主变负相序引起差流越限故障分析及处理

王龙，任思敏，黎月泰，秦川

(国网宁夏电力有限公司吴忠供电公司，宁夏 吴忠 751100)

变压器是电力系统不可缺少的重要电气设备，它产生的故障将对供电可靠性和系统安全运行带来严重的影响[1],因此，根据变压器容量等级和重要程度，在变压器主保护装设差动保护，用来反应变压器绕组、引出线及套管上的各种短路故障[2]。在变压器差动保护中，为了监视差动启动电流，保护装置都会引入“差流越限”告警功能。在微机变压器差动保护报“差流越限”告警时，应立即采取措施，及时进行处理，以避免差流值继续上升至保护差动启动值，发生保护误动的严重后果[3]。

1 问题的提出

某110 kV变电站2005年建站时，一次系统站内母线标定相别与线路相别不一致，导致站内一次系统出现负相序，二次系统为纠正一次系统错误，在二次电压电流接线时将A相和C相交换；因此，该变电站一次系统负相序，二次系统正相序。

2019年7月12日，在二次系统综自改造工程送电后，该变电站2号主变报“差流越限”告警。二次检修人员根据2号主变异常数据进行分析试验后，将保护装置内“低压侧接线方式钟点数”控制字由“11”改为“1”后，差流减小，“差流越限”告警消失[4]。

2 故障原因分析

该变电站共有2台容量均为63 MVA的主变压器(以下简称主变)，一次联结组别均为Yyd11接线，变比为110 kV/35 kV/10 kV，保护装置型号为PCS-978。为了更好地找出2号主变“差流越限”告警原因，分析影响因素有以下几点：

(1)保护装置插件是否损坏，装置误报。现场查看装置内差流值0.23Ie大于差流越限固定值0.1Ie，同时利用二次电流钳形表测量各侧电流值，与装置显示基本相近，因此装置采样正常，没有误报。

(2)主变调档是否异常。由于南瑞PCS-978保护装置差流是以各侧额定电流为基准值的标幺值进行求和，改变变压器调压分接头会引起不平衡电流[5]，本站只是进行二次继电保护综自改造，并未对一次主变进行调档操作，且定值单与实际电压相符，因此，主变三侧档位正常，电压正常。

(3)主变本体是否发生异常。检修人员现场对2号主变进行检查，未发现异常现象，主变运行正常。

(4)电流二次回路是否异常。为了检查电流回路的完整性，送电前，进行电流互感器一次升流试验，试验结果正确。

(5)实际电流互感器变比和计算变比不同引起的不平衡电流[6]。将定值单、设备铭牌与保护装置设备参数核对检查，变比均相同。

(6)变压器三侧电流互感器极性是否一致。主变高、中、低三侧均是以各侧母线为极性端进行安装，送电前，对三侧电流互感器进行了极性测试，测试正确。

(7)该变电站一次负相序系统是否对差流有影响。查看2号主变送电后的向量测试数据，测试结果如表1所示：1号主变与2号主变并列运行，负荷较小，高、中、低三侧电流向量均为正相序，幅值大小相近，未产生较大零序电流，但主变高压侧电流向量超前低压侧电流向量210°，并非150°[7]，即以低压侧电流方向为基准逆时针旋转210°得到高压侧电流方向。2号主变一次联结组别为Yyd11接线，保护装置整定值同为Yyd11，按照11点接线向量分析，当主变只有高低两侧正常运行时，以逆时针为正，高压Y侧电流向量超前低压Δ侧电流150°[8]，因此，需要对2号主变三侧向量再次进行分析。

表1 2号主变三侧电流向量测试 A

该站主变一次系统负相序，二次回路A相与C相互换，即A相电流二次值通入保护装置C相通道，C相电流二次值通入保护装置A相通道。图1为2号主变高、低压两侧差动保护电流回路，高、中压侧均为Y型接线，低压侧为Δ型11点接线，为了便于分析，图1只显示高低两侧电流回路。其中，IA1、IB1、IC1为高压侧一次电流，IA、IB、IC为高压侧二次电流，Ia1、Ib1、Ic1为低压侧一次绕组电流，Ia1Δ、Ib1Δ、Ic1Δ为低压侧一次线电流，IaΔ、IbΔ、IcΔ为低压侧二次电流，图中箭头为各向量正方向。

图1 2号主变高、低压侧差动保护电流回路

对于变压器Yd11接线，各侧电流关系如图2所示，高压侧一次电流IA1、IB1、IC1为负序向量，低压侧一次线电流Ia1Δ、Ib1Δ、Ic1Δ同为负序向量。在二次侧A和C相电流变换后，同一相电流通入保护装置的相位已发生变化，高压侧二次电流超前低压侧二次电流210°，即IA超前IaΔ角度为210°。因此，保护装置整定值变压器联结组别也将发生变化，由“11”变为“1”接线。

图2 2号主变高、低压侧电流向量

综上所述，该2号主变差流越限报警原因为保护装置变压器联结组别定值整定错误。变电站一次系统负相序、二次接线改接为正相序，使通入装置的电流改变了变压器一次Yyd11联结组别，而作业人员在整定计算时未查别此类变化，仍按照低压侧11点接线方式整定，导致2号主变在送电后，出现差流增大，且差流越限告警的不正常运行状态。

3 故障解决措施

主变保护差流越限是差动电流越限，并未闭锁保护，表明差动电流回路存在问题或装置定值整定有问题。不论告警是否存在自动复归现象，应申请解除主变压器差动保护，检查保护电流回路的完整性，实时观察差流值是否达到差动动作值，同时，向调度部门申请，限制主变负荷，不能使负载进一步提高[9]。

因此，为消除此次故障，根据故障原因分析和继电保护装置异常处理原则，对保护装置做了如下处理：

(1)申请退出2号主变差动保护。 运行人员向调控中心申请退出2号主变差动保护，待批准后，将保护装置内差动软压板、差动保护功能控制字和装置外部差动硬压板退出运行。

(2)计算实时电流在Yyd1接线组别下的差流值。为了验证主变一次负相序二次正相序，主变联结组别确由“11”变为“1”，在改变主变保护装置联结组别控制字前，必须进行理论分析。

变压器各侧电流互感器均采用星型接线，极性以母线侧为正极性端，二次电流通入保护装置相位由软件校正[10]。PCS-978保护装置采用Δ型侧电流转变为Y型调整差流平衡。

①对于11点接线，校正方法如下：

②对于1点接线，校正方法如下：

式中：Ia、Ib、Ic—Δ侧CT二次电流；

从上述公式可以得出:11点接线方式下，Δ侧电流校正后实则顺时针旋转了30°；1点接线方式下，Δ侧电流校正后实则逆时针旋转了30°，如图3所示，Iah、Iam、Ial分别为通入保护装置的高、中、低三侧的实际电流，Ial(11)为装置整定11接线校正后的电流，Ial(1)为装置整定1接线校正后的电流。

图3 2号主变三侧A相电流向量

因1号主变处于检修状态，2号主变单台运行，负荷增大，2号主变三侧实际电流向量测试结果如表2所示。

表2 2号主变三侧实际电流向量测试 A

将三侧实际电流值以各侧额定值为基准值换算成标幺值后，高中低三侧电流标幺值分别为0.45Ie、0.349Ie、0.236Ie。将上述标幺值分别代入11点和1点接线方式下的差流计算公式中，方可计算出主变差流值。

① Yyd11接线方式下计算公式。

Ix=0.45cos 25.5°-│0.349cos 232°│-

│0.236cos(188°+30°)│=0.005 3Ie

Iy=0.45sin 25.5°-│0.349sin 232°│-

│0.236sin(188°+30°)│=-0.226 6Ie

② Yyd1接线方式下计算公式。

Ix=0.45cos 25.5°-│0.349cos 232°│-

│0.236cos(188°-30°)│=-0.027 6Ie

Iy=0.45sin 25.5°-│0.349sin 232°│+

│0.236sin(188°-30°)│=0.007Ie

式中:Ix、Iy—主变差动电流横纵坐标轴分量;

Id—差动计算值。

计算结果显示：在Yyd11接线时，理论差流计算值0.226 6Ie与装置实际差流显示值0.234Ie基本接近；在Yyd1 接线情况下，理论差流计算值0.028 4Ie，差流已接近平衡状态。

(3)经过理论分析、验算，运行人员将2号主变差动保护装置“低压侧接线方式钟点数”整定控制字由“11”改为“1”，差流显示0.034Ie，与理论差流计算值接近。

(4)申请投入2号主变差动保护。运行人员向调控中心申请投入2号主变差动保护，待批准后，将保护装置内差动软压板、差动保护功能控制字和装置外部差动硬压板投入运行，差流越限告警消失，2号主变正常运行。

4 效果评价

(1)通过更改2号主变联结组别定值后，2号主变差流越限告警消失，三侧电流恢复平衡状态，消除了差动动作隐患，保证了主变安全可靠运行。

(2)为了验证2号主变差动保护装置在Yyd11定值下差动保护动作值，在1号主变检修时，将1号主变联结组别设定为11接线，同时在1号主变高低侧加入如表3所示的试验电流，差动动作，算出差动值0.691Ie。表中，高压侧电流超前低压侧电流210°，用于模拟电流相位实际情况。

表3 1号主变三侧电流试验电流 A

当1号主变联结组别设定为1接线时，同样加入表3电流值数据，算出的差流值为0.002Ie，差动保护不动作。因此，当低压侧负荷电流增大到3.8 A时，保护装置在Yyd11定值下，装置会误动作;同时，当主变低压侧区外故障时，高低压侧电流会突变增大，也会导致主变越级差动动作，给主变带来重大的安全隐患。

5 结 论

在负序系统中，主变保护装置内联结组别整定值整定不当可引起110 kV变电站主变压器差流越限报警，通过改变保护装置内联结组别定值，可使差流越限告警消失，主变恢复正常运行。对变压器负相序差流越限告警的原因分析及处理措施可为其它变电站出现同类问题提供参考。