（徐州供电公司江苏徐州221005）
摘要：本文对110kV智能化变电站差动保护区外故障动作原因进行了深入分析，指出差动保护装置在Y/Δ转换中存在的问题，为防止同类故障的发生，提出在智能站施工验收中应采取的管理和技术措施，并通过对智能变电站事故的分析和处理，为以后的智能化变电站安全运行提供借鉴。
关键词：智能化变电站差动保护误动原因分析
1情况说明
110kV某智能化变电站，110KV、10KV两个电压等级，无中压侧，110KV为单母线分段接线，目前运行1号主变，10KV双分支接线。
3月22日上午11时45分，主变差动保护动作，跳开变压器各侧断路器，同时高压侧后备保护、低2分支后备保护启动，但未出口。现场对差动保护保护范围内的一次设备进行检查未发现问题，怀疑差动保护误动。
2保护动作分析
2.1波形分析及故障点定位（见附图1）
根据图1中录波文件中的差流数据，可以作出如下分析：
1、从低2分支B、C相电流的幅值和相位（二者幅值相等，方向相反且无零序电流）可以初步推断为低2分支母线或其出线在故障初始时刻发生BC相间短路；
2、从主变高压侧三相电流可以进一步确认1中结论，因为对于YD-11接线的降压变压器，当低压侧BC相间短路时，此时与低压侧故障相对应的两相中的滞后相（C相）电流最大，数值上是其余两相电流的两倍，且方向与它们相反。
3、从II母母线电压也支持1中结论，对于计及变压器内部电抗的压降后，与低压侧故障相对应的两相中的滞后相（C相）电压最低，其余两相电压较高。
4、BC相间短路发生约55ms后，故障进一步扩大升级，由BC相间短路发展成三相短路，此时三相短路电流呈现对称性，且II母三相电压同时对称性跌落。
经现场检查，确认了故障确实发生在低2分支某段出线，与上述分析一致。针对区外故障引起差动保护动作这一类事故一般需考虑如下五种可能性：
1）差动二次回路接线及各侧CT极性。事故发生后，现场已通流排查，回路无误；
2）各侧CT传变特性是否差异较大。现场两侧CT保护等级均为5P30，排除此可能性；
3）穿越性故障电流是否太大，需抬高第二段折线斜率。本次事故中，三相短路后故障电流为6.2/2.2≈2.8Ie，较小。
4）区外故障是否导致CT饱和引起保护动作，如3）所述，故障电流较小，且故障电流中直流分量含量较小，排除此可能性；
5）保护装置参数和定值设置是否存在不合理之处。
2.2故障回放及问题排查
对照上述几点常规误动因素，现场保护人员进行了逐一排查，没有发现误动原因。接下来对差动保护模拟区外故障，检查差流大小。即：在高低压侧施加保护动作时的穿越性故障电流，检验保护装置差动电流是否为零。结果发现差流较大，差动保护再次动作，重现了误动作行为。
现场调试人员配合设备厂家再次对该变电站设备参数及差动保护定值进行检查，发现该变压器为两圈变，而保护设备参数中“中压侧接线方式钟点数”整定为11，中压侧变比为零。技术人员尝试着将保护设备参数里的“中压侧接线方式钟点数”修改为12，再次加入同样的穿越性故障电流，差动保护可靠不动作且差流计算为零。
2.3差动保护设备参数定值
由此可见，该型号差动保护装置差流计算逻辑有问题，具体表现在：中压侧变比为零的情况下，主变中压侧绕组的接线方式钟点数整定定值直接影响差动电流的计算结果。
发现问题之后，我们要求设备厂家对相应型号的差动保护进行版本升级，确保在主变某侧电压等级不用的情况下，无论接线方式钟点数整定为12还是11均不影响保护装置的正常运行。
防范措施
针对这起区外故障差动保护误动案例，需要从两个方面做起以防范问题再次出现。
一是管理方面需要做到：
1）把好设备入网关。确保所有入网设备均通过资质认证，并确保相应型号版本均为系统内推荐版本。
2）把好设备调试关。加强施工质检以及投运验收,对重要的保护设备和关键二次回路要重点验收。
3）把好设备带负荷试验关。要按照规定安排合适的运行方式，督促施工方做好带负荷测试，并作好数据的记录和审核。
二是技术方面需要做到：
1）智能化变电站的差动保护调试应严格执行标准作业指导书，在差动保护调试时要求在收到定值单后，增加差动保护模拟区外故障，检查差流大小的试验项目，确保差动保护无问题投运。
2）在主变送电差动保护带负荷试验时，对于差流超过负荷电流10％时，应该分析查找差流异常的原因。
结束语
该起变电站差动保护区外故障在当今智能化保护设备大量涌现的背景下出现的概率虽然很小，但又有它的必然性，主要体现在几个方面，一是现场调试虽然不断标准化，精益化，但是现场调试与定值整定之间的衔接还不够严密；二是有的现场人员对智能化保护设备不太熟悉,巡视检查流于形式，对于差流异常未做深入分析，未能防患于未然，避免事故的发生。
参考文献
[1]姬希军，胡宝峰，刘以军，姬希娜.区外故障变压器差动保护误动原因分析及对策[J].继电器，2008,36(4)：75-77.
附图1:故障录波波形