110kV主变间隙保护跳闸分析
110kV某站2号变高压侧间隙零序过压动作分析
110kV某站2号变高压侧间隙零序过压动作分析发表时间：2018-06-19T14:57:50.853Z 来源：《电力设备》2018年第4期作者：张毅凯文博李继越魏浩然弓凯越[导读] 摘要：在本篇文章当中，以110kV某站2号主变高压侧高间隙为例，对其零序过压动作报告进行阐述，着重说明2号主变保护动作产生的原因，分析了不接地系统A相断线时的4个特点，得出不接地系统A相断线时的4个特点此次故障时主变保护调取的波形是完全吻合的，因此也证明此次主变保护动作是完全正确的。
（国网山西省电力公司吕梁供电公司山西吕梁 033000）摘要：在本篇文章当中，以110kV某站2号主变高压侧高间隙为例，对其零序过压动作报告进行阐述，着重说明2号主变保护动作产生的原因，分析了不接地系统A相断线时的4个特点，得出不接地系统A相断线时的4个特点此次故障时主变保护调取的波形是完全吻合的，因此也证明此次主变保护动作是完全正确的。
关键词：2号变高压；侧间隙；零序过压动作1、故障简述2017年2月27日14时55分53秒891毫秒，110kV某站2号主变高压侧高间隙保护T1出口，跳开某站110kV a线139开关，2#主变低压侧5202开关。
2、保护动作报告：3、故障前某站及对侧站运行方式某站高压侧接线方式为内桥接线方式，低压侧为单母分段接线方式，全站为大分裂运行方式，两台主变均为Y/△-11接线方式；对侧站110kV为并列运行方式，1号主变高、中压侧中性点接地运行。
4、2号主变保护动作原因分析现场调取了2号主变保护CSC-326FA的故障录波波形如下：高压侧电压波形图高压侧电压向量图从上图可以看出故障时高压侧B、C相电压与故障前基本上没有变化，A相电压的有效值为故障前电压的一半且相角与故障前相差180度。
零序电压的相位与A相电压基本一致，有效值为A相电压有效值的3√3倍，即ABC三相电压向量和的√3倍。
为什么零序电压的有效值不是ABC三相电压的向量和，而是ABC三相电压向量和的√3倍呢？通过对上图ABC三相电压向量的求和，可以看出零序电压的幅值应该是3倍的A相电压，但是为什么动作的零序电压幅值是3√3倍的A相电压呢？因为主变间隙保护所用零序电压为外接零序电压，而外接零序电压所用的二次电压额定值是100V，而母线电压所用二次电压额定值为57.74V，因此所得零序电压值会是三相电压向量和的√3倍。
110kV主变间隙过压保护动作分析及改进措施
110kV主变间隙过压保护动作分析及改进措施作者：马金山吴继雄瞿辉来源：《机电信息》2020年第21期摘要：通過两个案例分析了主变间隙过压保护动作原因，并提出了改进措施，防止因系统故障造成主变间隙过压保护动作，扩大事故范围。
关键词：主变保护;间隙过压;光纤差动0 引言我国110 kV及以上电力系统为中性点有效接地系统，但不是所有的110 kV及以上电压等级的变压器中性点都要直接接地。
考虑到系统短路容量的问题，如全部接地，系统零序阻抗变小，系统发生接地后短路电流较大，因此要考虑部分变压器中性点不接地。
根据《电力变压器运行规程》要求，110 kV及以上不接地的变压器中性点要采取间隙保护措施。
当发生单相接地故障时，变压器所接的电力网失去接地中性点，若间隙电流（电压）达到过压保护定值，经0.3～0.5 s时限动作断开变压器各侧断路器。
2018年6月3日，110 kV麻城变因10 kV侧有小电源系统，主供线路发生单相接地故障，造成#1主变间隙过压保护动作，跳开#1主变三侧开关。
2019年2月11日，110 kV象山变主供线路发生接地及断线故障，造成#2主变高后备间隙过压保护动作，跳开#2主变两侧开关。
从以上两个案例来看，110 kV变电站存在主供线路故障造成主变间隙过压保护动作风险。
本文将对故障案例进行分析，并提出整改措施。
1 间隙过压保护动作分析1.1 110 kV麻城变间隙过压保护动作分析2018年6月3日，110 kV麻城变由麻花线主供，麻花线路（靠花竹变）发生B相接地故障，花竹变距离、零序保护动作后跳开花竹侧开关DL1，如图1所示。
因110 kV麻城变为受电侧，距离、零序保护未动作。
麻城变10 kV母线接有小电源E2，当主供线路跳闸后，能维持麻城变一定时间的电压。
麻城变因DL1跳闸与系统脱网，1T中性点未接地，相当于不接地系统运行。
麻城变DL2、DL3、DL4、DL5未跳闸，麻花线的接地点未隔离，因小电源的原因，非故障相电压升高■倍，二次零序电压上升到300 V左右，达到主变间隙保护动作值，110 kV麻城变#1主变间隙保护动作。
浅谈110kV主变中性点放电间隙的整定
２而 Ｂ站 的 １ ） 撑主变 ｌ Ｂ间隙保护时限规程规定为≤Ｏ ｓ ．， ５ 所以 １０ Ｖ Ａ １ｋ Ｂ线路 Ａ侧 开关跳闸前 ． Ｂ站 的经过 问隙接 地 的主变 ， 间隙保护先跳 主变各侧开关 。 ３ 以前 为解决此矛盾 采取将 线路末 端的主变 间隙保 护 ） 时 限延长 的方法 。 整定 为 ≥１５ 。此 办法存 在重 大隐 患（ ． ｓ 主 变 中性点 过 电压 损害 主变绝 缘 ） ，最 严重 的后 果是 烧损 主
２１ 年 ０ 月第 ０ 期 ０２ ３ ９
科 技 视 界
能源科技
浅谈 ｌＯ Ｖ主变中性点放 电问隙的整定 ｌｋ
张 维
（ 东华 工
【 要】 摘 针对 １ＯＶ线路发生接地故障， ｌｋ 而线路末端 １０Ｖ主变间隙保护动作跳主变三侧开关的事件， １ｋ 从棒间隙并联避
性点绝缘有 ３ ｋ ４ ｋ ６ ｋ ５ Ｖ、４ Ｖ、０Ｖ等 电压等级。对于中性点不直 接接地的分级绝缘变压器 ． 中性 点保护 一般 采用放 电间隙并 联氧化锌避 雷器 。 本文通过分析棒间隙并联避雷器保护 的作用 与分 工 ， 阐
１ 因接地故障形成局部不接地 系统时 ， ） 间隙可靠动作 ； ２ 系统 以有效接地方式运行发生单相接地故 障时 ， 隙 ） 间 不应动作 。基于以上原则假设一变压器 中性点避雷器与棒 间
2012年03月第09期科技视界能源科技浅谈llokv主变中性点放电问隙的整定张维东华工程科技股份有限公司安徽合肥230022摘要针对1lokv线路发生接地故障而线路末端110kv主变间隙保护动作跳主变三侧开关的事件从棒间隙并联避雷器保护的作用与分工入手对1lokv侧系统有关保护变压器中性点间隙距离选择间隙电流保护的协调整定给出了改进方案
则》 中给 出， 中性 点有 效接 地系统中分级 绝缘变压器 ， 当其中
110kV外电源线路失压故障分析及线路风险研判
110kV外电源线路失压故障分析及线路风险研判摘要：电力能源由于其环境友好、便于操作等优点，已逐步取代煤炭等落后能源。
对于一个城市、行业的发展来说，优质的电能质量以及电力线路的敷设安全、方便、美观性均受到使用者的关注，因此安全可靠的电力电缆输电受到青睐。
本文以地铁线路失压故障为切入点分析故障原因，并结合110kV外电源线路敷设路径及周边环境，对可能引起的故障及风险源进行风险研判。
关键词：外电源线路、失压、风险、故障2021年5月13日地铁线路123开关过间隙零序保护动作跳闸，保护动作的开关：2#主变变高侧123开关、2#主变变低侧302开关、110kV母联100开关。
跳闸事件发生后，供电人员查看SCADA报文及故障录波，对事件进行分析及处理。
通过检查2#主变、GIS设备小车本体、T接高塔的情况，并综合调查分析，确认为2#主变间隙零序过流保护动作跳闸。
一、线路失压故障分析1.一次设备检查（1）供电人员检查2#主变温度正常，主变一次设备未见放电痕迹，无漏油痕迹、油位正常，2#主变未见明显异常。
（2）供电人员检查110kV 123开关、100开关、302开关GIS间隔各气室压力正常，GIS表面无异常，未发现放电痕迹，检查GIS设备未见明显异常。
（3）供电人员检查2#主变中性点间隙接地处有放电痕迹。
（4）检查110kV外电源T接高塔处设备未见明显异常。
2.开关保护动作分析（1）供电人员现场查看所内SCADA报文显示123、100、302开关分闸，现场报文情况如图所示。
（2）供电人员现场查看2#主变高后备保护过流启动（未动作），间隙零序过流保护动作（动作跳闸），保护动作时现场高压侧A、B、C三相电流分别为905.3A、875.8A、904.2A，间隙零序电流值因故障录波屏未采样到相应数据显示为0A，结合现场主变的间隙放电痕迹判断，间隙放电电流大于整定值，符合保护出口情况。
图：故障时刻2#主变电流信息（3）供电人员读取110kV II段进线故障电压波形如图1所示，根据现场故障录波情况确定故障发生时刻13:23:41，110kV II段进线A相单相接地故障，间隙零序二次值为256V，大于整定值。
110kV 主变压器间隙保护误动作原因分析及处理措施
110kV某变电站是110kV电网核心变电站机构之一，其主要职责即为乡镇企业单位供电和百姓群体供电，内在正常负荷12MVA 装配备1台数量的110kV主变压器设备，最终联络站点电压均为220kV。
110kV侧选取内桥接线模式为主要操作手段，以桥背投模式为主，分位处位置为分段101断路器设备，需要注意的是，此时35KV线路回数量为2，10kV线路回数量为5，在中低压侧位置处并无并网线路状况存在。
1故障情况要点分析某变电站110kV线路万赞I线发生V相接地短路不良状况，基础性故障距离为9km，I线距离I段保护行为，52ms之后171断路器设备实施跳开态势，此时相关线路被切除，1801ms之后重合闸动作，此时故障被定性为基本排除。
110kV变电站故障发生瞬间，后备保护结构系统正常运行，551ms间隙保护1出口，间隔1ms之后则顺利进行2出口保护，此时主变压器设备三侧对应电路前设备均被断开，失电状态开始波及开来，具体负荷损失量度为12mva，分支变电站220V1号主变压器设备110kV侧中性点和2号主变压器设备110kV侧中性点均接地。
2故障成因及排查要点分析因为此变电站2号主变压器设备定值已被原定，对应主变压器设备保护模式以PST-1202C为主，高压侧位置间隙零序过流投入机制和对应过压保护投入机制均保持正常平稳运行态势，间隙过流定值详细量度为4A，需要注意的是，正规间隙过压定值应为150V，通过间隙零序过流0.5s以及零序过压0.5s后，主变压器设备三种位置断路器设备均显示跳开，此时桥内容也被涵盖其中。
应该了解到，外接口位置处的三角电压内容即为间隙过压核心点。
故障出现后阶段内，52ms线路切除操作正常，三项电流消失殆尽，UV此时实际显示为0V，但是UU和UW却不是0V，但后二者基本保持规则波形运动，当此次故障出现后551ms阶段，间隙保护1出口，1ms后间隙保护2出口，常规保护动作跳开原有主变压器设备本体三侧开关，整个电站显示为失电。
单电源并列运行线路一条线路故障导致开关保护动作分析
单电源并列运行线路一条线路故障导致开关保护动作分析摘要：本文介绍了一起典型的110kV并列运行双回线路其中一回线路单相永久性故障造成双回线同时跳闸，致使110kV变电站失压事件，针对此次事件就继电保护整定及动作情况进行了深入分析，提出了避免再次发生类似事件的保护整定反措，以保证电网的安全稳定运行。
关键词：并列双回线单相故障零序电流反转1 保护动作情况1.1 跳闸前运行方式220kV飞跃变：220kV l号主变高、中压侧中性点均接地运行，220 kV 2号主变高、中压侧中性点不接地运行。
110kV1飞胜线、2飞胜线双回线并列运行。
110KV胜利路变运行方式为两台主变分列运行，胜10在备用位置。
1.2 跳闸过程220千伏飞跃变2飞胜1零序Ⅱ段、接地距离Ⅱ段动作出口，重合不成功；110千伏胜利路变1飞胜2零序Ⅱ段动作出口，重合不成功；110千伏2飞胜2接地距离Ⅰ段动作出口，重合不成功。
至此，故障电隔离，胜利路变失压。
查线发现2飞胜线#44-#45塔B相故障，胜#2主变110千伏侧间隙有放电痕迹，证明线路故障时胜2主变110千伏侧间隙击穿。
2 跳闸原因分析2.1 2飞胜线保护动作分析从2飞胜线两侧保护跳闸报告可以看出，故障为B相故障，位于近胜利路侧，故障相电流达到49.396A，2飞胜线两侧保护动作行为均正确。
2.2 1飞胜线保护动作分析当2飞胜线发生故障时，2飞胜2接地距离Ⅰ段17ms动作出口，2飞胜2开关29ms时合位继分，78ms跳位继合。
在1飞胜1和1飞胜2的录波图中都可以看出，在67ms左右零序电流发生了变向，并且幅值有所降低，此时正是2飞胜2开关跳开之际，之后由于所有的零序电流都通过2飞胜1开关，故2飞胜1的零序电流幅值增大，与录波图相符。
（图中电流为二次值）当零序电流发生反转后，对于1飞胜2的保护来说便是正方向故障，于是在383ms时，其零序Ⅱ段保护动作跳闸；1飞胜1为反方向故障，保护不动作。
例析间隙保护动作事故成因及对策
例析间隙保护动作事故成因及对策对于中性点装设接地刀闸和放电间隙的变压器，根据电网运行方式，变压器中性点可直接通过接地刀闸接地运行，也可经间隙接地运行，即通常所说的不接地运行。
在中性点不接地运行时，配置间隙零序过流、零序过压保护作为接地故障的后备保护。
近年来电力系统发生了多起主变中性点放电间隙保护误动事件，不仅造成了主变停运，也给电网安全稳定运行和可靠供电造成了严重影响。
因此，应充分考虑系统中各种因素对间隙保护的影响，使其发挥正常的功能和作用。
1 事故经过与分析由图1可知，事故前运行方式为110kV线路单供变电站110kV 1M、2M母线，本站相当于终端负荷站，#1、#2主变中性点均不接地运行。
#1主变供35kV 1M、10kV 1M母线及其相关10kV线路运行；#2主变供35kV 2M母线、10kV 2M母线及相关10kV线路运行；10kV母联开关在分位位置，分段备自投投入。
图1 变电站一次接线图图2 变电站二次电压录波图事故发生时，110kV线路发生C相接地故障，线路对侧开关保护距离I段、零序过流I段保护动作跳闸，对侧开关检线路无压重合成功。
本侧开关未跳开。
故障同时，本站#1主变零序过压保护动作，#1主变三侧开关跳闸，零序电压二次值为230V；#2主变零序过压保护动作，#2主变三侧开关跳闸，零序电压二次值为260V（主变保护中性点零序过压保护定值为180V）。
由本站出线开关及主变保护动作报告及录波图可知，对侧开关跳闸后，本站侧开关仍有明显短路电流流向故障点，其中，#1、#2主变10kV侧均有提供短路电流；#1、#2主变同跳后，10kV 1M、2M母线电压未即时消失，其中10kV 2M母线电压支撑了6275ms 后才完全消失。
综上分析，初步判定本次#1、#2主变跳闸原因为：110kV线发生C相故障，对侧开关保护正确动作切开开关后，由于本侧#1、#2主变不接地运行，同时相当数量小电源的存在，导致两台主变中性点零序电压升高，#1、#2主变中性点零序过压保护动作后切除主变三侧开关。
线路单相接地故障导致主变间隙保护动作分析与探讨
线路单相接地故障导致主变间隙保护动作分析与探讨摘要：有电源并网的110kV变电站，其进线发生单相接地故障时，线路跳闸后，并网电源向故障点倒供故障电流，110kV主变间隙保护动作跳开主变各侧开关，瞬时性故障时线路重合成功、永久性故障故障时线路重合不成进线备自投动作成功后仍不能恢复对用户供电。
本文给出了解决方案，以提高用户供电可靠性。
引言中性点装设接地刀闸和放电间隙的变压器，其中性点可直接通过接地刀闸接地，也可经间隙接地。
地区电网110kV变压器中性点多采用间隙接地方式，配置间隙零序过流和零序过压保护作为接地故障的后备保护。
而电力系统近年发生多起110kV变电站进线发生单相接地故障时，线路跳闸后，变压器间隙保护动作跳开主变三侧，线路重合成功、进线备自投动作后均无法恢复供电，无法保证供电可靠性。
本文以110kV A变电站为例，分析一起线路单相接地故障导致主变间隙保护动作，保护与重合闸、自动装置无法正确配合，导致全站失电的案例，并提出改进方案。
1 事件经过厂站系统图如图1所示，110kV A变电站通过110kV甲AⅠ线、110kV甲AⅡ线由220kV甲站双电源供电，110kV甲AⅠ线为主供电源，220kV甲站110kV甲AⅠ线111开关重合闸为投入状态，且为检无压重合闸，重合闸动作时间为2S，110kV甲AⅡ线为备用电源，重合闸未投入，一条线路主供，一条线路备用情况下，投入110kV进线备自投装置，检主供进线无压无流、备用线路有压延时3.5S跳开主供进线开关，延时0.3S合备用进线开关。
110kV A站两台主变均为内桥接线，#1主变运行，#2主变冷备用，中性点为间隙接地方式，配置间隙零序过流和零序过压保护作为接地故障的后备保护，开口△接线方式的主变间隙零压值160V，时限0.5S，一电源通过A站内35kV线路并入电网。
110kV甲AⅠ线发生永久性A相接地故障，220kV甲站110kV甲AⅠ线111开关跳闸，0.5S后主变间隙保护动作，跳开A站110kV甲AⅠ线111开关、110kV分段100开关、#1主变301开关、#1主变001开关，2S时重合闸动作，重合不成；3.5时110kV进线备自投检主供线路110kV甲AⅠ线无压、无流，备用线路110kV甲AⅡ线有压，110kV进线备自投装置动作，合上A站110kV甲AⅡ线112开关，但主变间隙保护已跳开三侧开关，无法恢复站内设备送电。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
110kV主变间隙保护跳闸分析
摘要：本文以2012年2月东山变110 kv主变间隙保护跳闸为例，通过对故障录波分析提出问题，针对这些问题制定并实施了简便有效的解决方案，经过整改后，确保了这些装置动作正确，为今后类似装置的安全可靠运行积累了经验。
关键词：主变间隙
中图分类号：tm7 文献标识码：a 文章编号：1672-3791（2012）10（c）-0084-01
2012年2月12日14时23分57秒000毫秒，某110 kv线路c 相接地故障（图1），此线路开关1保护的零序i段动作，线路开关1跳闸，重合不成功；35分57秒688毫秒，1号主变间隙保护动作，主变三侧开关跳闸。
1 事故前的运行方式
110 kv某变电站只有1条110 kv线路供电，仅有1台主变运行，中性点不接地，
2 事故原因分析
2.1 现场检查试验情况
（1）对110 kv线路巡线发现，在线路的6～7号杆塔之间，c 相有放电痕迹。
（2）对1号主变本体进行外观检查，高压试验，无异常。
（3）对1号主变放电间隙进行检查，发现放电间隙的一端被风吹动（当天风力4～5级），其一端有“鸟啄”现象，但放电间隙无
放电痕迹。
（4）采用一次升电流法核对主变放电间隙变比无误（200/5），间隙过流动作定值无误（2.5 a/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致。
（5）核对主变零序过压保护定值无误（180 v/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致（且与间隙过流动作后所报后台的信号无任何区别）。
2.2 保护动作报告、故障录波及事故分析
2.2.1 1号主变保护动作报告（如表1）
2.2.2 从故障录波可以看出
1号主变无零序电流（3i。
=0，1号主变中性点未安装零序ct）。
1号主变放电间隙无电流（i。
’=0）。
110 kv线路故障从0～50 ms，1号主变高压侧电流从有到无，c 相电压降低，非故障相电压基本不变（此现象为典型大接地电流系统发生单相接地时的特征）。
110 kv线路故障后从50～428 ms（线路开关1跳开后），c相电压几乎降为0，故障相电压则上升为线电压，3u。
上升为近300 v （此现象为典型小接地电流系统发生单相接地。
2.3 保护动作分析
（1）110 kv线路单相接地故障，故障点在开关1附近，处于110 kv线路开关1保护的零序i段范围，零序i段保护0s动作，线路开关1跳闸。
（2）开关1跳闸后，110 kv变电站与系统断开联系。
因1号主变中性点未接地，同时又由于线路开关2仍在合闸位置，c相接地故障依然存在，而10 kv母线上接入的小发电厂就从主变的低压侧向高压侧反供电，使得此变电站瞬时由大接地电流系统变成了小接地电流系统，导致了主变间隙保护373 ms动作，跳开主变三侧开关。
（3）由于接地故障点处于110 kv线路开关2保护的零序ii段保护范围，其动作时间是0.5 s；因110 kv线路开关1零序i段保护0 s动作而跳闸，切除了系统流向故障点的电流；又因主变间隙过压保护0.3 s动作跳开主变三侧，切除小发电厂就从主变的低压侧向高压侧反供流向故障点的电流（此电流仅为非故障线路的接地电容电流之和，远小于大接地电流系统单相接地电流），故线路开关2的保护始终没有动作出口的条件。
所以说1号主变跳闸的真正原因是零序过压保护动作所致，从保护的动作行为分析，应评价为正确动作。
3 问题及防范措施
（1）对于主变低压（或中压）侧接有小电源的110 kv（及以上）的变电站，其主变中性点应优先考虑接地；认真核算发生单相接地时的零序电流，并考虑和线路两侧零序保护的配合。
（2）主变保护制造厂家应把零序过压信号与放电间隙过流信号分别报出，不同的保护对应不同的信号，以免造成误判断。
（3）中性点放电间隙应固定牢固，防止风吹造成放电间隙距离
发生变化，影响其可靠运行。
（4）因号1主变中性点未安装零序流变（现无零序保护），建议把线路保护流变的尾端在保护屏的端子排上引出并接到装置的
零序电流回路，使其在中性点接地时投入零序保护，这样既简单实用又节约投资。
（5）在订购主变压器时，应要求厂家配置主变中性点零序流变。