某110kV变电站主变差动保护动作分析及处理
110kV主变差动保护误动作事故分析
生 区外故 障时造成 差动 电流 大干定值引起误 动作。进 一步检查 电流 二次 回路，确定 事故原 因为并联接入 电流
互感器二次 回路 的过 电压保护器误动作对差动保护桥开关 Ｂ相 电流产生分流 。本次事故对变 电二次基建 、检修 、
运维等 电力生产环节具有一定警示作用。
关键词 ：主变差动保护 ；误 动作 ；过 电压保护器
方式如图 ｌ所示。
ｌ号 主变差 动保护型 号 为 ＳＡＴ３３，２０１６年 ３月
１．２ 跳 闸经 过
投运。变压器 连接组 别为 Ｙｄｌ １，电流回路采用 全星
２０１ ７年 ４月 ｌ １日 １ ９：０３：ｌ ８．６１ ８，该站 １号 主 形接 线方式 ，０３、Ｏ０、１ １开 关 的 ＴＡ回路 分别接 人
图 １事 故 前 的 运 行 方 式
１．１ 事故前运 行方式
检查站内其他保护装置时 ，发现同一时刻 １０ ｋＶ
某 １ ｌ０ ｋＶ变 电站 有 ２台主变 ，ｌ１０ ｋＶ高压 侧 景 苑线 ３６开 关发生过流 ｌ段保护 动作跳闸 ，故 障电
２回进 线 ，采用 单母 线分 段 内桥 式接 线 ，１０ ｋＶ低 流为 Ａ相 ８３ Ａ，Ｃ相 １３ Ａ，说明 ｌ号主变差动保护
Ｉ Ｂ相差动 电流为 ４．０ｌ Ａ，差流大于差动启动定值 影部分为动作区 ，，ｄ州 以上为差动速断保护动作区 ，
’ １ ８ Ａｏ
其他为 比率差动保护动作区 。
羞柑雹囊化 ２。『８年第３期总笫３７。期
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中图分类号 ：ＴＭ７７４
电流 差 动 保护 由于 其 原理 简单 、动 作 可 靠 而
110kV变电站继电保护误动故障及处理措施
110kV变电站继电保护误动故障及处理措施摘要：本文以110 kV变电站为研究对象，介绍了变电运行中继电保护的作用，通过某110 kV变电站电流回路问题引起的主变保护区外故障误动作，分析故障原因，其次通过分析装置本身缺陷引起主变保护区外故障误动作，分析故障原因并提出处理方法。
关键词：110 kV变电站；继电保护；故障；措施引言在实际运行的过程中，变电站继电保护装置出现故障的原因往往较为复杂，这使得多种问题的存在都会导致变电站继电装置的整体运行质量受到影响。
为此，就要从变电站继电保护典型故障出发，采取针对性措施进行应对，从而使其运行更加稳定，并降低对电能的额外损耗。
1 变电运行中继电保护的作用继电保护装置是构成继电保护动作的基础，能够在变电运行发生异常时完成对配电网的保护。
具体来说，继电保护装置的作用分为 3 点：①能实时监控电力系统运行状况和电力设备工作状况，并将相关信息传送到操作系统中；②具有第一时间将故障分离的功能，能够将故障的影响降到最低；③当电力系统出现异常时会自动发出警报，从而能够提升故障处理效率。
2 继电保护的基本要求2.1 准确性当电网在运行过程中出现故障时，继电保护装置会自行进行判断，并及时将故障区域与非故障区域分离开来，然后对故障区域进行隔离，避免影响其他区域的正常运行。
2.2 灵敏性继电保护装置的灵敏性表现在能够区分自己的保护范围和非保护范围，这样就能在区域内线路发生故障时及时进行隔离，当区域外线路发生故障时要根据故障来做出相应动作。
2.3 速动性当电力系统出现故障时，继电保护装置会直接切除故障，从而能够确保非故障区域能够正常工作。
在完成故障隔离后，继电保护装置需要加快系统电压恢复，避免出现低压情况。
2.4 可靠性继电保护装置能根据实际情况进行相关操作，能够在需要它发生动作时做出相关反应，不需要动作时拒绝动作，这样就能有效将安全隐患消除，确保电力系统能够稳定运行。
3 电流回路问题引起的主变保护区外故障误动作3.1 故障情况2019某日某 110 kV 变电站 35 kV 的 433 线路发生 L2L3相间短路故障，保护过流 I 段动作跳闸，2 号主变第一套保护（CSC-326FA）比率差动保护动作，71 ms 比率差动 W 相出口保护跳开 2 号主变三侧断路器，第二套保护（CSC-326FA）未动作。
变电站110kV线路差动保护动作分析
变电站110kV线路差动保护动作分析摘要：通过对110ｋＶ某Ｌ枢纽变电站故障前的运行方式、背景及事故经过的介绍，对其二进线Ｌ、Ｈ变电站两侧的线路保护录波图形及动作进行了分析，用临时１＃变压器替代原１＃变压器转运行投至110ｋＶＩＩ母手动合闸时，产生不平衡电流中的直流分量较大，导致Ｌ变电站二进线的Ｌ侧线路保护ＣＳＣ－１63Ａ零序差动保护动作。
关键词：110ｋＶ；不平衡电流；零序差动保护；变电站１故障前系统的运行方式110kV线路在我国电网中占有较大的比例，确保110kV线路的运行安全非常重要。
110kV保护装置目前主要配置微机型继电保护装置，其运行可靠，自动化程度高。
为了确保保护装置能够正确动作，需要在定检工作中对其保护的选择性、速动性、灵敏性、可靠性进行调试；本文主要对110KV线路差保护动作进行了详细的阐述。
110KV某Ｌ枢纽变电站一次系统为３条电源进线、双母双分段接线方式，运行方式如下，一进线带110KVＩ母、１＃主变和２＃变压器，１＃主变带10KVＩ、ＩＶ母；二进线带110KVＩＩ、ＩＶ母，110KVＩＩ母带临时１＃变压器，110KVＩＶ母带２＃主变及10ｋＶＩＩ母；三进线带110KVＩＩＩ母，110KVＩＩＩ母带３＃主变、３＃变压器及10ｋＶＩＩＩ母；３条进线均由220ｋＶ某Ｈ变电站送电。
２故障前的背景由于现场原因，１＃变压器和３＃变压器低压侧后备保护装置中的复压过流保护动作，事故跳闸。
由于生产需要，急需将１＃、３＃变压器送电。
在送电前，对１＃、３＃变压器进行了相关电气检测试验。
检测报告结果显示，３＃变压器直流电阻测定为：ＡＢ两相为6.385ｍΩ；ＢＣ两相为6.391ｍΩ；ＣＡ两相为6.375ｍΩ；测试结果满足要求。
而１＃变压器直流电阻测定为：ＡＢ两相为8.678ｍΩ；ＢＣ两相为5.847ｍΩ；ＣＡ两相为7.825ｍΩ；平衡度测试结果等于38％，远远超标，且其油色谱分析显示气体中的含烃量也远远超标。
110kV变电站主变跳闸事故分析及处理
程 ，对 同类型事故 的处理具有指导意 义。
关键词 变 电站 主 变 差 动 保 护 跳 闸 瞬 间接 地 信 号
０ 引言
主变事故跳闸会对供电可靠性产生重大影响 ，甚至导
致对 外 限 电 。为 了保 护 变压 器 ，调 度 规 程 规 定 ：变 压 器 瓦
段母线易引起过 负荷 。１ ０ ｋ Ｖ分段 备投具 备联切 功能 ，即 当备 自投动作 ，合上 乙 Ｉ Ｉ 丙分段开关时 ，同时拉开 ＃２主 变 １ ０ ｋ Ｖ乙Ｉ 侧开关 ，合上 １ ０ ｋ Ｖ 甲乙 １ 分段开关 ，将 乙 Ｉ 母线调 由 ＃１ 主变 供 电。某 日， ＃３主变跳 闸时 ，调度 自 动化系统监控到的信号见表 １ 。
环 ， ＃２主变 ３ ５ ｋ Ｖ 侧 开关 解 环 ，１ Ｏ ｋ Ｖ乙 Ｉ Ｉ 丙 分 段开 关 解
环 ，１ ０ ｋ Ｖ分段备投投入 。受容量所限 ，＃２主变 同时供三
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ２ － １ ２ — ２ ５
如图 ２所示 ， 甲站 为故 障站 ，乙站 和丙站 与 甲站存在联
作者简介 ： 钟世 民（ １ ９ ８ ３ 一 ） ， 工程师 ， 从 事电网调度 运行工作 ； 王文刚（ １ ９ ７ ３ 一 ） ， 工程 师， 从事 电网调度运行 工作 。
电工技术 ｌ ２ ０ １ ３ Ｉ ５ 期 ｆ １ ７
继 电保 护 技 术 络 ； 白色开 关 表示 开 关 在分 位 ，黑 色 表 示 开 关 在合 位 ；金 的手 拉手 联 络 将 负荷 调 出 。１ Ｏ ｋ Ｖ 联 络 点 内部 接 线 如 图 ４
１ ０ ｋ Ｖ
在 ＃３主变 ３ ５ ｋ Ｖ侧 的概率更大 。随后现场重点检查 ＃３主 变３ ５ ｋ Ｖ侧 ，最终确认是监控用穿线管落在 ＃３主变 ３ ５ ｋ Ｖ
一起110kV主变差动保护动作的分析
一起110kV主变差动保护动作的分析摘要：变压器差动保护是一种以变压器各侧电流的大小和方向为判断依据，用作反应变压器内部故障的电力变压器的主保护，对保证变压器的安全运行起着极其重要的作用。
为此，变压器差动保护的正确动作率，对供电的安全稳定性意义十分重大。
通过对110kV某主变差动误动原因分析，找出设计和安装中存在的问题，并结合处理提出了误动事故的改进及防范措施，供有关专业人员参考。
关键词：110kV主变压器；变差动保护；分析前言：为提高故障时的动作灵敏度和可靠躲过外部故障时的不平衡电流，目前的变压器微机保护装置均采用具有比率制动特性的差动元件，原则上在区外故障时绝对不会发生误动作现象。
但在实际运行中，由于受电流互感器差动绕组二次回路连接不良或多点接地、变压器两侧电流互感器暂态特性存在差异或饱和特性不一致、以及保护装置定值整定不合适等因素影响，差动保护误动作事故时有发生。
某日大同地区110 kV某变发生了一起10 kV线路故障引起110 kV主变差动保护误动作跳闸，导致全所失电。
1事故描述110 kV某变为单母分段接线方式，母联710开关热备用，1号、2号主变分列运行。
某日2：20，110 kV某变2号主变差动动作，跳开2号主变702、102（III）、102（IV）开关；同时，A线271、B线182、C线181线路速断动作，B线182线路重合未成。
2：22，某变1号主变差动动作，跳开1号主变701、101（I）、101（II）开关；同时，D线171、E线173线路速断动作。
全所失电，所有负荷无法转移。
6：47，地调将1号主变恢复运行后，大同调试送B线182线，B线182线速断动作，重合未成，1号主变主变未动作。
6：50大同调试送D线171线，1号主变差动动作，同时D线171线速断动作。
2原因分析发生事故当天为雷暴雨天气，某变2：20A线271、D线171、E线173线路发生永久性相间故障，因而流过某变1号、2号穿越电流非常大，同时主变差动保护接线组别整定错误，最终导致主变差动保护误动作跳三侧开关。
110kV线路差动保护异常分析及故障排除
110kV线路差动保护异常分析及故障排除山东华聚能源公司济东新村电厂进行110kV线路综自改造，电厂与济宁二号煤矿110kV变电所之间的110kV线路装设有光纤电流差动全线速动保护，该保护有差动保护、距离保护、零序保护等功能。
设备投用后出现差动保护异常，本文对差动保护装置的原理、二次回路、互感器原理等方面做细致分析，得出二次接线部分造成差动保护异常的根本原因，从生产运行方面进行排除故障。
标签：110kV线路；差动保护；向量引言供电系统保护选择性不好的问题通过光纤纵联差动保护能很好地解决，国内高压及超高压电力系统的线路保护广泛应用，所以它是电厂、变电站的110kV 电力线路主保护的主要选择。
济东新村电厂与济宁二号煤矿110kV变电所之间的110kV线路保护装置具备光纤电流差动全线速动保护，该保护具有分相电流差动、相间、接地距离保护、零序保护等功能。
该保护具备分相电流差动、相间、接地距离保护、零序保护等功能。
差动保护是利用基尔霍夫的ΣI=0电流定理工作的，光纤分相电流差动保护借助于线路的光纤通道，实时向对侧传递采样数据，同时接收对侧的采样数据，按相进行差动电流计算。
在正常运行及区外故障情况下，流过两侧断路器的电流方向相反、大小相等，差动电流为零，保护不动作；区内故障时，两侧的断路器都向故障点提供短路电流，被保护线路的流进与流出电流不相等，差动电流不等于零，出现差动电流大于保护装置的整定值时，保护线路两侧的断路器跳开从而实现保护动作。
二、110kV线路差动原理及数据分析差动保护装置采用南瑞RCS-943AU，其中电流差动继电器由三部分组成：变化量相差动继电器，稳态相差动继电器和零序差动继电器。
1、变化量相差动继电器为工频变化量差动电流，即为两侧电流变化量矢量和的幅值。
为工频变化量制动电流；即为两侧电流变化量矢量差的幅值。
IH为“差动电流高定值”（整定值）和4倍实测电容电流的大值；实测电容电流由正常运行时的差流获得。
110KV主变差动保护误动原因分析
（ 国联 通 太 原 市 分 公 司动 力 维 护 中心 ， 西 太 原 ０ ０ ０ ） 中 山 ３ ０ １
摘 要 ： 十 几 年 来 ， 封 阀控 式 铅 酸 蓄 电 池 由 于其 维护 简 单 ， 用 安 全 ， 通 信 行 业 中得 以 大 量 使 用 。 电池 是 通 信 供 近 密 使 在 电 中 的 最 后 一 环 ， 对 于 保 障 通 信 安 全 起 着 非 常 重 要 的 作 用 。 简要 介 绍 了 阀控 式 铅 酸 蓄 电池 的 特 性 ， 结 合 维 护 经 验 提 出 它 并
该 变 压 器 的 各 侧 断 路 器 。 在 变 压 器 两 侧 各 装 设 用 于 纵 差 保 护 断 ， 保 护 动 作 属 于 误 动 。 根据 这一情 况 ， 定 在 负荷 大 时对 变 压 器 二次 电 流进 决 的 ＴＡ， 二 次 按 循 环 电 流 法 接 线 。纵 差 保 护 中 线 圈 “ ” ＴＡ Ｔ
下 ， 、 、 压侧二 次额定 电流值 。 高 中 低
ｆｊ Ｐ
一
图 １ 相 位 补偿 接 线 图
取 高 堆 侧 电 流 为 瑟 准 电 流 Ｉ 一 ３ ４ ９ 由 式 （ ） ＨＮ ．９Ａ １、
（ ） ｆ ） 贾 主变 投 术 参 数 ， 以求 得 ： Ｈ＝１ ＫＰ ２ 、３ 和 可 ＫＰ 、 Ｍ一
主变压器差动保护动作的原因及处理
主变压器差动保护动作的原因及处理一、变压器差动保护范围：变压器差动保护的保护范围，是变压器各侧的电流互感器之间的一次连接局部，主要反响以下故障：1、变压器引出线及内部绕组线圈的相间短路。
2、变压器绕组严重的匝间短路故障。
3、大电流接地系统中，线圈及引出线的接地故障。
4、变压器ＣＴ故障。
二、差动保护动作跳闸原因：1、主变压器及其套管引出线发生短路故障。
2、保护二次线发生故障。
3、电流互感器短路或开路。
4、主变压器内部故障。
5、保护装置误动三、主变压器差动保护动作跳闸处理的原那么有以下几点：1、检查主变压器外部套管及引线有无故障痕迹和异常现象。
2、如经过第1项检查，未发现异常，但曾有直流不稳定接地隐患或带直流接地运行，那么考虑是否有直流两点接地故障。
如果有，那么应及时消除短路点，然后对变压器重新送电。
差动保护和瓦斯保护共同组成变压器的主保护。
差动保护作为变压器内部以及套管引出线相间短路的保护以及中性点直接接地系统侧的单相接地短路保护，同时对变压器内部绕组的匝间短路也能反响。
瓦斯保护能反响变压器内部的绕组相间短路、中性点直接地系统侧的单相接地短路、绕组匝间短路、铁芯或其它部件过热或漏油等各种故障。
差动保护对变压器内部铁芯过热或因绕组接触不良造成的过热无法反响，且当绕组匝间短路时短路匝数很少时，也可能反响不出。
而瓦斯保护虽然能反响变压器油箱内部的各种故障，但对于套管引出线的故障无法反响，因此，通过瓦斯保护与差动保护共同组成变压器的主保护。
四、变压器差动保护动作检查工程：1、记录保护动作情况、打印故障录波报告。
2、检查变压器套管有无损伤、有无闪络放电痕迹变压器本体有无因内部故障引起的其它异常现象。
3、差动保护范围内所有一次设备瓷质局部是否完好，有无闪络放电痕迹变压器及各侧刀闸、避雷器、瓷瓶有无接地短路现象，有无异物落在设备上。
4、差动电流互感器本身有无异常，瓷质局部是否完整，有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地。
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某110kV变电站主变差动保护动作分析及处理
摘要：本文通过对某110kV变电站主变差动保护动作情况的介绍，分析主变差
动保护动作的原因和检查处理，对分析主变差动保护动作提供了借鉴经验，对涉
及变电站改造或者CT更换起到很好的警醒目的。
关键词：变电站；主变差动保护；CT极性；分析；处理
一、事件发生前情况
110kV变电站Ⅰ段母线由110kV苏功线供电运行，Ⅱ段母线由
110kV永漕功线供电运行，1号主变运行，2号主变运行，母联112断路器检修。
二、异常事件分析
（一）异常信号：
14:50:39.870<110kV变电站>故障录波装置启动有效；
14:50:39.885<110kV变电站>主变差动保护跳闸报警；
14:50:39.918<110kV变电站>102断路器开关分位有效；
14:50:39.937<110kV变电站>909断路器开关分位有效；
14:50:43.883<110kV变电站>直流系统交流故障报警。
（二）保护装置动作报告：
保护动作过程:
故障发生后23ms，比率差动保护动作110kV2号主变高压侧102断路器、低
压侧909断路器跳闸。
故障录波波形如下：
主变高低压侧电流
主变高低压侧电压波形
（三）检查及分析过程：
1.首先重点对变压器本体、瓦斯保护、母线槽盒外观进行详细检查，检查未
发现异常。
2.对变压器绝缘油取样进行化验分析，试验数据如下：
通过油化试验数据分析，油化试验结果满足规范要求，排除变压器内部故障。
3.对保护动作报告及故障录波波形进行分析：
(1)故障录波波形显示：
故障时，主变高压侧A、B、C三相均有故障电流，B相故障电流是A、C相2倍，方向与A、C相相反。
主变低压侧a、b相有故障电流，故障电流大小相等，
方向相反。
主变接线方式为Yd11，根据故障特征分析判断故障类型为变压器低压
侧a、b相间故障。
故障时主变高压侧电压波形未发生变化，仍为正弦波，三相之间相序相差120°。
低压侧波形b相幅值减小，但仍为正弦波，a、b、c三相之间相序相差120°。
主变系统配电方式为：电源侧在主变高压侧，低压侧为负荷端，主变差动范
围内故障短路电流均由主变高压侧提供，因主变接线方式为Yd11，变压器差动保
护极性为高低压侧相差180°，所以高低压侧故障电流相差180°，但高压侧故障A 相电流与低压侧故障a相电流同相、高压侧故障B相电流与低压侧故障b相电流同相。
利用以下计算公式对故障电流进行计算：
主变低压侧Y-△转换：
IA=-Ib；IB=Ib
主变高电流转换：
IA高=（IA-IC）/√3=-Ib/√3；IB高=（IB-IA）/√3=2Ib/√3
IC高=（IC-IB）/√3=-Ib/√3
经计算，结果与故障录波图显示波形一致，由此判断故障是由a、b相CT极性接反变压器10kV侧区外故障引起或者CT本体存在故障，故障时电流流过变压器低压侧CT，造成a、b相出现差流，差流幅值一致，相位相差180°，最终造成变压器比率差动保护动作。
查看PCS-9671N变压器保护装置说明书，保护装置内差动保护配置的高低压侧CT极性方向为指向变压器。
对照开关柜厂家提供的10kV开关柜图纸进一步核实，发现主变低压侧开关柜内配置的CT极性方向指向10kV母线侧，未指向
110kV主变压器。
根据以上原因分析组织对主变低压侧CT回路进行检查，确认主变低压侧CT 极性接反。
主变低压侧CT配置图
主变低压侧CT位置图
差动保护主变低压侧CT极性正确指向
对10kV负荷线路进行全面检查，检查发现其中一条10kV负荷线路上隔离开关连接处一只松鼠爬至隔离开关处导致A、B相间发生瞬时相间短路，且A、B相接头处有放电痕迹，C相脱落。
综上分析，主变差动保护动作原因为主变低压侧CT极性接反区外10kV线路
A、B相瞬时故障导致。
三、异常事件处理
1.对主变低压侧CT接线进行调整。
2.CT接线更改后，设备恢复运行，并在带负荷下认真复核差动保护用CT极性差流、相位是否正确，校核结果如下：
(1)主变高压侧与低压侧A相电流相位相差I1-I2:154.4℃；
(2)主变高压侧与低压侧B相电流相位相差I1-I2:148.0℃；
(3)主变高压侧与低压侧C相电流相位相差I1-I2:151.9℃。