110KV站主变、线路故障录波器定值通知单

华能金昌西坡光伏50MW110KV升压站保护配置说明1.35kv站用变一台，容量为：400KVA短路阻抗为：6.05% 。

型号为：SCB10-400KVA/35-0.4 ，保护装置型号为NSR631RF-D60 。

2.35KV线路保护5台，线路为ZR-YJY23-26/35KV-3×120电缆。

保护装置型号为：NSR612RF-D60。

3.35KV配电装置采用单母线接线，母线设一套动态无功补偿装置（SVG），容量为±15Mvar ，其中电抗器型号为：QNSVG-15000/35 ，保护装置型号：NSR621RF-D60 。

4.#1主变（仅有一台主变）配备南京南瑞继保电气有限公司生产的ns2000型变电站自动化系统，主变包含一套NSR691RF-D60 型差动保护、NSR698RF-D60非电量保护、NSR692RF-D60型变压器后备保护、每台主变测控柜配置3套NSR685RF-D60型测控装置。

5.35KV消弧消谐装置型号：JY-XHZQ-35。

6.110KV及35KV故障录波监测装置型号：DPR242。

7.110KV母差保护型号：NSR-371A DA。

8.35KV母差保护型号：NSR-371AD 。

9.110KV线路保护型号：IPACS-5911C
10.110KV失步解列压频装置型号为：NSR651RF-D01。

11.主变中性点接地方式：110KV中性点直接接地，35KV中性点通过（ZR-YJY23-26/35 kV -1×185电力电缆约200米）消弧线圈接地，消弧线圈容量及型号：JY-XHZQ-35/2200KV A。

一起某110kV主变保护动作低压侧断路器跳闸分析作者：王灿王渊明来源：《科技资讯》 2014年第31期王灿王渊明(1.重庆电力高等专科学校重庆 400053；2.云南电网公司西双版纳供电局云南景洪666100)摘要：该文分析某110kV变电站主变10kV侧后备保护复合电压启动过电流保护动作，使低压侧断路器跳闸的情况，主要根据对10kV竹蓬线051断路器的保护动作信息、10kV茶厂线052断路器的保护动作信息以及1号主变10kV低后备保护动作信息的分析，最终得出动作原因为110kV大渡岗变电站10kV茶厂线、竹蓬线故障，两条线路的过流Ⅰ段保护均动作，但10kV 茶厂线断路器未及时跳开，因而使1号主变10kV侧后备保护复压过流Ⅰ段满足动作条件，故1号主变10kV侧后备保护动作跳开了001断路器。

关键词：主变保护保护动作跳闸中图分类号：TM4 文献标识码：A 文章编号：1672-3791(2014)11(a)-0079-02变压器是电力系统中十分重要的供电元件，它的故障将对系统的供电可靠性和正常运行带来严重的影响。

因此，必须根据变压器的容量和重要程度考虑装设性能良好，工作可靠的继电保护。

一般，变压器除装设瓦斯保护、纵差动保护或电流速断保护作主保护外，还应装设反应外部相间短路时过电流情况的过电流保护、反应外部接地短路的零序保护等后备保护。

主保护的动作正确与否直接影响电力系统的安全可靠运行，而后备保护的可靠正确动作同样起着相当重要的作用。

1 某110 kV变电站故障前运行方式110 kV景大线运行、城大线152断路器热备用;110 kV1、2号主变中性点经间隙接地，1、2号主变高压侧并列运行、中、低压侧分列运行;10kV竹蓬线、茶厂线、岗茶联络线运行。

如下图1所示：2 保护动作情况2013年8月3日22：50：38，110 kV大渡岗变电站10 kV茶厂线过流Ⅰ段保护动作跳闸、重合闸动作重合成功;10 kV竹蓬线过流Ⅰ段保护动作跳闸、重合闸动作重合成功;1号主变10 kV侧后备保护复合电压过流Ⅰ段Ⅱ时限动作跳开001断路器。

一起110kV变电站主变低压侧母线桥单相接地故障相关保护行为分析发布时间：2022-11-21T11:04:56.904Z 来源：《科技新时代》2022年14期作者：刘森，朱晓东，冯宗建[导读] 介绍了110kV某变电站主变低压侧母线桥发生一起单相接地故障。

刘森，朱晓东，冯宗建深圳供电局有限公司，广东深圳，518000摘要：介绍了110kV某变电站主变低压侧母线桥发生一起单相接地故障。

根据事故经过及相应的保护动作情况，分析了该类型故障对一次设备的影响及相关二次保护行为的正确性。

关键词：母线桥；接地故障；二次保护1事件背景110kV某变电站#1主变变低A相母线桥发生单相接地故障，110kV某变电站D01低压侧、高压侧零序Ⅱ段动作，D01低压侧、高压侧零序Ⅲ段动作，110kV某变电站#1主变变低501开关跳闸，10kV备自投521未动作。

2保护动作分析图1 110kV某站主接线图故障点位于主变10kV侧出口处，如图1箭头所示。

涉及的保护有：主变差动保护、主变高压侧复压过流保护、主变低压侧复压过流保护、D01高低零序保护、10kV分段521备自投。

2.1、主变差动保护动作分析根据叠加原理，将主变故障后状态分为正常带载运行以及空载后发生单相故障叠加。

因主变带载运行电流对差动计算相当于穿越性电流，因此可分析主变空载后发生单相接地故障后差流计算。

图2主变低压侧发生单相接地示意图主变低压侧为空载状态，对应的复合序网图3如下：根据复合序网图可以得出，主变低压侧仅存在零序电流，abc三相电流大小相等，相位相同。

主变高压侧由电源提供正序和负序电流，不存在零序电流。

主变的差流可以由以下公式求出：计算可得出A相、B相和C相电流故障分量大小为92A，低压侧复压过流一次定值最低为4850A，即使故障电流与负荷电流叠加，也达不到低压侧复压过流定值。

因此，低压侧复压过流不会动作。

2.4、接地变高低压零序保护动作分析110kV某变电站零序Ⅱ段、零序Ⅲ段一次值为75A（二次值0.5A，变比150/1），零序Ⅱ段时间定值2.3s，零序Ⅲ段时间定值2.6s。

电气类施工方案审批表（110千伏及以下电压等级高风险和220千伏一般风险项目）工程项目110kV上田变电站加装110kV故障录波装置工程施工方案名称110kV上田变电站加装110kV故障录波装置工程施工方案作业风险星级二星工作地点110kV上田变电站施工单位常德华网电力建设有限公司监理单位建设单位项目负责人审查意见：审查人：日期：专职监护人审查意见：审查人：日期：建设单位负责人审查意见：负责人：日期：运行单位审查意见：审查人：日期：负责人：日期：建设单位安全第一责任人审批意见：审核人：日期：注：当建设单位和设备运行单位为同一单位时，可只填写建设单位栏。

110kV上田变电站加装110kV故障录波装置工程施工方案常德华网电力建设有限公司2012年11月10日批准：年月日安全审核：年月日初审：年月日编写：年月日目录一、工程概况及要点 (5)二、施工组织 (5)三、施工技术措施： (7)3.1施工准备 (7)3.2施工步骤 (7)3.4作业任务二：控制电缆敷设与二次接线 (8)3.5、保护元件调试过程控制要点如下： (10)3.6通用技术措施 (10)四、安健环控制措施 (10)五、质量控制措施及检验标准 (12)六、事故应急措施 (12)七、作业风险评估与管控表 (14)详见附表 (14)一、工程概况及要点1.1为了完善110kV上田变电站供电的安全性及可靠性，受惠州供电局委托，由我公司负责对110kV上田变电站进行加装110kV故障录波装置。

本期工程包括屏柜安装、电缆敷设、二次接线及保护调试。

本期工程需在运行站申请两台主变变低及两台接地变停电施工，为确保按期投产，应合理安排人力，前期准备工作要充分做好，后期施工要集中人力，特别是电缆敷设、二次接线和单体调试。

为保证二次接线回路、保护调试的正确性和工程按质、按目标顺利完成，特拟定本方案。

1.2编写依据序号标准及规范名称颁发机构1《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90中华人民共和国建设部2《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149-90中华人民共和国建设部3《110kV~500kV送变电工程质量检验及评定标准》Q/CSG 10017.2-2007中国南方电网公司4《变电站安健环设施标准》Q/CSG10001-2004中国南方电网公司5《南方电网工程施工工艺控制规范》Q/CSG11105.2-2008中国南方电网公司6《中国南方电网公司十项重点反事故措施》中国南方电网公司7《广东电网公司防止人身伤亡事故十项重点措施》广电安[2005]79号广东电网公司8《电力建设安全工作规程》（变电所部分）DL5009.3-1997中华人民共和国电力工业部9《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）DL 408-91中华人民共和国能源部10施工图纸惠州电力勘察设计院二、施工组织2.1现场施工人员组成现场施工人员组成人员职责施工总负责人朱灿辉150****1240负责本工程施工方案及安全技术措施的审查。

110千伏龙岭输变电工程启动方案（河源局签署页）批准：审定：专业审核：工程审核：编制：深圳市超鸿达电力建设有限公司二〇一三年七月十九日一、工程概述1、110kV龙岭变电站位于河源市源城区龙岭工业园区内，地形均为丘陵。

本站最终规模为3台50MVA主变压器，无功补偿容量为6组5010kVar，110kV 出线4回，10kV出线36回，3台160kVA站用变，3台630kVA接地变，全站采用综合自动化系统设计。

本期建设规模：2台50MVA主变压器，无功补偿容量4组5010kVar，110kV出线4回，10kV出线24回，2台160kVA 站用变，2台630kVA接地变。

本期110千伏龙岭输变电工程电气设备现已全部安装、调试完毕，110千伏联龙甲线、联龙乙线由原110千伏联埔甲线、联埔乙线解口入110千伏龙岭变电站，110千伏龙岭输变电工程现经验收合格，质监签证，具备受电投运条件。

2、本期建设规模：110千伏龙岭变电站110千伏母线为单母分段接线，2台50MVA主变压器，无功补偿容量4组5010kVar，110kV出线4回，10kV 出线24回，2台160kVA站用变，2台630kVA接地变及智能消弧接地系统2套。

3、220千伏联禾站110千伏联龙甲线和110千伏埔前站110千伏龙埔甲线线路保护装置更换。

110千伏联埔甲线解口进110千伏龙岭变电站，而龙岭站内110千伏联龙甲线保护装置为许继的WXH-183AG型微机光纤纵差保护装置，因此需将220千伏联禾站110千伏联龙甲线和110千伏埔前站110千伏龙埔甲线线路保护装置改为和龙岭站内一致的WXH-183AG型微机光纤纵差保护装置。

现220千伏联禾站内联龙甲线和110千伏埔前站内龙埔甲线的保护更换工作已完成并验收合格，具备投产条件。

4、新建上述设备控制电缆、保护、测量、计量、录波装置及后台监控系统。

5、在本方案中，地调对其调度管辖范围内的一、二次设备在启动过程中的运行方式的安全性与可靠性负责。

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。

2010年220kV仿真事故评分标准110kV电站线111线路相间短路故障，111开关拒动事故处理一、处理步骤：（1）立即记录事故发生时间，停止音响；（2）各级母线有无电压（含所用电母线），检查各开关位置是否闪光，相应的开关三相是否有电流，检查并记录控制屏信号。

发现110kVⅠ母失压，110kV电站线111线路保护动作，110kV电站线111开关在合位，#1、#2主变保护的“后备保护动作”， #1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关跳闸。

#2主变未过负荷。

录波动作。

（3）第一次汇报，互报单位、姓名，时间，当地天气，简要事故情况：110kVⅠ母失压，其他母线电压正常。

110kV电站线111线路保护动作，110kV电站线111开关在合位，#1、#2主变保护的“后备保护动作”， #1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关跳闸。

录波动作。

保护具体动作情况及一次设备情况待查。

（4）检查确认现场开关设备位置；检查现场一次、二次设备（含录波）的状况。

发现：#1主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联、T2跳本侧保护动作，#2主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联，110kV电站线111保护动作，相间距离Ⅰ、Ⅱ段，接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段均动作。

现场110kV电站线111开关在合位，111开关外观检查未发现异常。

#1主变中压侧101开关、110kV母联兼旁路115开关跳闸。

110kVⅠ母上的其他线路开关在合位。

站内其他设备未见异常。

（5）第二次汇报调度保护动作情况及一次设备检查情况：#1主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联、T2跳本侧保护动作，#2主变保护的110kV复合电压闭锁方向过流T1跳母联，110kV电站线111的相间距离Ⅰ、Ⅱ段，接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段均动作。

现场110kV电站线111开关在合位，111开关外观检查未发现异常。

#1主变中压侧101、110kV母联兼旁路115开关跳闸。

第37卷2009年8月云 南 电 力 技 术YUNNAN ELECTR I C POWER Vo l 37N o 4Aug 2009收稿日期:2009-02-16110kV 电网单相接地故障录波图对比分析徐 飞 李国友 孙建华(云南电网公司曲靖供电局,云南 曲靖 655000)摘要:以110k V 电网发生的两次实际故障为例,分析说明了两种不同录波图产生的原因,并总结出通过看录波图波形分析判断故障点的实用方法。

关键词:单相接地 故障录波 中性点中图分类号:TM7 文献标识码:B 文章编号:1006-7345(2009)04-0037-021 前言单相接地故障是110kV 系统线路上最常见故障,为限制接地短路电流,目前110kV 终端变电站通常主变中性点不接地,但部分变电站主变因自身绝缘或低压侧小电大量上网等原因而设置中性点接地。

这样,当110kV 线路发生单相接地故障时,因终端站主变中性点接地情况不同出现了两种完全不同的故障录波图。

下面以实际故障为例分析说明两种不同录波图产生的原因。

2 故障实例实例1:110kV LY 线终端Y 电厂侧启备变中性点原不接地,由于间隙设置不当原因,线路发生B 相接地故障时,Y 电厂侧启备变中性点间隙击穿,造成事实上的中性点接地情况。

故障时,L 站与Y 电厂故障录波图见图1。

图1 110k V LY 线B 相接地故障录波图实例2:J 站属110kV SJ 线路主变中性点不接地运行终端变电站。

110kV SJ 线发生C 相接地故障,故障录波见图2。

3 录波图分析对比图1、图2的故障录波图可以看出,同样作为两条110kV 终端供电线路,发生单相接地故障时,线路始端的L 、S 站录波图形基本一致,但线路终端的Y 、J 站故障录波图中的电流波形很不相同。

下面通过简单序网络公式推导,分析其中原因。

假设图3所示的终端供电线路MN 发生A 相接地故障,对于线路电源M 侧,故障时各序电流由电源提供,但对于N 侧,由于无电源,故障时无法提供正、负序电流,但如果此时主变中性点接地时,零序电流可由故障点经大地和主变中性点提供。

110kV变电站故障跳闸分析及预防措施一、跳闸前运行方式：中盐某公司110kV变电站110kV母线为单母线方式，110kV进线巴蒙线#1139开关、1#主变110kV侧#1001开关、2#主变#1002开关运行，主变容量均为10MVA。

1#主变通过#1主变10kV侧#101断路器带10kVI-A段，2#主变通过#2主变10kV侧#102断路器带10kVII-A段，#1#发电机在10kVI-A段运行、2#发电机在10kVII-A段运行，并且10kV分段#100处于合闸位置，1#主变、2#主变处于并列运行状态。

二、事故跳闸经过：4月18日08:44：24；178mS 后台机显示：“#2发动机开关跳闸；输煤乙侧破碎机开关跳闸，12641开关跳闸，1264开关跳闸。

三、调取保护动作报告及故障录波反映：调取了110kV变电站#2发动机动作报告、输煤乙侧破碎机开关保护动作报告，12641开关保护动作报告，1264开关保护动作报告,及110kV故障录波报告。

并调取了巴蒙线#1139、1主变、#2主变、1#发电机、2#发电机故障录波启动报告。

10kV#1发动机#104开关处于跳闸位置；10kV输煤乙侧破碎机开关处于跳闸位置。

12641开关处于跳闸位置，1264开关处于跳闸位置。

四、对保护动作报告及故障录波分析：定值核对无误,但针对110kV变电站#2发电机动作报告同时跳开104开关及输煤乙侧破碎机开关保护动作跳闸，12641开关保护动作动作跳闸，1264开关保护动作跳闸进行逐项分析；1.输煤乙侧破碎机保护装置负序过流保护动作。

08:22:40,311mS,UA=57.1V,UB=57.0V,UC=57.1V,U0=3.9V，U1=57.V,U2=0.33V。

IA=0.92A,IB=0.69A,IC=8.52A，3I0=0.0A,100/5A。

2.厂用2段电源出线12641保护装置；08:22:39,417mS,UA=68V,UB=80V,UC=0.14V,U0=37.79V,U1=46V,U2=9.79V,IA=3.1 8A,IB=1.0A,IC=77.55A。

继电保护及安全自动化装置运行管理规定一、总则1.1继电保护与安全自动装置（以下简称保护装置）是保证电网运行、保护电气主设备的主要装置，是组成电力系统整体的不可缺少的重要部分。

保护装置配置使用不当或不正确动作，必将引起事故或使事故扩大，损坏电气主设备，甚至造成整个电力系统崩溃瓦解。

因此，继电保护人员与电网调度及基层单位运行人员一样，是电网生产第一线人员。

1.2我局继电保护机构负责维护、检验的设备及内容：1.2.1继电保护装置：线路、变压器、母线、电力电容器、电抗器的保护装置。

1.2.2系统安全自动装置：自动重合闸、备用设备及备用电源自动投入装置、按频率自动减负荷、故障录波器及其他保证系统稳定的自动装置等。

1.2.3控制屏、中央信号屏与继电保护有关的继电器和元件。

1.2.4连接保护装置的二次回路。

1.2.4.1从电流互感器、电压互感器二次侧端子开始到有关继电保护装置的二次回路（对多油断路器等套管互感器，自端子箱开始）。

1.2.4.2从继电保护直流分路熔丝开始到有关保护装置的二次回路。

1.2.4.3从保护装置到控制屏和中央信号屏间的直流回路。

1.2.4.4继电保护装置出口端子排到断路器操作箱端子排的跳、合闸回路。

1.2.4.5为继电保护专用的高频通道设备回路。

1.3继电保护正确动作率、故障录波完好率、高频保护和母差保护的运行率，是考核各单位及直属部门的指标之一。

1.4本规定为涉及继电保护专业的工程设计、设备选型、订货、安装校验、验收、运行和检修等各个环节的工作标准化制订了较为具体的工作流程及原则。

1.5本规定与上级有关规程有抵触时按上级有关规程规定执行。

各市（县）局参照执行。

1.6本规定从颁布之日起执行。

1.7本规定的解释权属无锡供电局调度通信所。

二、继电保护专业机构及职责2.1电力系统继电保护是一个有机整体，在继电保护专业上应实行统一领导，分级管理。

在地区局和各市（县）供电局设置相应的继电保护专业机构，并配备相应的专业人员。

110千伏变压器中压侧线路故障导致主变本体故障的分析摘要：对110千伏变压器因中压侧近区短路故障引起变压器内部绕组击穿故障的过程分析及原因分析。

关键词：110千伏变压器；故障；分析1 前言110千伏某变电站地处于某工业园内，变压器总容量为126MV A （2*63MV A），110千伏进线2回，35千伏出线10回，10千伏出线10回，4组单台容量为5000Kvar电容器。

该变电站两台110KV主变，其型号为SSZ10-63000/110，额定电压为（110±8×1.25%）/（38.5±2×2.5%）/11。

故障前运行方式，电源进线111大一甲线、112大一乙线运行，110kV 、35kV两段母线并列运行，10kV 母线分裂运行。

自投入运行以来，该变电站变压器35KV侧所带负荷一直保持在额定容量的80%左右，且基本为高耗能冶炼负荷。

2 故障概述2013年6月16日10时04分，该变电站311一甲线过流I段动作出口，开关跳闸，故障相为AB相，一次故障电流值为A相8520A、B相8280A。

315一乙线过流I段动作出口，开关跳闸，故障相为BC相，一次故障电流值为B相5760A、C相5550A。

变电站1号主变保护AC相比率差动保护动作，差流27.25A；本体轻瓦斯动作、本体重瓦斯动作；111大一甲线开关、100桥开关、301开关、501开关跳闸，10kV I母失压；515#1电容器、518#2电容器、513#5电容器低电压保护动作，开关跳闸。

3 故障设备诊断检查试验情况及分析3.1现场检查情况3.1.1 311一甲线线路1#杆至2#塔之间A相导线有明显烧伤痕迹，故障点距某变100米左右。

315一乙线全线两级铁塔，自2#塔处由电缆（约300米）通过电缆沟连接至用户配电室。

电缆沟内B、C相电缆发生短路并炸裂。

3.1.2 某变站内设备除1#主变10kV母线桥A相避雷器发生炸裂，其它设备外观检查未见异常。

关于110kV智能站保护装置录波功能对比110kV变电站通用设计导则内故障录波及网络分析系统配置方案（摘自《国网通用设计2011版》）（1）对于重要的110kV变电站，其线路、母联（分段）及主变压器可配置一套故障录波装置。

（2）当变电站设置过程层网络时，全站统一配置1套故障录波及网络记录分析一体化装置。

（3）故障录波及网络记录分析一体化装置应记录所有过程层GOOSE、SV网络报文，站控层MMS报文。

（4）故障录波及网络记录分析一体化装置宜由网络记录单元、暂态录波单元、故障录波及网络分析主机构成。

（5）网络记录单元应连续在线记录存储网络上的原始报文。

（6）暂态录波单元应在有故障启动量时记录存储暂态波形。

每台暂态录波单元的数字式交流量宜为96路，开关量以为256路。

（7）故障录波及网络分析主机应由不同的软件模块实现暂态录波分析功能及网络报文分析功能，并将分析结果以特定报文形式上传至主机兼操作员工作站。

南瑞继保（取自《PCS-978HB系列变压器成套保护装置》）保护起动记录起动前2 个周波、起动后6 个周波的所有电流电压波形。

保护跳闸记录起动前2 个周波、起动后6个周波，跳闸前2 个周波、跳闸后6 个周波，以及中间有扰动的16 个周波的所有电流电压波形。

保护装置可循环记录64 次故障事件报告、64 次波形数据。

北京四方（取自《CSC-161AE数字式线路保护装置说明书》）大容量的故障录波，全过程记录故障，采样频率支持80 点/周波；该接口同时可以接收SV 采样报文。

1) 保护CPU1故障录波报告可以打印输出或输出至串口、以太网接口。

可以保存不少于24 次录波，打印时可以选择数据或图形方式。

完整的事件记录，可保存动作报告、告警报告、启动报告和操作记录均不少于2000条，停电不丢失。

记录故障前约2 周和故障后每一开关量动作开始再加100ms 的采样数据,可以录下所有故障全过程。

2) 分散录波CPU3输出至串口或以太网接口。

110kv变电站事故预案1、烽圣线线路跳闸的现象及处理1、瞬时性故障跳闸，重合闸成功（1）现象1）警铃响、喇叭短叫，1794断路器跳闸，指示灯出现绿灯闪光，红灯熄灭，最后恢复正常状态，对应电流表和有功功率、无功功率表摆动，继而恢复正常。

2）后台机出现“重合闸动作”、“保护动作”和“故障录波器动作”等信号。

3）保护盘烽圣线线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作，并指示故障性质及故障相别的动作情况，微机保护则打印出详细的报告。

4）现场检查1794断路器位置三相均在合闸位置（2）处理1) 复归音响，记录故障时间，检查动作信号、表计指示和保护动作情况，确认后复归信号。

2) 根据上述现象初步判断性质、范围，并将烽圣线的名称、时间、保护动作情况等向地调汇报。

3) 检查1794断路器的实际位置及1794断路器电流互感器外侧的一次设备有无短路、接地等故障。

4) 现场检查1794断路器三相均在合闸位置。

5) 将一次设备检查结果及分析情况再次详细汇报地调及有关生产部门，做好1794断路器跳闸记录，核对1794断路器跳闸次数，若至临检次数，应汇报上级有关部门通知检修人员临检。

6) 将上述各项内容（动作时间、信号、保护动作、处理过程）记录在运行记录中。

2、永久性故障跳闸，重合闸动作未成功（1）现象1）警铃响、喇叭短叫，1794断路器指示灯出现红灯灭，绿灯闪光，然后恢复正常，继而又立即转为红灯灭、绿灯闪光，相应电流表和有功功率、无功功率表随之摆动，最后均指示为零。

5）后台机出现“重合闸动作”、“出口跳闸”、“保护动作”和“故障录波器动作”等信号。

6）保护盘烽圣线线路保护及重合闸动作信号灯亮或继电器动作，并指示故障性质及故障相别的动作情况，微机保护则打印出详细的报告。

7）现场检查1794断路器位置三相均在合闸位置。

（2）处理1）复归音响，记录故障时间，检查动作信号、表计指示和保护动作情况，确认后复归信号。

2）根据上述现象初步判断性质、范围，并将烽圣线的名称、时间、动作情况等向地调汇报。

关于对110kV风电场主变压器绕组温度高故障引起的保护跳闸事件分析及预防措施摘要：本文通过对某风电场110kV主变压器绕组温度高故障导致主变压器高、低压侧断路器跳闸、全场失电事件进行系统分析，为电厂及变电站设计、运维、设备生产厂家等单位人员提供了一定的经验教训，避免因设计及生产缺陷造成不必要的人身伤亡及设备损坏，从而增强设备运行的安全性与可靠性。

关键词：变压器；温控器；非电量；跳闸；预防；一、事件简称110kV某风电场#1主变高压侧131断路器跳闸事件二、事件概况2015年02月07日15时11分14秒，110kV某风电场综自后台报#1主变压器非电量保护绕绕组温度高报警，110kV巨海线131断路器跳闸，35kV #1主变进线柜301断路器跳闸，110kV某风电场全场失压，风力发电机组脱网，由站用电系统进行供电。

事件发生后，我们及时组织人员对保护装置、故障录波装置、#1主变压器及其它设备进行了巡视检查。

现地检查发现110kV #1GIS组合电器131断路器跳闸、35kV#1主变低压侧301断路器跳闸、 #1主变绕组温控器温度指示为132度，其它设备未发现异常。

三、现场检查分析及试验情况1、为进一步查明及分析故障原因，我们组织对#1主变压器跳闸前后的运行状态进行了详细的检查和分析，具体有以下几点：（1）跳闸时#1主变所带负荷为58.14MW，其中主变为SFZ11-120000型有载调压变压器，额定容量为120MVA，跳闸时主变本体温控器上层油温为32℃，绕组温度为132℃（见图1），综自后台监控15:00时显示油温为31.37℃，绕组温度为114℃，油温与绕温实际偏差超过80℃。

（2）检查110kV、35kV侧保护装置动作及告警情况，110kV线路保护装置保护启动、#1主变后备保护装置报低压侧复压动作、#1主变非电量04-MR04(绕组温度高)变位（由0变为1），其它升压站内保护装置均无告警及保护启动。

一起110千伏主变跳闸的故障分析摘要：针对一起110千伏主变故障跳闸情况，根据继电保护动作波形, 认真分析了异步电动机群在电网故障暂态过程中的影响,提出了防止110千伏主变间隙保护误动作的解决办法。

关键词：线路故障；主变间隙保护；异步电动机群中图分类号：u226.8+1 文献标识码：a 文章编号：0 引言110千伏线路发生单相接地，引起主变间隙保护动作的情况比较复杂，有的是因为电源端接地距离ii段（或零序ii段）时限较长或者是由于主变中、低压侧小电源引起，本案则分析了110千伏线路单相接地故障，异步电动机群失电暂态过程引起110千伏主变跳闸的情况，并提出了解决方案。

1 主变跳闸过程情况2012年11月02日10时06分57秒766毫秒，220千伏梨园变110千伏侧梨洋线线路保护启动，27ms后接地距离i段动作，跳开735开关，故障电流=35.15a（梨洋线线路ct变比600/5），3170ms 后，重合闸动作；3298ms后重合于故障，距离加速动作跳闸，故障测距12.4公里(线路全长18.4公里)，后查明故障点63#～64#杆间修路，有超高货车通过，对线路放电。

果园变10时58分33秒295毫秒（该时间为保护装置显示时间，不准确），1#主变保护间隙零序ii段过压保护动作，跳开701、201、202开关，零序过压值为253.86伏（保护装置显示数值）。

一次接线如下图所示：2运行方式和保护配置说明运行方式：果园变和洋北变由735梨洋线主供，果园变正母线运行，洋北变1#变、果园变1#变中性点均不接地运行。

故障前，110千伏果园变701、110千伏洋北变701分别带有功负荷9.2兆瓦和3.81兆瓦。

保护配置：果园变主变保护为深圳南瑞isa-388g型装置，2010年6月23日投入运行，投运至今未发生异常和缺陷。

1#主变保护配置：ii段间隙零序过压保护180伏，0.5s跳主变各侧开关（i段间隙零序过压保护退出）。

案例十四110kV主变压器短路故障案例分析
1. 故障现象
2018年7月，某光伏电站，一台SZ11-50000/115主变压器，差动保护动作，同时重瓦斯保护动作，导致断路器跳闸。

2. 处理经过
故障发生后，运维人员检查发现：主变气体继电器内有气体聚集，且故障录波显示异常。

（1）对该变压器进行了“绕组电阻测量”，发现低压绕组直流电阻数据异常，不平衡率为39.8%；
（2）对该变压器进行了“电压比测量和联结组标号检定”，发现变比异常，数据如下：
（3）对该变压器进行了“绕组对地及绕组间直流绝缘电阻测量”，发现低压绕组-平衡绕组之间的绝缘电阻为0，数据如下：
（4）取油样进行气相色谱分析，发现C2H2（乙炔）气体含量超标、H2（氢气）超标、总烃超标，说明有高能放电产生（电弧放电）。

数据如下：
从上述测试数据可以判定，该主变绕组发生短路故障，需返厂进行维修。

该主变返厂后，经吊芯检查，发现a相低压线圈发生短路故障，线匝严重变形且烧蚀严重，与a相平衡线圈咬合在一起。

重新绕制了一只低压线圈和一只平衡线圈，更换后进行各项试验，试验数据均合格。

运至现场就位安装，送电运行正常。

3. 原因分析
经查资料，该主变发生故障时，天气状况良好，无雷电过电压侵袭，也没有进行过分合闸操作。

从对故障录波的分析来看，当时也没有发生谐振等系统过电压。

当故障发生时，变压器主保护可靠动作，切断电源使变压器退出运行。

该变压器线圈绝缘本身存在质量缺陷，在运行中缺陷逐步扩大直至发生故障。

4. 预防措施
主变压器是光伏电站非常重要的电力设备，采购及验收时应严格
按相关程序和标准进行，减少因设备本身质量问题带来的损失。