育，参照有关作业标准、作业表单要求，在保护装置投运前，必须重新确认定值投运正确，并做好现场作业记录。

（3）监理单位现场监管要到位，对涉及运行设备接入的必须全程参与。

（4）验收人员要严格把关，在设备投运前必须在保护装置本体检查定值与定值单相符，不得依据口头方式确认定值。

（5）加强现场作业把控，运维单位要加强保护装置定值核查管理，确保继电保护装置定值、功能及压板正确执行。

（6）加强运行设备过程管理，对涉及设备的改动工作加强监护和管理，及时发现问题和隐患并进行有效整改。

（7）对能实现保护密码进行修改的保护装置重新设立密码，并统一管理。

4.整改效果与结论

经过上述整后进行加量模拟测试，模拟发生#2接地变低侧零流Ⅱ、Ⅲ段保护动作时，#2接地变低侧零流Ⅱ段不闭锁分段550备自投，#2接地变低侧零流Ⅲ段#2主变变低502B开关合位，#2接地变52D开关合位，10kVⅡBM母线电压正常。确保继保动作正确。通过以上分析可知，现场作业按规范执行，统一管理保护装置修改密码，做好保护装置定值核查管理工作，由于人为因素导致的保护误动是可以避免的。

参考文献

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