变电所#2主变跳闸事故分析
一、故障前系统运行方式
该变220KV系统五回线正常运行；#1主变备用。

110KV系统由#2主变带110KV达通线、达依线、达沙线、达高线、达气线运行。

二、事故经过
2006年2月21日18时53分，该变电所110KV达通线B相单相接地，80ms开关跳闸，1.46s后重合闸动作，合闸后达通线转换成AB两相永久接地故障，100ms后#2主变三侧开关跳闸，之后20ms 达通线开关跳闸。

值班员检查达通线距离I段，零序I段，重合闸信号掉牌，#2主变差动保护信号掉牌。

三、达通线跳闸原因
经现场巡视故障点在达通线出口27号杆处，故障为杆塔地线先掉落在B相导线上，零序I段动作，重合后转换为AB两相接地故障。

达通线距离I段、零序I段动作。

四、#2主变差动保护动作原因
#2主变差动保护由三块LCD-11型差动继电器构成，阿城继电器厂生产。

每相高压侧、中压侧、低压侧电流分别经过各自的辅助变流器达到平衡，正常时差动继电器差流为零。

1）第一次故障时，高中压侧电流波形
根据录波图分析，第一次B相接地故障时，高、中压侧的故障波
形正常（见下图），差动保护未动作。

图一：中压侧的故障波形
图二：高压侧的故障波形
2）第二次故障时，高中压侧电流波形
根据录波图分析，第二次AB相间接地故障时，高、中压侧电流均发生严重偏移，两侧故障电流均有很大的衰减的非周期分量，110KV侧二次电流中直流分量可达22安培，220KV侧二次电流中直流分量也达12安培，见如下录波图。

图三：中压侧的故障波形
图四：高压侧的故障波形
3）非周期分量产生的原因
由于电感中的电流不能突变，在短路发生的零时刻，受故障发生时刻电压初始相角的影响，在短路电流中将出现一个非周期分量，其初值等于短路的稳态电流与短路前一瞬间的电流值的差，该非周期分量的大小与电压的初始相位角和负载的性质有关，在电势过零点时短路其值最大，其衰减时间与系统参数有关。

本次故障由于该#2变是自耦变压器,其高压侧和中压侧有电气联系，短路阻抗很小，因此在110KV侧故障，故障电流很大，根据录波器数据和短路计算，在达通线相间接地短路时，主变110KV侧故障电流达5300A，根据以上的分析，故障电流周期分量越大，相应的非周期分量也越大。

4）非周期分量和剩磁对CT的影响
CT励磁电抗是随着电源的性质而变化（电感线圈通入直流时，阻抗很小）。

非周期分量传变到二次负载的能力远小于周期分量的传
变能力。

电流的非周期分量的大部分成为铁芯的励磁电流，使励磁电流值大大超过稳态值。

在短路暂态过程中，CT铁芯中最大可能的磁通密度可能达到稳态磁通密度的数倍乃至数十倍。

当短路故障切除时，铁芯中存在很大的剩磁，剩余磁通将按照指数函数衰减。

电流互感器铁芯中的剩磁大小和方向对暂态过程中电流互感器传变能力也有很大影响。

当达通线再次发生短路故障时，如果剩磁方向和短路电流非周期分量所产生的磁通方向相同时，则使铁芯更加容易饱和。

5）110KV侧CT的10％误差曲线和二次负担
测量110KV侧CT二次负担每相分别为1.1欧，在两相接地短路时二次负担为3.3欧。

电流互感器的10%误差曲线测试结果如下：
A相：二次线圈直流阻值0.4欧
B相：二次线圈直流阻值0.4欧
以上表示，在一次电流为5400A时，A、B相允许的二次负担分别是4.49欧、4.17欧；在一次电流为6000A时，A、B相允许的二次负担分别是4欧、3.68欧；在一次电流为6600A时，A、B相允许的二次负担分别是3.59欧、3.29欧。

查CT 10％误差曲线，在实际二次
负担3.3欧姆对应的电流倍数是11倍，与试验结果一致。

根据录波图分析，故障时非周期分量的数值是周期分量有效值的50％，假定把非周期分量看成是周期分量，B相电流将达到7950A，此时电流是CT额定电流的13.25倍，因此CT不满足10％误差曲线。

根据上面的分析直流分量将多数变成励磁电流，加剧了CT的饱和程度，因此直流分量对CT的影响大大超过周期分量对CT的影响，由以上可以看出，本次短路中，主CT变比误差将超过10％。

6）对辅助变流器的试验
为了分析直流分量给电流互感器造成的影响，我们在辅助变流器上进行了如下实验：
中压侧变流器一次通入交流10A时，变流器二次侧在无直流分量情况下的正常输出为6.25A（二次变流器变比为8/5），但在加入直流电流分量的情况下二次基波电流值如下：
高压侧变流器一次通入交流10A时，变流器二次侧在无直流分量情况下的正常输出为11.5A（二次变流器变比为4.36/5），但在加入直流电流分量的情况下二次基波电流值如下：
从上述试验数据可以看出，直流电流分量对变流器的饱和特性造成严重影响，使变流器的输出电流误差变大。

7）利用录波数据近似计算出故障时保护感受到的故障电流经过故障录波器#2主变110kV侧故障电流波形分析，故障录波
器所接的电流互感器的二次绕组，已经饱和，波形发生畸变。

由于故障录波器所接的电流互感器的二次绕组为星型接线，此类型故障时的二次负担远比角型接线小。

因此变压器差动保护所接的电流互感器的二次绕组饱和程度远大于故障录波器所接的电流互感器的二次绕组，波形畸变更加严重。

考虑110KV侧CT饱和严重，无法输出电流时，差流将导致差动保护误动。

8）动模试验结果
3月1日，继电保护人员一同到阿城继电器厂进行了动模试验，试验模拟了变压器区外故障CT饱和情况下变压器差动保护和差速断保护的动作情况，结果显示在CT饱和时，差动保护和差速断保护可
能误动。

9）电流互感器选用标准
根据DL/T866-2004 《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》：
6.1.2.1 对保护用电流互感器的性能要求：
a）保证保护的可信赖性。

要求保护区内故障时电流互感器不至影响保护可靠动作。

b）保证保护的安全性。

要求保护区外最严重故障时电流互感器误差不会导致保护误动作或者无选择性动作。

6.1.2.2 解决电流互感器饱和对保护动作性能的影响，可以采用下述两类措施：
a）选择适当类型和参数的互感器，保证互感器饱和特性不至影响保护动作性能。

对电流互感器的基本要求是保证在稳态短路电流下的误差不超过规定值。

对短路电流非周期分量和互感器剩磁等引起的暂态饱和影响，则应根据具体情况和运行经验，妥当处理。

b）保护装置采取减轻饱和影响的措施，保护互感器在特定饱和条件下不至影响保护性能。

保护装置采取措施减缓电流互感器饱和影响，特别是暂态饱和影响，对降低电流互感器造价及提高保护动作的安全性和可信赖性具有重要意义，应成为保护装置的发展方向。

特别是微机保护具有较大的潜力可资利用。

当前母线差动保护装置一般都采用了抗饱和措施，取得了良好的效果。

对于其他保护装置也宜提出适当的抗饱和要求。

根据《东北电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施纲要》附录1：电流互感器10％误差试验步骤和方法第4条：
……
差动保护的计算倍数，可按下式进行：
ms=K×I D/I1e
式中ms――电流倍数计算值；
I D――外部短路时，通过电流互感器的最大电流；
I1e――电流互感器一次侧额定电流；
K――考虑电流互感器过渡状态下的饱和；当保护动作时间为0.1s时K=2，当保护动作时间为0.3s时K=1.5。

根据计算达连河变电所110KV母线短路最大电流6600A，上式I D＝6600A、I1e＝600A、差动保护动作时间小于100ms，因此K取2。

计算的ms=22。

以上说明随着系统短路容量不断增大，目前CT不适合差动保护要求。

五、结论
达通线重合到故障上，合闸时刻的初相角恰好使故障电流中的非周期分量的数值非常大（达通线的CT严重饱和），该非周期分量是一个衰减的直流分量，该非周期分量将流过主变CT的励磁支路中，在第一次故障剩磁的基础上，加剧了CT的饱和程度。

在CT中流过的非周期分量使CT饱和，本次短路中，主CT变比误差将超过10％，差动继电器中出现差流，造成差动保护动作。

六、事故教训与对策
1）宜选用微机变压器保护解决直流分量对保护的影响
微机型变压器保护，由于采用了富氏全波算法，可以滤掉直流分量，减少直流分量对差动保护的影响，另外新型继电保护装置具备CT饱和闭锁功能，在判断出CT饱和后，保护自动进行闭锁，可以避免差动保护误动。

2）增大变压器110KV侧CT变比
现在110KV侧的CT变比是600/5（额定电流572A），在本次故障时，故障电流周期分量是CT额定电流的8.8倍，如果把CT变比增加到1200/5，在本次故障时，故障电流周期分量将变成CT额定电流的4.4倍，满足CT10％误差要求。

如果把CT变比增加到1200/5，考虑在区外最大短路6600A下，电流互感器ms（倍数）为11倍，满足反措关于CT选择的要求。

应对措施
1.在有条件的情况下,积极争取更换常规的变压器保护为微
机保护,以解决直流分量对差动保护的影响.
2.利用春秋检对所有的电流互感器进行10%误差曲线的测
试,来检查电流互感器是否满足二次负担的要求.
3.加强对LCD-11差动继电器的检验,要求对所有项目进行测
试,以保证差动继电器特性的完好性.保证保护的正常运行.。