110kV某站2号变高压侧间隙零序过压动作分析
变电站110kV线路零序过流的故障分析
变电站110kV线路零序过流的故障分析摘要：本文主要针对变电站110kV线路零序过流的故障展开了分析，通过结合具体的事故概况，对故障的原因作了系统的分析，并给出了一系列有效的整改措施，以期能为有关方面的需要提供参考借鉴。
关键词：变电站线路；零序过流；故障0 引言随着我国的经济建设发展，用电需求的增加对变电站也提出来更高的要求。
因此，对于变电站110kV线路需要有高度重视，特别是对零序过流故障的分析处理。
若线路出现故障，我们需要及时采取措施进行处理。
基于此，本文就变电站110kV线路零序过流的故障进行了分析，相信对有关方面的需要能有一定的帮助。
1 事故概况1.1 事故经过某220kV变电站一次接线图如图1所示。
2015-05-08，变电站110kV线路1发生L3相接地故障，152断路器差动保护动作，跳开152断路器，重合于永久性故障，距离保护加速动作，但断路器未断开。
故障录波图显示，故障电流一直持续；事故发生后现场检查152断路器在分位，3号主变压器110kV侧零序过流Ⅰ段保护动作，一时限0.8s跳开112母联断路器，二时限1.1s跳开3号主变压器中压侧103断路器。
154断路器连接的110kV变电站1号主变压器间隙击穿，154断路器零序过流Ⅱ段保护动作，跳开154断路器，重合成功（重合时110kVⅡ段母线已失电）。
158断路器零序过流Ⅲ段保护动作，跳开158断路器，同时2号主变压器中压侧间隙击穿，0.5s跳开2号主变压器三侧断路器，切除故障电流。
1.2 事故时运行方式该变电站共3台主变压器，220kV双母线单分段运行，1号主变压器201断路器接ⅠⅢ母线、2号主变压器202断路器接Ⅲ段母线、3号主变压器203断路器接Ⅱ段母线运行，212母联断路器在合位。
110kV双母线并列运行，1号主变压器101断路器接Ⅰ段母线，2号主变压器102断路器接Ⅱ段母线，3号主变压器103断路器接Ⅱ段母线运行，152、154、158、160断路器接Ⅱ段母线运行，10kVⅠ段、Ⅱ段母线分列运行，Ⅲ段母线与Ⅰ段、Ⅱ段母线独立运行，各电压等级线路单上单，双上双（如图1所示）。
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。
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。
110kV变压器间隙零序保护动作探析
110kV变压器间隙零序保护动作探析【摘要】110千伏变压器间隙零序保护动作，是110千伏变压器在运行过程中出现运行障碍的时候，自动实行的一种保护动作，本文通过介绍实例，分析了110千伏变压器间隙零序保护的主要动作原理，以及分析了间隙零序保护动作的全过程和提高得措施。
【关键词】110千伏变压器；间隙零序保护动作；原理110千伏变压器属于大功率的设备，在运行的时候，会出现中性点电压升高造成中性点绝缘损坏故障现象，为了避免这些故障造成对企业和工作人员的危害，在变压器中性点安装一个放电间隙，放电间隙的另一端接地。
当中性点电压升高至一定值时，放电间隙击穿接地，保护了变压器中性点的绝缘安全。
这种方法是目前解决这个现象的主要方法。
1、事故概述故障的运行方式：某电站变1、2号主变压器正常运行。
110千伏中性点隔离开关合在启动中使隔离点开关关闭，这样在把中性点隔离开关断开；使断路器能够正常运行，对于110kV一号和二号母经母联112断路器并列运行，在各个链路断路器济进行互感器母运行时，这样能够各个系统能偶正常运行，进行出线运行。
2、事故经过某供电局供电线路发生故障，通过对保护动作报告的研究，确定事故等级为A级，是由于永久性接地故障引起整个线路发生故障。
整个线路处于零序I段。
实施保护动作后，重合闸动作，重合到故障点后，1跳开断路器，这样就造成了110千伏变压器启动了主变高压侧间隙零序保护动作，跳开线路中的断路器，这样就造成了变电站全站失点。
3、变压器间隙零序保护动作构成原理这种变压器间隙零序保护工作应用在110千伏变压器中，主要是为防止变压器在工作过程中，电压对变压器在工作过程中产生的危害，这种110千伏便也器在工作中，其中的中性点采用不接地进行放电间隙保护。
这种放电间隙装置一般都安装在变压器的中性点与地线连接之间。
如果变压器系统发生了接地故障，对于这个相关的中性点就会直接接地，这样110千伏变压器就会全部跳闸，但是与电源连接的中性点，如果不接地变压器这种故障现象仍然保存在电网中，会使整个电网零序电压值升高，直到零序电压值升高到接近变压器额定电压为止。
某110kV变电站2号主变跳闸原因分析和防范措施
某110kV变电站 2号主变跳闸原因分析和防范措施【摘要】近期，112莲东线更换保护测控屏时，1号主变转检修；2号主变高后备保护零序过压动作，跳主变高、中、低断路器三侧。
造成全站失电事故。
【关键词】零序过压跳主变三侧停电1.引言近期，112莲东线更换保护测控屏，1号主变转检修；115东北线接带全站负荷，2号主变运行，10kV I、II母并列运行， 35kV I、II母并列运行。
2.事故发生的原因2019年5月19日16时17分18秒992毫秒，2号主变WBH-813C/R1高后备保护启动，503ms零序电压T1动作，503ms同时跳高压侧、跳中压侧、跳低压侧，零序过电压动作值199.669V（零序过压保护定值，180V，0.5S，跳闸方式为跳主变三侧）。
造成东郊变全站失电13分钟。
事发当时，现场施工调试人员在公用测控屏1 110kV公用测控装置上加采样电压，在Ua、Ub、Uc、Un加电压采样值，与调度对遥测值，二次电压线接线如下图，划开Ua连片、Ub连片、Uc连片，Un未划开。
接线图如下。
图1 公用测控装置接线端子图图2 试验接线端子图上图中，A、B、C三相电压连片划开，N未划开，接线完成后，在继电保护测试仪上电开机的瞬间，测试仪瞬间输出220V交流悬浮电压，导致2号主变高后备保护零序过压动作，跳主变高、中、低断路器三侧。
图3 电压回路原理图试验当时室外181PT改造，造成L630接地、N600未接地，致使2号主变L630、N600误通压跳闸。
3.运维或改造过程中的注意事项（1）<<国家电网公司十八项反事故措施>>中明确规定，电压互感器的N600应在电压转接屏内一点接地，在端子箱内经击穿保险接地，开口三角回路与相电压回路应使用独立电缆，端子箱内击穿保险应定期检验。
（2）电压回路检修时，应进行危险点分析。
由运行申请退出相关的保护压板、断开相关的电压空开，对于无空开开断的电压回路应由作业人员填写二次安全措施票隔离电压回路，防止通压时通入运行设备，误通压造成保护动作。
一起110kV变压器间隙保护动作跳闸的故障分析
一起110kV变压器间隙保护动作跳闸的故障分析摘要：本文介绍了一起复故障导致主变跳闸的事故，该起事故由10kV侧发生，发展至另一台主变10kV 侧，伴随该主变110kV进线断相，进而导致主变间隙保护动作跳闸。
在事故处理中，由于现场情况复杂，保护信息获取困难，未能判断出110千伏线路上仍存在断线故障点，送电时该主变再次跳闸。
本文详细分析了主变两次跳闸时保护的动作情况，结合间隙保护的原理、断相故障分析等，得出保护均正确动作的结论。
同时提醒电网运行人员，当电网发生单一故障诱发多点故障时，获得确切的保护信息及理清事故发生的逻辑关系是判定故障的重要手段，并且对某些较为少见的电网故障需要进行更加深入的分析并制定应对措施。
关键字：复故障；间隙保护；零序电流保护；断相故障0 引言2012年5月，某110kV变电站（下称A站）发生了一起较为少见的复故障引起主变跳闸的事故，主要原因是由于10kV侧出线开关柜绝缘老化被击穿引发站内1号主变低压侧开关跳闸，后经故障发展，又引起2号主变跳闸。
经现场检查后对2号主变送电过程中，2号主变再次跳闸。
该事故暴露出在现场情况复杂，保护信息无法全面获取时会对事故的判定和处理带来困难，针对这类少见的故障类型下文将进行深入分析并提出几点启示。
1 故障简介1.1 A站正常运行方式图220kV B站图1 A站正常运行方式图110kV A站正常运行方式图如图1所示，110kV分列运行，两台主变中性点均不接地，10kV分列运行，1号主变供10kV I、III段母线，2号主变供10kV II、IV段母线，710、110、210开关均有备自投装置。
1.2 故障处理过程22：28，调度员接监控告A站1号主变201开关跳闸，210开关备自投未动作（被闭锁），10kV III段母线失电。
后查为1号主变低后备保护动作；23：08，调度员接监控告A 站2号主变两侧982、202、102开关跳闸，110开关备自投动作，10kV III 、IV 段母线失电。
一起线路故障引起主变间隙零序保护动作的案例分析
一起线路故障引起主变间隙零序保护动作的案例分析一起线路故障引起主变间隙零序保护动作的案例分析摘要：110kV变电站110kV线路发生B相单相接地故障，造成线路保护装置保护动作，变电站线路开关跳闸，由于变电站低压侧为风电负荷，在110kV 线路开关跳闸后，低压侧风力发电机没有立即停下的情况下，系统产生过电压110kV母线B相电压下降，3U0电压升高，当故障电压3U0达到主变间隙过压动作值时，造成主变间隙零序过压保护动作，跳开主变两侧开关。
关键词：间隙零序过压保护；弱电源侧；孤岛；录波图一、故障前变电站运行情况110kV××II线、1#主变运行于110kV I母；110kV××I线、2#主变、3#主变运行于110kV II母；110kV的I、II母分列运行；10kVII母及III母并列运行，500B母联运行；10kVI母分列运行。
541电容器运行与10kVII母；551电容器运行与110kVIII母。
二、故障发生、扩大和处理情况2013年×月×日14时55分57秒，110kV变电站110kV××I线高频保护三跳动作，开关跳闸，经1.5S延时重合闸动作。
事故后由调度遥控分闸；14时55分58秒，3#主变间隙零序过压保护动作，跳开主变两侧开关。
14时56分01秒，541电容器及551电容器欠压保护动作，开关跳闸。
现场调查及分析：1、110kV××I线跳闸情况对110kV××I线进行故障巡视，发现线路#113-#114段，距#113杆约120米处B相导线有放电痕迹，线路下方的道路上停有一辆挖掘机，挖掘机臂有明显放电痕迹。
经调查，司机驾驶挖掘机从线路下方的道路经过，由于挖掘机臂伸过高，导致挖掘机臂对线路B相导线距离不足，导线对挖掘机臂放电，导致线路发生跳闸故障。
经现场测量，线路#113-#114段B相导线对地距离为8.0m（满足。
浅析主变间隙零序过电压保护动作原因及防范措施
2020年第8期总第399期浅析主变间隙零序过电压保护动作原因及防范措施文清泉（国网四川省电力公司通江县供电分公司，四川巴中636700）2009年08月20日凌晨，巴中市境内遭受雷电暴雨袭击。
03:13:00.508，某110kV 变电站1号主变高后备保护间隙零序电压出口，延时0.3s 跳开通永线152开关、1号主变中压侧301开关、1号主变低压侧901开关，零序电压动作二次值为348.6V ；03:16:46.798，35kV 永沙线353开关、永河线354开关低周减载动作跳闸，动作值为48.8Hz ，造成全站失压，站用电源自动切换至2号外接站用变。
因雷暴雨天气，无法检查室外设备，确定故障原因，08月20日07:13，检查发现110kV 通永线152线路B 、C 相避雷器各动作一次，110kV 母线B 、C 相避雷器各动作一次，1号主变110kV 中性点避雷器动作一次。
07:27全站恢复送电。
1故障前运行方式本站系统连接图及运行方式如图1所示。
110kV Ⅰ段母线：1号主变，1号主变中性点刀闸在分位。
152线路处于运行状态（152作线路和主变高压侧开关用）。
353线路（T 接4个35kV 变电站，且有小水电源）、354线路处于运行状态。
351、352为备用线。
10kV 系统无出线，接有1号站用变及2台电容器组，电容器均热备用。
图1系统连接图及运行方式通永线对侧110kV 变电站系统连接图及运行方式如图2所示。
110kV Ⅰ段母线：1号主变，1号主变中性点刀闸在分位。
110kV Ⅱ段母线：2号主变，2号主变中性点刀闸在分位。
母联1132刀闸在合位。
151线路、152线路、154线路处于运行状态。
153线路处于冷备用状态。
图2通永线对侧110kV 变电站系统连接图及运行方式2事故检查经过本站检查情况：03:13:00.508，故障录波装置启动录波，故障分析为通永线152开关跳闸，Ⅰ母U 0越限，波形分析为Ⅰ母Ua 二次电压几乎为零，Ⅰ母U b 、U c 二次电压升高到115V 左右，Ⅰ母U 0达228V ，持续时间为327.5ms ，1号主变高压侧零流为0。
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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。
高压侧电流波形图高压侧电流向量图
从上图可以看出故障时高压侧B、C相电流大小基本相等，相角相差180度，A相电流为0。
低压侧电流波形图低压侧电流向量图
从上图可以看出故障时低压侧A、C相电流幅值、相位基本相同，B相电流的幅值为A、C相电流幅值的2倍，相位相差180度。
高、低压侧电流向量对比图
高压侧电压分析高、低压侧电流分析。