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云南电网有限责任公司昆明供电局的研究人员张春刚、缪际、甘龙、唐强、李辉，在年第6期《电气技术》杂志上撰文，以两起35kV变电站保护越级跳闸事件分析实例为依据，深入探讨相关继电保护越级跳闸原因，结合现场相关试验数据或继电保护动作故障波形记录，重点分析电流互感器励磁饱和导致继电保护装置不能正确动作的过程，为类似事件的分析计算提供参考方法，并为防止电流互感器饱和提出预防措施，以促进电网系统的稳定运行。电流互感器（currenttransformer,CT）作为电力系统一次与二次设备的关键衔接中间设备，其能否将一次电流正确传变为二次电流将直接影响继电保护能否正确动作。随着供电可靠性要求的逐步提高，任何一次继电保护的不正确动作都将影响电力系统的正常运行，继电保护装置的越级误动则影响更大。有研究者指出P类互感器区外故障导致保护误动的主要原因是由于CT饱和，当然也有其他因素的影响。有很多研究者从各方面着手对CT饱和相关问题进行了研究，还有研究者针对CT饱和的识别方法进行了深入研究。本文以两起典型的35kV变电站越级跳闸事件实例为依据，案例1主要依据保护装置的故障录波、保护报文等现场记录较直观地分析事件原因；案例2在没有故障录波记录的情况下依靠现场试验数据、后台机报文，从理论上探讨、推导故障时的电流变化过程。由两起案例重点分析由于电流互感器励磁饱和导致继电保护装置不能正确动作，造成相关保护越级跳闸的成因过程，为行业内类似事件的计算分析提供参考方法，并对防止CT饱和提出预防措施，促进电力系统的安全稳定运行。1案例11.1事件前后D变电站运行方式35kVD变电站为单台主变压器运行，图1所示为部分主接线图。正常运行时，35kVⅠ、Ⅱ段母线分列运行，由35kV备自投保护装置实现进线的明备用，10kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，10kVⅠ段母线上仅有出线间隔；10kV断路器2号电容器一次设备发生故障后，、断路器由保护装置跳开，断路器由调度人员手动拉开。图kVD变电站部分主接线图1.2事件简要分析年9月9日07:46，35kV2号主变低后备保护（装置型号CSC-GL）、10kV2号电容器保护（装置型号CSC-A）均有保护动作报文，简要如下：1）07:46:15.，2号主变低后备保护起动（主变低压侧CT变比为/5）。2）07:46:15.，低后备保护限时速断T1出口，（故障电流IA=25.00A、IB=23.50A，IC=23.50A），10kV母联断路器跳闸，10kVⅠ段母线失压。3）07:46:15.，10kV2号电容器断路器过流Ⅱ段动作（IA=12.06A、IB=7.25A，IC=12.18A），10kV2号电容器断路器跳闸。10kV母联断路器保护装置（型号CSC-）发“开关偷跳”，无保护起动报文。现场检查10kV2号电容器一次设备存在放电痕迹，查看35kV2号主变低后备保护装置录波（如图2）可知，故障电流出现前期，A、B相电流大小相等，方向相同，故障发展到后期，三相电流大小相等，方向为正序方向。根据不对称短路故障时YNd接线变压器两侧电流关系的规律，可推测故障在d侧（10kV侧），先是AB相间短路，后发展为三相短路。图kV2号主变低后备保护装置录波图10kV2号电容器断路器间隔存在AB相间故障，断路器间隔的过流Ⅰ段并未动作，但却造成了2号主变低后备保护动作，跳开断路器。根据10kV2号电容器保护装置提供的录波图（如图3所示）可知，装置采样故障电流波形为畸形波，10kV2号电容器CT变比为/5；将故障电流折算到一次设备侧，得故障相电流为A，远小于主变低后备保护装置采样得出的.2A，可明显判断为断路器间隔CT饱和，保护装置采样故障电流小于实际故障电流，达不到过流Ⅰ段保护动作定值，故过流Ⅰ段一直未动作，其故障发展顺序与图2的分析结果一致。图kV2号电容器保护装置录波图1.3案例1结论分析根据现场检查情况，确认10kV2号电容器AB相一次设备存在短路故障，35kV2号主变低后备保护先于10kV2号电容器保护动作，造成越级跳闸。保护装置信息综合分析可知，由于10kV2号电容器故障，造成10kV断路器间隔CT饱和，保护装置采样到的最大故障电流小于实际故障电流，仅有12.2A，小于过流Ⅰ段12.5A的动作定值，因此过流Ⅰ段未动作；35kV2号主变低后备保护装置采到的最大故障相电流为25.09A，大于限时速断电流14A的动作定值，0.3s左右主变低后备保护装置限时速断T1出口跳开10kV母联断路器，10kVⅠ段母线失压。但是10kV2号电容器断路器位于10kVⅡ段母线上，故障未排除，故障电流一直持续存在，经0.5s左右的延时后，由于10kV2号电容器装置采样电流12.2A大于过流Ⅱ段定值7A，过流Ⅱ段保护出口，跳开10kV2号电容器断路器，故障点被隔离，保护动作结束。2案例22.1保护动作经过梳理接地调通知年12月15日22:31，35kVM变电站10kV断路器过流Ⅰ段保护动作，35kV1号主变保护装置（型号为北京四方CSC-GF）比率差动保护动作，35kV侧断路器、10kV侧断路器跳闸，直接造成35kVM变电站全站失压的恶性非计划停电事件。图kVM变电站部分主接线图根据后台机报文可知具体保护动作情况如下：（1）22:31:49.，10kV断路器过流Ⅰ段保护启动。（2）22:31:49.，主变保护起动。（3）22:31:49.，35kV1号主变比率差动出口（如图5所示），主变高压侧断路器、低压侧断路器跳闸。（4）22:31:49.，10kV断路器过流Ⅰ段动作（如图6所示）（Ia=32.5A，Ib=32.50A，Ic=32.00A）。（5）22:31:50.，10kV断路器重合闸动作，重合成功。图5主变保护测控装置比率差动保护出口图6断路器过流Ⅰ段保护动作2.2现场检查情况现场检查35kV1号主变及10kVⅠ段母线各间隔一次设备外观无异常，各CT变比为：1）10kV断路器CT变比为/5。2）35kV1号主变35kV侧断路器CT变比为/5。3）35kV1号主变10kV侧断路器CT变比为/5。35kV1号主变差动保护平衡系数为1.1。根据电流互感器等效示意电路（如图7所示），ZLC为电流互感器内阻，ZFZ为负载电阻；电流互感器传变特性如图8所示。图7电流互感器等效示意电路图8电流互感器传变特性根据欧姆定律计算可知1号主变35kV侧的开口电压UL约为33.44V，10kV侧的开口电压UL约为26.V。2.3CT励磁特性试验验证及原因分析依据试验人员对1号主变10kV侧的CT进行励磁特性实验结果，当励磁电流为20mA时，UL为8V；即当UL为8V时该CT进入饱和状态，但由故障电流折算出的UL为26.V，已经远超过8V，CT进入严重饱和状态；35kV侧的CT励磁特性试验结果为，当励磁电流为mA时，UL为57V，57V大于33.44V；即当发生故障时1号主变35kV侧的CT未饱和，处于正常的传变特性范围内，能够正确采样故障电流大小。根据断路器保护测控装置定值单可知，过流Ⅰ段保护定值为14A，延时为0.1s，重合闸时间为1s。在10kV断路器间隔过流Ⅰ段保护0.1s延时过程中，故障电流流过1号主变10kV侧CT，导致该侧的CT饱和，不能正确传变故障电流大小，但主变35kV侧的CT可以正确传变故障电流。最终35kV1号主变高压侧和低压侧产生较大差流。根据35kV1号主变保护测控装置（型号CSC-GF）说明书可知，故障点处于差动保护动作范围内，故主变比率差动保护动作。2.4案例2结论分析保护人员到达现场后对10kV断路器间隔、35kV1号主变保护间隔相关二次回路进行检查，并确认不存在故障，根据相关保护动作信息及试验人员的CT测试结果综合判断分析，可确认为本次35kV1号主变比率差动保护动作跳闸是由于10kV出线间隔送电过程中线路存在三相短路故障，导致10kV间隔保护测控装置过流Ⅰ段保护动作跳闸。由于过流Ⅰ段保护动作有0.1s的延时，进而故障电流穿越35kV1号主变本体，但是1号主变低压侧CT抗饱和能力不足，很快进入饱和区内，引发主变高压侧和低压侧产生较大差流，故主变比率差动保护动作出口跳开和断路器，主变保护测控装置属于正确动作。3预防措施1）针对部分电流互感器流过故障电流时容易饱和的问题，可采用直接更换一次设备CT的方法，重新安装变比合适、传变特性满足要求的CT即可，或者调整CT使用的绕组变比。2）通过继电保护的保护范围、时间搭配的调整临时代替一次设备的更换。如案例1中的35kV2号主变低后备保护限时速断电流T1出口时间设置为大于10kV2号电容器保护过流Ⅱ段时间定值，或者将2号电容器保护过流Ⅰ段动作定值根据CT易饱和的特点进行适当调整，避免出现过流Ⅰ段定值过大保护永远不会动作的问题；案例2中由于过流Ⅰ段保护动作有0.1s的延时，故为了防止主变比率差动保护提前动作，可将主变保护的差动保护功能退出，完善主变保护的高后备和低后备功能，从而避免故障电流穿越后引起保护越级误动的风险。3）根据最近的电流互感器传变特性研究分析成果，引入先进的CT饱和检测方法，除了研究CT稳态情况下的传变特性，更应该

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