110kV线路故障导致变压器保护动作分析

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°。

一起110kV电力变压器差动保护动作的原因分析及对策任才辉发布时间：2021-08-09T00:48:24.175Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第8期作者：任才辉[导读] 经全面检查及试验分析，找出了故障点及原因，并采取了有效的解决方案，保障了电厂的安全稳定运行，为同类设备类似故障处理积累了宝贵经验。

梧州桂江电力有限公司广西梧州 543000摘要：京南水电厂一台110kV电力变压器在运行过程中发生了一起差动保护动作跳闸事件，经全面检查及试验分析，找出了故障点及原因，并采取了有效的解决方案，保障了电厂的安全稳定运行，为同类设备类似故障处理积累了宝贵经验。

关键词：电力变压器；保护装置；差动保护；跳闸0引言京南水电厂位于桂江下游，广西苍梧县京南乡境内，距梧州市68km，安装两台灯泡灌流式机组，总装机容量6.9万KW，电气主接线采用内桥接线方式。

2020年1月19日，35kV京厂线过流保护动作跳闸、一号主变压器（以下简称1#主变）差动保护动作跳闸，导致35kV京厂线、1#主变非计划停运，电厂及时组织精干的专业技术人员认真开展了跳闸事件的原因分析，找出准确故障点后采取了最快消除故障的解决方案，在最短时间内恢复了该变压器及线路的运行，减少了发电损失，保障了电厂的安全稳定运行。

1事件前电厂运行方式跳闸事件发生前，#1机组备用、#2机组检修，#1主变、#2主变、110kV京仁线141开关、110kV苍旺京线142开关、#1主变35kV侧341开关、35kV京厂线343开关运行；内桥140开关备用；厂用电41开关、42开关运行。

电气主接线简图如图1所示（仅画出与本次分析相关部分）。

2事件发生过程及信息记录2.1微机监控后台信息运行值班人员发现微机监控上位机有弹窗报警信号：09:01:09.984主变中后备保护告警09:18:05.02735kV京厂线保护动作，跳343开关09:18:05.027断路器343开关分位09:18:06.030#1主变差动保护动作，跳141、341、41开关09:18:06.030断路器41分位09:18:06.031断路器141开关分位09:18:06.049断路器341开关分位根据监控信息，运行值班人员立即判断电网设备有故障跳闸情况，即：09时18分05秒27毫秒，35kV京厂线过流保护动作，343开关分闸。

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。

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。

一起110KV 主变压器差动保护跳闸故障分析当日05:03时，110KV 铁板哨降压站6KV系统失电，造成停电停产事故。

运行值班人员立即查询综合自动保护系统，后台显示“6KV母线PT低电压告警”、“1#主变6KV 差动保护分本侧（6KV）、分对侧（110KV）”、“1#主变6KV 差动保护分对侧（110KV）失败”，现场检查，1#主变6KV侧总开关在分闸状态，110KV开关在合闸状态，6KV侧各馈线开关在合闸状态。

2.故障查找该1#主变压器型号SZ9-7500-110/6，是该公司主供矿井生产用电变压器，运行平均负荷率70%左右，故障跳闸前负荷没有激增现象。

技术人员对1#主变压器手动分闸后，即开始故障排查。

根据主变压器差动保护动作后，110KV侧开关分闸失败，主变压器仍空载运行，没有其他告警信号，初步排除变压器本体内部及110KV侧和6KV侧至总断路器前端故障，重点排查1#主变压器二次保护回路。

在对差动保护回路检查时发现，1#变6KV侧441差动组C相电流端子已烧，导线绝缘层部份烧损，B相端子外壳连带损坏。

对1#主变110KV侧断路器（245开关）控制回路检查发现，110KV 245开关辅助接点开关底板松动，影响辅助开关行程，使所有辅助接点不能正常变位，包括跳闸回路常开辅助接点。

同时接入合闸回路的辅助接点烧坏，常闭接点无法闭合，合闸接触器线圈已烧坏。

3.故障排除更换烧坏的差动组电流端子，重新固定110KV 245开关辅助接点开关底板，更换合闸接触器线圈，对1#主变进行保护联动试验无异常后，恢复1#变正常供电。

4.原因分析差动动作原因：1#变因维护检查不到位，6KV侧差动组（441）电流C相端子，从开始的接触不良，发热、打火到最终形成开路，产生电流差流达到（二次回路）差动保护整定值，造成变压器差动保护动作跳闸。

主变6KV侧开关拒动（分闸失败）原因：辅助开关底板松动，接点不能正常切换，主变运行时合闸指示灯已不亮，并发“1#主变分合闸回路异常”报警信号，没有及时进行处理，导致故障时跳闸回路常开接点不能闭合，造成跳闸回路不通，差动保护动作时开关无法分闸。

110KV线路故障引起跳闸分析摘要：110kV输电线路是电网中重要的输电通道，用于长距离电力传输，但在运行中可能会出现各种因素导致的故障。

当线路故障发生时，为保护设备和系统的安全稳定，防止产生连锁事故，电网会启动保护机制，将相应的线路或设备从电网中隔离，进行检修维护，这就是所谓的"线路跳闸"或"保护动作"。

故障导致的线路跳闸对电网的供电可靠性和稳定性都会造成影响，需要及时排除故障、恢复线路和设备的正常运行。

关键词：110kv;线路故障；跳闸分析；措施110kV输电线路是电力系统中承担着重要任务的高压输电通道，但在使用过程中可能会受到各种外界因素的影响，导致发生故障，这些故障可能会引起线路跳闸，给电网的稳定运行带来风险和不确定性。

为了确保输电线路和电网的正常运行，防止或减少110kV线路跳闸造成的影响，对线路设备和防护措施进行加强和完善，并做好故障检修和维护工作就显得尤为重要。

在本次故障事件中，需要认真分析原因，总结经验教训，进一步提高对设备和电网的管理水平，确保电力供应的安全可靠。

一、110kv线路故障引起跳闸的原因（一）短路故障1.外部环境因素：例如暴风雪、冰雹、雷电等自然灾害或者三供电设施等其他因素导致树木倒伏、建筑物倒塌、道路塌陷，从而导致电线距离过短、接触到地面或其他物体，引起短路。

2.设备老化：可能是绝缘材料劣化、接头松动、缺乏某些保护措施、设备故障等造成设备老化和损坏，导致短路。

3.人为操作不当：可能是对设备维护保养不及时、排查隐患不充分、盲目开启或关闭某些装置、杂物或水进入设备等造成影响，从而导致操作不当引起短路。

4.工程施工质量问题：由于工程设计不合理、施工不规范、施工人员操作失误等原因，在施工过程中可能会挖断、刺穿或损坏线路，导致短路。

（二）过载故障1.负载过大：如果电力系统中的负荷过大，会导致输电线路上的电流过载，从而引起过载故障。

2.设备故障：变压器、断路器等高压设备在使用过程中，由于损耗、负荷变化、环境因素等原因，可能出现断电、短路等情况，导致电力系统过载。