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℃。
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
变差动保护误动事故分析 1．事故经过及检查 某110kV变电站低压侧(10kV)一条出线由于相间故障跳闸，与此同时，该变电1号主变差动保护动作、瓦斯保护动作，主变高低压侧开关同时跳闸。 该变电站为110kV终端变电站，110kV为内桥接线，10kV为单母线分段接线。跳闸事故发生后，经检查，初步判断，主变跳闸的原因很可能为保护误动。但对主变所有保护进行了定值校核、二次电缆绝缘检测等仔细认真的检查后，仍未发现异常。 由于该变电站负荷较重，1号主变暂时投入运行。当进行主变带负荷试验时，发现1号主变差动保护A相差电流比其它两相大，约超出14mA。由此判断可能的原因是主变110kV 电流互感器(CT)变比异常。 由于该变电站为内桥接线形式，主变差动保护高压侧为进线开关与分段开关的合电流，所以针对不同的运行方式分别进行了检查，在确定110kV进线开关(编号93)CT变比异常后，对93号开关CT进行了误差试验。 误差试验的结果表明，93号开关CT变比误差已经远远超出允许范围，接近20%。对GIS(封闭式组合电器)解体后检查发现，GIS内部CT引接线互相缠绕，且绝缘已经被烧损。对损坏的引接线进行更换处理后，设备恢复正常。 2．差动保护误动原因分析 由于该主变110kV开关CT变比存在较大幅度的误差，在低压侧近距离短路时，差动保护的差电流达到整定值，差动保护动作出口，跳开高低压侧开关。该变压器差动保护为许昌继电器厂早期生产的LCD-4型，整定值为0.48A。根据计算，当110kV侧CT变比误差为20%、低压侧短路电流达到13.5kA时，保护差电流即达到定值门槛，而当时由于10kV侧线路近距离相间短路，短路电流已经远超过13.5kA。 3．瓦斯保护误动分析 经过反复检验发现，当主变差动保护动作出口时，该主变瓦斯保护信号继电器同时掉牌，引起瓦斯保护信号继电器误发信号的原因，是由于二次电缆芯间电容的影响。如图1所示：由于从主变保护屏到变压器瓦斯继电器的电缆大约有150m，相当于在WSJ并联一个电容C。正常运行时，在正负控制电压的作用下电容两端充电，当差动保护继电器接点CJ1闭合时，形成一闭合的放电回路，瓦斯信号继电器的动作电流为0.15A，在电缆放电电流的驱动下，其动作率几乎达到80%。 实际上，变压器瓦斯保护并没有真正动作，在差动保护误动的同时，由于电缆放电电流的作用，使得瓦斯信号继电器误掉牌，给运行人员一个假信号。 针对上述情况，为防止再次误发信号，对瓦斯保护回路做了如下改进：在信号继电器
主变差动保护动作处理步骤 简介 主变差动保护是电力系统中一种常见的保护方式，用于保护电力主变压器及其连接线路和设备。它通过对主变压器两侧电流差值进行监测，以检测电流的不平衡，并对异常情况进行保护动作。 主变差动保护动作处理步骤是指当差动保护装置检测到异常情况时，对该情况进行处理的步骤和流程。本文将介绍主变差动保护动作处理的具体步骤和注意事项。 主变差动保护动作处理步骤 主变差动保护动作处理通常包括以下步骤： 1.报警或动作信号的接收：当主变差动保护装置检测到差动电流超过设定值或 其他异常情况时，会产生报警或动作信号。这个信号会被传输到控制室或相 关的监控设备，以通知操作人员。 2.确认动作原因：接收到报警或动作信号后，操作人员需要首先确认动作原因。 他们会检查主变差动保护装置显示屏上的报警信息，并与其他监测装置进行 比对，以判断是否确实存在异常情况。 3.判断动作类型：根据动作原因的确定，操作人员需要判断差动保护装置的动 作类型。主变差动保护的动作类型通常包括差动保护器动作、微分电流超限 动作、CT故障和CT回路故障等。这一步的目的是为了准确判断异常情况的 性质，从而制定相应的处理策略。 4.现场巡视检查：对于差动保护器动作的情况，操作人员需要进行现场巡视检 查，以确认主变压器和连接线路的运行状态。他们会检查变压器的温度、噪 音、油位等指标，以及连接线路的接触情况和绝缘状态。 5.动作范围的确定：根据动作原因和类型的确定，以及现场巡视检查的结果， 操作人员需要确定差动保护装置的动作范围。这包括是否需要切除电力系统 中的故障设备、线路或区域，以及是否需要进行其他措施，如投入备用设备、调整系统运行参数等。 6.故障分析和处理：在确定动作范围之后，操作人员需要进行故障分析和处理。 他们会利用差动保护装置的记录功能，分析故障发生的原因和过程，并制定 相应的处理方案。处理方案可能涉及设备维修、线路更换、系统重启等。
主变压器差动保护动作原因及处理 1. 引言 主变压器作为电力系统中的重要设备之一，承担着电流转换和电压变换的任务。在主变压器的运行过程中，差动保护系统起着至关重要的作用。差动保护是保护主变压器的一种常用方法。然而，由于各种原因，差动保护系统有时会出现误动作的情况。本文将分析主变压器差动保护系统误动作的原因，并提出相应的解决方案。 2. 主变压器差动保护动作原因 主变压器差动保护动作的原因可以分为外部原因和内部原因两类。 2.1 外部原因 外部原因是指与主变压器相邻的其他设备或系统产生的故障或异常情况，导致 差动保护系统误动作。 2.1.1 相邻设备故障 相邻电缆、开关设备等的故障可能导致主变压器差动保护系统误动作。例如， 一条相邻电缆的短路故障可能会引起差动保护系统误判为主变压器故障，从而导致误动作。 2.1.2 瞬时电压扰动 电力系统中存在着各种电压扰动，如雷击、电弧接触等，这些瞬时电压扰动也 可能引起差动保护系统的误动作。 2.2 内部原因 内部原因是指主变压器本身存在的故障或异常情况，导致差动保护系统误动作。 2.2.1 主变压器绝缘损坏 主变压器绝缘损坏是导致主变压器差动保护系统误动作的常见原因之一。当主 变压器的绝缘损坏后，会导致差动保护系统误判为主变压器内部发生故障，从而触发保护动作。 2.2.2 主变压器接线错误 主变压器接线错误也是导致主变压器差动保护系统误动作的原因之一。接线错 误可能会导致差动保护系统无法正确判断主变压器的状态，从而误判为发生故障。
3. 主变压器差动保护动作处理方法 针对主变压器差动保护系统误动作的问题，可以采取以下方法进行处理。 3.1 外部原因处理方法 对于由于相邻设备故障引起的差动保护系统误动作，应及时排除相邻设备的故障，修复或更换故障设备。此外，可以采用隔离装置或过电压保护装置等手段，在主变压器与相邻设备之间设置屏蔽，以避免相邻设备的故障干扰差动保护系统。 3.2 内部原因处理方法 对于主变压器绝缘损坏引起的差动保护系统误动作，可以通过定期进行绝缘电阻测试和局部放电检测来监测绝缘状态。在发现绝缘存在问题时，应及时进行维修或更换绝缘材料。 对于主变压器接线错误引起的差动保护系统误动作，应对主变压器的接线进行仔细检查和验证。在操作中，严格按照主变压器接线图进行接线，避免接线错误，减少误动作的发生。 4. 结论 主变压器差动保护系统误动作是主变压器保护系统中常见的问题。误动作对主变压器的正常运行产生了不利的影响。本文从外部原因和内部原因两个方面进行了分析，提出了相应的处理方法。只有不断完善差动保护系统的设计和运维，才能减少误动作的发生，确保主变压器的安全运行。
变压器差动保护问题分析及措施 【摘要】在电力系统中电力变压器是十分重要和必不可少的设备。它的故障将会给系统的正常供电和安全运行带来严重的后果，因此，变压器主保护：差动保护的正确动作至关重要。为提高差动保护正确动作率，我们还要在工作中总结问题，分析问题，并提出改进措施，提高电网的安全运行。 【关键词】变压器；差动保护 按差动原理构成的继电保护装置具有动作速度快，灵敏度高，不受外部短路影响，不受系统振荡影响等优点。因而差动原理在构成继电保护装置上得到了广泛的应用。当差动原理用于保护变压器时，需要解决在构成其他设备差动保护时，也会遇到一些特殊的问题，本文分析了一些问题及改进措施。 1.变压器纵差保护问题分析与措施 变压器的高、低压侧是通过电磁联系的，故仅在电源的一侧存在励磁电流，它通过电流互感器构成差回路中不平衡电流的一部分。在正常运行情况下，其值很小，小于变压器额定电流的3%。当发生外部短路故障时，由于电源侧母线电压降低，励磁电流更小，因此，在这些情况下的不平衡电流对差动保护的影响一般可以不必考虑。 但在变压器空载投入电源或外部故障切除后电压恢复过程中，则会出现励磁涌流。特别是在电压过零时刻合闸时，变压器铁芯中的磁通急剧增大，使铁芯瞬间饱和，这时出现数值很大的冲击励磁电流(可达5～10倍的额定电流)，通常称为励磁涌流。 图1为一500kV变压器合闸时励磁涌流的电流波形图（由RCS-978所录，也就是说从电流互感器二次所见到的波形）。由图可见，励磁涌流IE中含有大量的非周期分量与高次谐波，因此励磁涌流已不是正弦波，且可能在最初瞬间完全偏于时间轴的一侧。励磁涌流的大小和衰减速度，与合闸瞬间外加电压的相位、铁芯中剩磁的大小和方向、电源容量、变压器的容量及铁芯材料等因素有关。 对于单相的双绕组变压器，在其它条件相同的情况下，当电压瞬时值过零时合闸，励磁电流最大；如果在电压瞬间值最大时合闸，则不会出现励磁涌流，而只有正常的励磁电流。对于三相变压器，无论任何瞬间合闸，至少有两相会出现不同程度的励磁涌流。对于一般的中小型变压器，经0.5～1s后其值不超过额定电流的0.25～0.5倍；大型电力变压器励磁涌流的衰减速度较慢，衰减到上述值时约需2～3s，乃至数十秒。 根据试验和理论分析结果得知，励磁涌流在最初瞬间可能完全偏于时间轴的一侧，且其中含有大量的高次谐波分量，其中二、三次谐波分量所占比例最大，四次以上谐波分量很小。 在实际工作中，变压器纵差保护的的每个环节都曾出现过问题，主要故障是表现在内部短路，由三部分元件构成（详见图2）。在变压器纵差保护出现的问题中，励磁涌流与制动造成故障的情况较多。为防止变压器差动保护在充电时受励磁涌流影响而误动，变压器差动保护必须采用一些方式来判别励磁涌流并闭锁保护。设置涌流闭锁元件的目的是为了躲过励磁涌流，其作用是根据产生励磁涌流的特点来识别，从而可以判断出差流是由变压器内部故障还是励磁涌流引起的。如果是因励磁涌流引起的，那么，可以将差动元件的出口闭锁，否则开放差动元件出口。
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部分，主要 反应以下故障： 1、变压器带出线及内部绕组线圈的相间短路。 2、变压器绕组轻微的匝间短路故障。 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、主变压器及其套管带出线出现短路故障。 2、维护二次线出现故障。 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则有以下几点： 1、检查主变压器外部套管及引线存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，则考虑是否有直流两点接地故障。如果有，则应及时消除短路点，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 的匝间短路也能反应。瓦斯保护能反应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。 差动维护对变压器内部铁芯失灵或因绕组接触不良导致的失灵无法反应，且当绕组匝 间短路时短路匝数很少时，也可能将反应不出来。而瓦斯维护虽然能够反应变压器油箱内 部的各种故障，但对于套管带出线的故障无法反应，因此，通过瓦斯维护与差动维护共同 共同组成变压器的主维护。四、变压器差动维护动作检查项目： 1、记录保护动作情况、打印故障录波报告。 2、检查变压器套管存有无损伤、有没有闪络振动痕迹变压器本体有没有因内部故障 引发的其它异常现象。 3、差动保护范围内所有一次设备瓷质部分是否完好，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没有异常，瓷质部分与否完备，有没有闪络振动痕迹，电 路有没有断线中剧。 5、差动保护范围外有无短路故障（其它设备有无保护动作）差动保护二次回路有无 接地、短路等现象，跳闸时是否有人在差动二次回路上工作。五、动作现象及原因分析：
110kV妈湾变电站主变差动保护及励磁涌流分析 摘要110kV变电站是电力系统中重要的组成部分，其安全稳定运行直接影响着整个电力系统的安全稳定运行，而主变差动保护是变电站主变保护中最为重要的保护之一，本文对110kV妈湾变电站主变差动保护及其相关的电气设备进行分析，并找出110kV妈湾变电站主变差动保护过程中存在的问题，并针对问题提出一些具体的解决措施，以保证110kV变电站能够安全可靠地运行。本文主要分析了110kV妈湾变电站主变动差保护的问题，并且分析了励磁涌流对110kV变电站主变动差保护的影响。 关键词110kV变电站；主变差动；励磁涌流；保护 电力系统中，变压器是最重要的供电设备之一，它的故障会对可靠性供电和电力系统的稳定运行产生很大的影响。变压器的差动保护在变压器产生故障时可靠动作是维护电力网安全运行的重要条件，在电力系统中起着非常重要的作用[1]。以110kV妈湾变电站35kV侧屯平线发生短路的现象，屯平线保护无动作，主变动差保护动作，分别是跳开主变三侧，这样会导致全站有失压情况的发生。 1对110kV妈湾变电站现场情况的了解 妈湾变电站位于深圳市南山区，安装两台主变压器，110kV出线2回，两回电缆线路由妈湾变电站站内电缆夹层向北至听海路南侧电缆沟向东过路；沿兴海大道东侧电缆沟及电缆管向南敷设，直至南康路、港湾大道交叉口；沿南康路西侧破复砼路面及人行道进入第三变电站。变压器厂家是西门子变压器（武汉）有限公司，容量为2×50MV A，有关参数见下表： 其中妈湾变电站变压器是Y/Y/Δ绕组类型，其母线采用的是110kV、35kV 和6kV的单母接线。电源端是110kV侧，负荷侧分别是35kV和6kV 。一般在变压器正常运行时35kV中性点隔离开关要拉开，当操作35kV侧时要把开关合上。差动保护CT二次部分采用△/△/Y的形式，如图1所示，图1是110kV妈湾变电站保护动作的运行方式。 2 110kV变电站主变差动保护动作分析 妈湾变电站变压器差动保护中，变压器的绕组接线方式采用的是Y/Y/Δ的形式，这种接线方式使变压器各侧电流相位保持一致，并且能够非常方便的对变压器的各侧电流的相位和副值进行补偿，所以差动保护专用CT二次可以采用常规的接线方式，也可以采用全星形接线方式，在妈湾变电站差动保护专用CT二次的接线方式为△/△/Y的形式。 工作人员在空载时向主变送电，闭合断路器，差动保护出现跳闸的现象，发生差动保护动作后，对差动保护动作的范围进行检查后，没有发生任何异常现象，然后再次进行操作依然发生差动保护跳闸的现象。经过确认差动保护装置、一次
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。 2、稳态Ⅰ段相差动继电器 动作方程：
变电站主变差动保护跳闸事故原因及处理过程案例分析变电站主变差动保护跳闸事故是指在变电站运行过程中，由于各种原 因导致主变差动保护装置误动或故障跳闸，对电网稳定性和运行安全造成 影响的事件。下面将通过一个案例分析来详细介绍变电站主变差动保护跳 闸事故的原因及处理过程。 案例背景：变电站主变差动保护跳闸事故 处理过程： 1.事故发生后，首先要立即停电，并确保现场的安全。同时通知相关 人员到现场进行紧急处理。 2.根据事故发生的具体情况，对主变差动保护装置进行全面排查，包 括设备检查、通信检查等。确定装置是否存在故障，是否需要维修或更换。 3.进行现场调试和测试，以确认设备是否正常。可以通过在线检测工 具对装置的差动保护功能进行评估，并对之前的误动记录进行分析，找到 误动的规律和原因。 4.如果事故的原因是设备老化导致的，应及时对设备进行维修或更换。如果是通信故障导致的，应检查通信线路和设备，修复故障并确保通信正常。如果是操作失误导致的，应对操作人员进行培训和指导，加强对保护 装置操作的规范。 5.对保护配置进行检查和校对，确保配置正确。可以通过模拟故障的 方法对保护装置进行测试，验证配置是否合理、正确。 6.完成上述处理后，重新启动主变差动保护装置。并在重新投入使用 前进行全面的试验和测试，确保保护装置的可靠性和正确性。
7.针对此次事故，应进行事故分析和总结。分析事故原因，找出教训，并制定相应的改进措施。可以通过修改操作规程、加强设备维护和检修、 提高操作人员技能等方式，进一步预防类似事故的发生。 总结： 变电站主变差动保护跳闸事故的原因多种多样，常见的包括设备老化、通信故障、操作失误、保护配置错误等。针对不同的原因，需要采取不同 的处理措施，包括设备维修、通信故障修复、操作人员培训、保护配置校 对等。为了预防类似事故的发生，还需要进行事故分析和总结，找出并改 进存在的问题。只有通过不断地改进和提高，才能确保变电站主变差动保 护装置的稳定运行，保障电网的安全和稳定。
某电厂110KV母差保护误动的原因分析及防范措施 一、事故前运行方式 某厂110KV母线为双母线加旁路母线的型式。2008年2月15日，出线万田II线111、万田I线112、万华线113、万安线114、万辛线115、万河线116、万七线117、万石线118、万桥线120及#1主变110KV侧主开关101、#2主变110KV侧主开关102运行于I母线，外线万梁119带01高备变空载运行于II母线。 二、事故过程 8：32：05110KV万辛线115对端故障（辛四变高压污水喷到110KVII段PT及其刀闸上），先为B相接地，后为B、C相短路接地，最后发展为A、B、C三相短路，万辛线115零序保护II 段动作开关跳闸，重合闸动作重合成功。 8：32：10万辛线115再次故障（对端喷水越过故障点，停泵后污水回落），后加速启动“永跳”，同时，I母线差动保护动作，I母线上的所有开关跳闸。 8：46合上#2主变110KV侧主开关102，合上#1主变110KV侧主开关101。 8：58合上110KV各线路开关（除万辛线115外），恢复对外供电。 三、WMZ-41A型母线差动保护原理简介 WMZ-41A型母线保护装置是新一代的微机母线保护装置，其保护原理采用复式比率差动原理，差动电流Id为各支路电流的向量和，制动电流Ir为各支路电流矢量取模值的和，在制动量的计算中引入差动电流，使得该继电器在区内故障时无制动，而在区外故障时有极强的制动特性。复式比率差动继电器非常明确地区分区内和区外故障，而且选取范围很广，灵敏度高。 WMZ-41A装置的差动回路是由一个母线大差动和几个各段母线小差动组成的。母线大差动是指除母联断路器和分段断路器以外的母线上所有其余支路电流所构成的差动回路；某段母线小差动是指与该段母线相连接的各支路电流构成的差动回路。其中包括与该段母线相关联的母联断路器和分段断路器。通过大差动判别区内和区外故障，通过各段小差动来选择故障母线。 双母线内部故障时故障母线的选择，在双母线上总是把双母线作为整体设置总的母线差动保护。总差动保护在外部故障时有良好的选择性，在内部任一条母线故障时都能灵敏动作。WMZ-41A装置通过母线大差动判别区内和区外故障，通过各段小差动来选择故障母线。一般情况下，母线大差动的构成不受母线运行方式变化的影响，而各段母线小差动，则是根据各分路的分合闸位置，由母线运行方式自适应环节来自动地、实时地进行组合。发生母联断路器失灵（死区）故障时的逻辑行为：当母线发生死区故障，即母联断路器和TA间发生短路时，若II母差动作，切除母联断路器和II母线上各引出线断路器后，故障就会消除，I母线仍能正常运行。但是很显然母差保护会判I母线小差动有差流，而II母线无差流，从而切除I母线上各支路断路
主变差动保护的基本原理与误动原因及解 决措施分析 摘要：本文首先对主变差动保护进行了概述，并分析了主变差动保护的基本原理，在此基础上对主变差动误动的解决措施进行了研究。 关键字：主变差动保护,误动,措施 一、主变差动保护概述 主变差动保护是保护变压器的主要方法之一，基于其稳定性和可靠性的特点，主变差动保护对主变系统的供电和安全运行具有十分重要的作用。同时，主变差动保护的不平衡电流也直接影响着差动保护的速度和可靠性。一般来说，主变差动保护主要针对变压器组和引出线产生的多相短路及大接地电流、绕组匝间的短路情况进行保护。因此，我们可以说，差动保护就是对变压器的主保护。如果变压器差动保护产生误动甚至拒动，都会对供电系统造成很大的损失，分析主变差动保护产生误动的原因，并采取相应的措施提高变压器差动保护的水平，此意义十分重要。因此，本文在分析主变差动保护基本原理的基础上，对主变差动保护误动原因及其解决措施进行了研究。 二、主变差动保护的基本原理 主变差动保护的基本原理就是根据基尔霍夫电流定理产生的，如果变压器在正常工作或者区外故障时，就把其当做理想的变压器，使其被流入的变压器电流和流出电流相等，差动的继电器不发生运动。同时，如果变压器的内部出现故障，就对两侧的故障点提供短路电流，让二次电流的正比于故障点的电流，差动的继电器基础发生运动。
1、平衡系数 差动保护的平衡系数是指变压器高低侧在其额定的状态下，根据二次额定值向该侧转换的系数进行差流计算，目前，差动保护的平衡系数主要有PST-1200和RCS-978两种。 SPT-1200差动保护的平衡系数。其计算方法如下：变压器高中低三侧TA变比为HTA、MTA、LTA三种;变压器高中低三侧额定电压主要有HDY、MDY和LDY三种。如果TA额定的电流为5A，高压侧TA变比为1200/5，此时，HTA为240;如果TA额定电流为1A，高压侧TA变比为1200/1，HTA则为1200。 RCS-978差动保护平衡系数。RCS-978平衡系数的计算首先要根据变动最大容量和各侧的实际运行电压来进行计算，得出相应的各侧T，此时，平衡系数公式为：KPH=(I2n-min/I2n)*Kb。 2、SPT-1200和RCS-978差动保护转换 SPT-1200和RCS-978差动保护的相角转换，其目的都是为了消除由于电流接线引起变压器侧电流相位的不同而产生的误动。通过对二者的相互转换，可以使各侧的电流相位达到相对一致，进而消除误动。SPT-1200和RCS-978的转换是通过电流矢量的相减来消除相角的误差，并通过减超前相或者滞后的相电流的不同，进而实现了相角的滞后或者前移。 三、主变差动保护误动的原因分析 一般而言，主变差动保护误动的原因主要体现在以下几个方面： 1、CT的变化。由于主变差动保护的变压器变比是不一样的，因此其高低压侧的一次电流也就不同。例如，如果某变压器的容量为20MKVA，侧CT的变
110kV 变电站#2 主变差动速断保护误动探讨与处理措施 摘要：本文通过对某变电站一起主变差动速断保护区外故障误动事故的分析，得出主变差动保护10kV 电流互感器选型不当是差动保护误动的主要原因。阐述了电流互感器正确选型和设计对于主变差动保护选择性能的重要性。在此基础上分析了防止主变差动保护区外故障误动的几点对策。 关键词：变压器差动保护P级电流互感器TA饱和 1、引言 差动保护因其快速动作性及良好的选择性被广泛应用于变压器保护中。在区外故障时差动保护的选择性首先取决于电流互感器对短路电流的正确传变，在电流互感器的传变足够精确的基础上再辅以继电保护装置的优良特性才能保证动作的选择性。若在差动保护的应用中忽视电流互感器型号及二次负载的正确选择，在区外故障出现较大短路电流时将可能出现因电流互感器传变误差大而产生较大的差动不平衡电流，导致差动保护误动。 本文针对某变电站一起主变差动速断保护区外故障误动事故，分析并论证了主变10kV 侧差动保护用电流互感器的选型不当是事故发生的主要原因。 2、主变差动保护区外故障误动事故 某110kV 变电站采用内桥接线方式，主接线如图1 所示。1lOkV松大线与110kV 牌大线互为明备用，正常运行时由松大线对两台主变供电。2 台主变容量均为40MV A。主变保护由差动保护、后备保护和本体保护组成。主变差动保护包括差动速断保护元件和比率差动保护元件。 2007 年8 月，某llOkV 变电站内lOkV#2 站用变内部故障，引起10kVII 段母线三相短路。按10kV 母线分段运行方式及保护设计原理，本应#2 主变低后备保护动作，延时跳开主变各侧开关。但现场#2 主变差动速断保护动作，瞬时跳开主变高、低压侧开关切除故障，全站停电。故障切除后110kV 牌大线#141 开关各自投成功动作，#1 主变恢复运行。 图1 10kV 变主接线示意图 该变电站此次故障为主变低压侧10kVII 段母线三相短路。根据保护的选择性，当发生区外故障情况时，主变差动速断保护不应动作。 3.主变差动遮断保护误动原因分析
Equation Chapter 1 Section 1某变电站CT极性接反引起线路 差动保护动作分析 摘要：介绍了某110kV施工变电站改接线工程（增加线路侧变电站电气间隔和 线路保护）完工后，第一次线路投运线路差动保护动作情况。通过现场接线检查 和保护动作波形分析得出事故原因：新安装的线路差动保护装置内部差动保护用 的交流头CT极性接反；同时因投运瞬间冲击合闸电流过大，超出差动电流整定值，从而造成了线路差动保护跳闸事故。 关键词：变电站；差动保护；极性；分析处理 1 问题描述 某110kV施工变电站改接线完成后，计划用110kV线路101断路器对110kV 1号主变进行3次冲击，每次冲击间隔5分钟，第三次冲击正常后保持空载状态。于17:57对变压器第一次冲击时，110kV线路101断路器因线路差动保护动作跳开。操作员站简报信息显示：17:57:37 #1主变差动保护差动保护启动；17:57:41 突变量比率差动保护A相动作。线路差动保护动作跳闸后，调试人员联合电厂保 护专业人员对现场进行详细的检查和分析，发现了问题并进行处理。 2 现场检查情况 在发生110kV线路差动保护动作跳闸后，调试人员联合电厂保护专业组人员 对110kV施工变准备投运设备一、二次部分进行检查。 2.1针对#1主变差动保护差动保护启动检查 通过询问变电站值班人员线路跳闸后1号主变保护装置上动作指示灯“未点亮”。再检查110kV 施工变1号主变保护装置动作报文，确认#1主变差动保护仅 是启动，主变差动保护未动作；现场进一步对1号主变本体进行检查，未发现异常，判断1号主变电气一次部分无故障。 2.2 针对110kV线路差动保护检查 现场检查保护装置显示屏上显示“突变量比率差动保护A相动作”，动作指示 灯点亮，动作电流Ida=1.5Ａ。调试人员再次对保护定值检查，保护装置设定的定 值与调度下达的保护定值单定值一致，初步排除因误整定导致差动保护动作。检 查线路保护投运前的保护装置定检试验记录，试验结果正常，排除线路保护装置 故障。又对保护柜内设备、端子接线检查，未发现接线未接、烧焦、烧糊等异常 情况。 通过上述检查，初步判断电气一次部分无故障，故障应在二次方面。专业人 员打印保护动作波形，进行下一步分析。 3 线路差动保护问题分析与处理 通过110kV线路保护装置动作波形分析，初步确认此次差动保护原因为CT极性接反引导致。 3.1 线路保护装置电压波形分析 通过110kV线路差动保护装置波形，判断出110kV线路B相电压采样异常。 现场检查后发现110kV线路B相PT保护用二次空开损坏。正常情况下二次空开 合闸状态下上下端头对地电压约60V，现场实测B相下端头电压仅为15.69V。判 断二次空开损坏。更换新的空开后，上下端头电压测量值在正常范围。 图一 110kV线路保护电压采样波形 3.2 线路保护装置电流波形分析
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－１63 Ａ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220 ｋＶ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。因此，将３ ＃变压器正常送电，而将１＃变压器（容量为5000ｋＶＡ）用１台临时１＃变压 器（容量为63000ｋＶＡ）代替恢复送电，两台变压器不是同一厂家生产的。 ３事故经过 首先，将临时１＃变压器经过５次全电压冲击试验正常后，进行了空载运行。经过48ｈ的空载运行后，停电进行了有载调压以及本体瓦斯继电器放气工作，之后，将临时１＃变压器155断路器转运行投至110KVＩＩ母，当变电站值班人员 手合155断路器时，二进线线路Ｌ变电所侧122断路器线路保护装置ＣＳＣ－ 163A光纤零序差动保护动作跳闸，造成Ｌ变电站110KVＩＩ母、ＩＶ母、２＃主变、10KVＩＩ母以及所带下级变电站所对应的受电失电，而二进线线路Ｈ变电站 侧线路保护装置CSC－163Ａ光纤零序差动保护未动作。 ４线路保护动作分析 4.1中性点直接接地电网中的线路保护 送电线路的主保护从动作时间上划分为全线瞬时动作及按阶梯时限特性动作 两类。当要求对被保护线路全线任何地点的任何故障均能瞬时有选择性切除时， 应采用全线瞬时动作的保护作为主保护。如各类纵联差动保护及凭借通道以进行 逻辑判断而实现全线有选择性速切的保护。而Ｌ枢纽变电站的３条110KV进线的 主保护全部采用差动保护实现。
110kV变压器保护误动事故分析及处理 方案 摘要：伴随着我国经济的快速发展，人们的生活水平显著提高，电力事业已经成为人民生活的一部分。现如今，保障我国电网的安全以及保证电网稳定运行已经成为人们关注的重点。在我国的电网系统中，变电站设备是其中较为重要的一部分，它能够有效维持电网系统的安全。因此，本文就110kv变电站变压器的运行及其维护进行分析，希望能够提供一些帮助。 关键词：110kV变电站;变压器;运行及维护 1110kV变电站变压器的运行状况简述 1.1变电站自动化装置的简述 在我国大部分的电网系统主要采用的都是自动化的装置，自动化装置对于电力系统具有安全维护的作用。自动化的保护装置能够在设备遇到问题时进行自动的切断，以进行保护。且自动化的保护装置能够检测出设备的运行问题，并且发出警报进行自动的处理。自动化装置能够完善变电站内部的设备性能，确保变电站安全运行。此外，在变电站中运用自动化的装置，不仅可以提高工作的效率，而且还能够有效降低事故发生的概率，有效降低变电站的运行风险。 1.2变电站采用程序化的模式 变电站采用程序化的操作方法，指的是在无人的状态之下，可以对变电站进行自由的操作。程序化的操作方法改变了传统的控制方式，并且可以通过远程的遥控方式来对变电站进行操作。这一种操作方法可以针对变电站的使用全过程，而且操作的方法具有较多的优势。第一，运用程序化的操作方法，可以使操作的过程变得更加简便，原本需要进行大量步骤完成的工作，只需通过程序化的操作就能简单的完成。变电站的工人只需对操作的流程进行实时的监控，这样可以减轻工人的工作时间，并且提高工作的效率，在一定程度上降低了工作的失误性。第二，通过按照既定的操作模式来对变电站的设备进行操控，可以提升变电站的
一起110kV主变差动保护动作跳闸分析 摘要本文以一起110kV主变中压侧电缆头故障引起的主变差动保护跳闸为例。 详细阐述了设备检查、试验情况，进行了保护和备自投动作的正确性分析。阐述 了跳闸原因，分析了电缆头烧毁机理，提出了防范措施。 关键词：主变差动保护备自投 35千伏电缆头局部放电 前言 2014年5月19日16点47分33秒，110kV某变电站#2主变比率差动 动作，跳开变低502开关、变高1102开关和变中302开关。10kV分段备投动作，合上分段512开关。35kV主变备投动作，合上了#1变中301开关，没有造成负 荷损失。 1 事件发生与排查处理 1.1 事件前运行方式 事件前， 110kV单母带旁路运行，#1、#2主变运行，35kV单母运行，#1变 中301开关热备用，35kV主变备投投入。10kVⅠ母、Ⅱ母分列运行。10kV 分段512开关热备用，10kV分段备投投入，事故前运行方式见图1所示。 图1 事件前运行方式 1.2 事件后运行方式 事件后， 110kV单母带旁路运行，#1主变及三侧开关运行，#2主变三侧开关跳闸，35kV单母运行，#1变中301开关运行。10kVⅠ母、Ⅱ母并列运行。10kV 分段512开关运行，事件后运行方式见图2所示。当天天气：雷雨。 图2 事件后运行方式 1.3事件后设备检查、试验 经现场检查发现110kV #2主变35kV出线电缆靠3024刀闸侧电缆终端头烧坏（如图3所示），造成单相接地故障，35kV备自投动作合上301开关，10kV备 自投动作，合上512开关，无造成负荷损失。 图3现场检查电缆头图 电气试验数据分别见表1、表2。 表1 #2主变跳闸后绝缘电阻（MΩ） 吸收比大于1.3，满足规程要求，结论为合格。 表2 #2主变跳闸后绝缘电阻（MΩ） 相间偏差不大于2%，符合规程规定，结论为合格。 1.4 保护及备自投动作分析与结果 差动保护及备自投动作过程如表3所示： 表3 #2主变差动保护及备自投动作情况表 差动保护动作跳开#2主变三侧开关后，10kV #2M母线失压。10kV电压的波形（如图4 所示），电压在16时47分33秒失压。16时47分33秒382毫秒10kV分段备投空跳502 开关（因定值投加速备自投当备自投起动后，若502主动跳开，时则不经延时空跳502开关）， 16时47分34秒345毫秒合上10kV分段512开关，10kV分段备投的合闸时限定值为0.9秒，10kV备自投正确动作。 35kV电压的波形（如图5所示），在跳开变中302开关后， 35kV母线仍存在电压，至
一起110kV智能变电站主变差流越线处理 摘要：伴随着工业控制的发展，电力行业迎来了智能电网，智能变电站的发展，经过前期的智能站的初期发展的探索，现在的智能变电站已经发展的相当成熟， 智能站在110kV等级的电网中快速的发展，但是智能变电站出现故障与我们传统 站的解决问题的还是有很大的不同。通过本次的主变差流越线的处理，我们可以 大概了解智能站在处理故障时的思考方向，为我们以后的智能站故障的排查，提 供思路。 关键词：智能站；差流越线；差动 一、事故前运行方式： 正常运行时，110kVXXⅠ线接带#1主变，110kVXXⅡ线接带#2主变，110kV内桥100开关 热备用状态，因XXⅡ线进行线路增加线路光差保护装置，102开关停运。110kVXXⅠ线通过 内桥100开关接带#2主变。 二、事故的过程 2016年11月17日17：10接调控中心通知，XX站#2主变差动保护闭锁。运维人员到达 现场发现#2主变差动装置有差流越线告警。调控中心联系二次检修班到达现场发现装置差动 电流0.3Ie-0.4Ie之间变化，查阅#2主变差动定值单，定值单差动越线定值为0.2Ie，装置报差 动越线告警正确。我们检查装置内电流数值，没有缺相电流，排除CT断线引起的差动电流 越线。鉴于保护装置的差动定值为0.5Ie，考虑冬季傍晚负荷进入高峰期，差流会有突然增大 可能，一旦大于差动启动值，主变差动就会误动，我们跟继保专工及领导沟通采取技术措施 防止误动。 三、事故原因分析 本变电站是110kV智能变电站两圈主变，差动电流有110kV进线，内桥，及主变低压侧 电流合成。此次运行方式为进线开关热备用，内桥开关带#2主变运行，正常运行时差动电流 应该为0.0Ie与0.04Ie之间，差动电流值为内桥侧电流与低压侧电流矢量和。在内桥开关热 备用或接待负荷很小时，差流很小，无法判断接线是否有问题。在110kV进线运行，内桥热 备用时，主变差流正常，无差流告警。 根据装置的显示信息，结合事故前的运行方式，聚焦到主变三侧的差动电流。在此种运 行方式下，110kV桥侧与10kV#2主变低压侧的差动电流有问题。 差流的产生是变比设置不一致还是主变差动极性不正确？ 内桥侧变比设置不一致：思源弘瑞的厂家与深瑞的厂家检查SAD文件，确定合并单元的 变比设置是800/5，差动保护装置的变比设置也是800/5。排查电流互感器变比设置不一致导 致有差流的判断。 主变差动接线极性不正确：本保护采用的是思源弘瑞的主变差动装置，极性判断时，依 据线路进线的极性为参考基准，判断其余侧电流的极性。进线侧电流为零，无法直接通过装 置判断哪一侧极性错误。 本站为智能变电站，通过后台厂家检查虚端子与合并单元厂家检查接线发现本身的虚端 子拉结无问题（如图） 是桥侧电流有问题，还是#2主变低压侧电流有问题.还是两侧电流均有问题？ 在不同的运行方式下，主变差动的现象不同，在110kVXXⅡ线接带#2主变时，无差动越 线告警。在110kVXXⅠ线通过内桥100开关接带#2主变时，出现差动越线告警，根据故障录 波的情况，此时没有出现的故障电流，负荷曲线平稳，渐增趋势。判断是内桥侧接线极性错 误误动。 四、处理过程 本次事故的处理过程有以下8步： 1、现场检查接线确认主变差动接线极性错误。 在内桥间隔汇控柜屏，依据接线发现用于#1主变差动与用于#2主变差动的接线极性相同，判断桥侧电流互感器的绕组用于#2主变差动的接线极性错误。