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某发电厂1号机组高厂变差动保护动作原因分析与防范措施一、动作原因分析：1.供电系统电压异常：高厂变差动保护的主要作用是检测供电系统的电压是否正常，当供电系统的电压超出了设定范围时，保护装置会自动动作。
原因可能包括供电系统电压突然降低或升高，供电系统电压不平衡等问题。
2.发电机故障：高厂变差动保护还能检测发电机的故障情况，如发电机的绝缘损坏、转子短路、接地故障等。
当发电机发生故障时，保护装置会将其断开与电网的连接，以保护设备和人员的安全。
3.电网故障：电网故障包括短路、接地故障等，这些故障会导致系统电压的突变，从而触发高厂变差动保护。
电网的故障通常与其他设备的故障有关，如电缆或绝缘子的损坏、设备的过负荷运行等。
二、防范措施：1.定期检查和维护设备：对高厂变差动保护装置进行定期的检查和维护，确保其正常工作。
检查范围包括外观检查、连接检查、仪表检查等，以及对设备进行及时的维修和更换。
2.加强对供电系统的监控：通过设置电压监控装置，实时监测供电系统的电压波动情况，一旦电压超出设定范围，及时采取措施，防止高厂变差动保护动作。
3.增强电网的可靠性：加强对电网设备的检修和维护工作，确保各设备的正常运行。
特别是对电缆、绝缘子等易损部位进行定期的检查和更换，减少电网故障的发生。
4.加强对发电机的检修和维护工作：对发电机进行定期的巡检和清洁工作，及时发现和排除潜在故障。
此外，还可通过安装振动监测和绝缘监测装置，对发电机的运行状态进行实时监测。
5.提高运维人员的技术水平：培训运维人员，提高其对高厂变差动保护原理和工作原理的掌握程度，以及对故障排查和处理的能力。
只有运维人员具备一定的技术水平，才能有效地防范高厂变差动保护误动作。
总结：针对高厂变差动保护动作的原因，我们可以从加强设备检修和维护、监测电压波动、增强电网可靠性、加强对发电机的检修和维护、提高运维人员的技术水平等多方面进行防范措施的制定和执行。
通过这些措施的合理实施，可以有效地减少高厂变差动保护的误动作，提高发电机组运行的可靠性和稳定性。
发电机差动保护误动原因分析［摘要］差动保护作为发电机的主保护，能否正确动作直接影响到主设备的安全和系统的稳定运行。
本篇主要介绍因线路遭受雷击引起发电机组差动保护误动原因进行分析并提出相应的整改措施及电流互感器对差动保护动作的影响进行分析。
［关键词］差动保护；电流互感器；原因分析；整改措施0 引言多年来，作为主设备主保护的纵联差动(简称纵差或差动)保护，正确动作率始终在50%～60%徘徊，而零序差动保护甚至低到30%左右，这对主设备的安全和系统的稳定运行都很不利。
造成这种局面的原因是多方面的，主要有设计、制造、安装调试和运行维护等。
各部门都有或多或少的责任，实际工作中也在不断改进，但是“原因不明”的主设备保护不正确动作事例仍然为数不少。
发电机纵差保护可以说是最简单的应用，但仍然存在“原因不明”的误动事故发生，比如在同期操作(人工或自动)过程，主要现象是由于操作不规范，偏离同期三要素(频率、电压幅值、相位)的要求，合闸时发电机发出轰鸣声，随即纵差保护跳闸。
1 发电机差动保护动作情况山美水电站#1发电机技术改造后于2005年8月投入运行，运行后一切正常。
发电机所采用的保护为河南许继集团生产的WFB-800系列保护装置。
中性点和机端差动保护电流互感器均为LZZBJ9-10 A2型，10P15 /10P15 级，变比为1500/5,其中中性点电流互感器安装在发电机现场，机端电流互感器安装在新高压开关室，两者相距350m 。
如图1图18月23日由于35KV线路遭受雷击,A、B两相短路,雷电波虽经过了一台110KV三卷变的隔离，但还是引起发电机差动保护范围外的区外短路，导致机能差动保护动作。
差动保护回路因差流存在并达到动作限值引起差动保护动作，装置动作正确。
但因区外短路，故本不应引起发电机差动保护动作。
保护装置记录当时的动作数据如下：机端A相电流13.97∠090°A机端B相电流18.13∠322°A机端C相电流16.52∠175°A中性点A相电流18.91∠252°A中性点B相电流21.92∠117°A中性点C相电流15.62∠354°AA相差动电流8.30AA相制动电流16.10AB相差动电流9.42AB相制动电流19.55AC相差动电流0.14AC相制动电流15.57A2保护动作原因分析2.1客观原因：发电机组中性点电流互感器与机组出口电流互感器距离为350米，两电流互感器间有一段300米的汇流母排，外部设备雷击后，多次谐波被母排及发电机吸收，使机端与发电机中性点电流互感器的一次电流差异较大，引起差动动作，造成发电机事故停机。
主变纵联差动保护误跳闸几种原因分析误跳闸是指在正常操作条件下，保护装置错误地将电力系统的一部分或全部切除电源。
主变纵联差动保护是一种常用的保护方式，用于保护电力系统的主变压器。
误跳闸的原因可能是多方面的。
以下是几种常见的主变纵联差动保护误跳闸的原因分析：1.外部干扰：当电力系统中存在外部干扰时，可能会导致差动保护误跳闸。
例如，周围环境中的闪电放电、强电磁场干扰等都可能引起保护装置的误动作。
这种情况下，应采取防雷措施或在保护装置周围设置屏蔽装置，以减小外部干扰对保护的影响。
2.信号误差：主变差动保护装置通过测量主变压器的高压侧和低压侧电流，进行差动计算并与设定值进行比较，从而判断系统是否存在故障。
然而，由于测量设备的精度限制、传输线路的质量等原因，测量的电流值可能存在误差。
当这些误差超过设定值时，差动保护可能会误动作。
因此，应定期校准测量设备，检查传输线路的质量并及时更换老化设备，以降低信号误差。
3.被保护设备故障：差动保护的作用是保护主变压器免受内部故障的损害。
然而，在主变压器内部发生故障时，例如主绕组短路、绝缘击穿等，电流分布会发生改变，导致差动保护误判为故障。
因此，在主变压器内部进行定期检查和维护，及时处理潜在的故障，可以减少误动作的概率。
4.设备参数变化：保护装置对电力系统进行保护时，需要设定一些参数，例如差动电流阈值等。
然而，由于主变压器的负载变化、温度变化等原因，电气参数可能会发生变化。
如果设定值与实际值不匹配，保护装置可能会误判为故障并跳闸。
因此，应定期检查和校准保护装置的参数，并根据实际情况进行调整。
5.人为操作错误：人为操作错误也可能导致差动保护误跳闸。
例如，误操作了与差动保护装置相关的设备，或者误操作了与主变压器相关的设备。
此外，对主变压器进行维护或检修时，可能会因为未按规定程序进行操作而引起保护装置的误动作。
因此，在操作保护装置前，应进行必要的培训和演练，并按照操作规程进行操作，以减少人为操作错误。
关于平圩发电有限责任公司#2发电机差动保护误动跳机分析及处理情况汇报中电国际安全生产部：根据要求，现将平电公司#2机组12月26日跳机原因分析及处理经过汇报如下：一．事情经过2003年12月26日5时21分，平电公司#2机运行负荷540MW，发电机突然跳闸（跳闸前无异常运行现象），集控室“86-1/2GMT动作”、“发电机差动保护动作”光字牌报警。
5021、5022开关跳闸，磁场开关跳闸，厂用电切换成功。
二．停机后检查情况1、#2机组跳机后，运行值长立即汇报网、省两调、平电公司副总以上生产领导及公司值班，通知生技、安环、运行、仪控、检修公司等生产单位领导；并在规定时间内分别汇报了集团公司调度值班和中电国际安生部领导。
凌晨6：00左右，公司在现场召开紧急会议并作如下安排：1）发电机立即按检修方式布置措施，满足电气、仪控人员检查及试验要求。
2）仪控人员打印所有事故报表，同时对#2机组汽机转子惰走过程中出现#6瓦瓦温瞬间高的异常现象进行分析。
检修人员作好抢修准备。
3）#1机组按紧急启动要求立即安排(#1机组于26日晚18：43并网)。
4）#2机做好防寒防冻工作，生技部准备临检项目并于下午召开项目会议。
5）根据以上安排，在公司统一领导下各副总分工协作，重点负责。
2、经生技、安环、运行、仪控、检修公司有关技术人员多方检查、试验，到上午10点左右重点方面检查试验结束，基本情况为：1）#2机电子室PRP保护盘87-2G/C继电器（发电机C相差动继电器）掉牌，86-1/2GMT出口动作，故障录波器启动。
对发电机出口CT接线盒进行检查，发现C相接线盒内电缆绝缘皮破损且铜芯与接线盒金属外壳接触。
（详见附件一照片及附件二故障录波曲线）2）继保人员对发电机差动交流回路进行检查未发现异常，对CT进行伏安特性试验也未发现异常。
在就地端子箱进行通电试验，未发现异常。
3）对发电机外观进行检查，没有发现其它异常。
拆除发电机一次线，进行发变组回路绝缘、发电机定子绕组绝缘电阻、发电机定子绕组直流电阻、主变低压回路绝缘等试验检查均正常（试验数据见附件三）。
#2发变组纵差保护动作处理浅析摘要:2010年4月8日#2机组运行中差动保护动作，启动全停出口造成发变组全停，经过查找、结合保护装置信息分析，保护动作原因是由于#2发电机中性点处的电流互感器TA2断线造成的，说明电气接线工作与保护装置的可靠性是紧密相连的，由于保护装置的故障或工作的差错失误均可造成继电保护的误动和拒动的。
在事故发生后的判断、处理方面就要求运行人员准确判断，果断处理，谨慎操作，以防止事故的扩大。
关键词：差动保护动作分析处理1、设备状况国华盘山发电有限责任公司＃2发电机为俄式三相隐极式同步发电机，型号为TBB-500-2EYЗ,有功功率500000kW, 定子电压20000V，定子线圈接线方式为YY型。
相应的发变组保护采用GE公司UR系列产品综合保护装置，发电机、主变、高厂变、高公变电气量保护实现了双重化，A屏、B屏、C屏、D屏为电气量保护；E屏为励磁机保护、主变和高厂变及高公变非电气量保护，具体#2机发变组保护及安全自动装置配置为：发变组保护A屏：发电机保护装置G60-I（GE公司产品）发变组保护B屏：发电机保护装置G60-II（GE公司产品）发变组保护C屏：主变压器保护装置T60-I、高厂变保护装置T35-I、高公变保护装置T35-I（均为GE公司产品）发变组保护D屏：主变压器保护装置T60-II、高厂变保护装置T35-II、高公变保护装置T35-II（均为GE公司产品）发变组保护E屏：励磁机保护装置T35、非电气量保护C30（均为GE公司产品）2、事故经过2010年4月8日22时31分，#2机单元控制室立盘发出“2BA异常、2BB异常、发变组异常”光字，2BA、2BB工作进线开关跳闸，备用进线开关合入；发电机解列、灭磁，甩负荷400MW，联跳汽轮机、锅炉；网控立盘发出“5021开关保出口跳闸，5022保护装置动作，5022保护出口跳闸，盘北线故障录波器呼叫，OBC02、OBD02段呼叫”光字，OBC02、OBD02段工作电源开关跳闸、备用进线开关合好，备自投正常，OBT10、OBT20高压开关自投，5022、5021开关三相跳闸，继电器室保护装置：5022开关保护屏有勾通三跳、跳A、B、C、5021开关保护屏有跳A、B、C，盘北线故障录波器显示开关变量启动，就地检查#2主变2AT、#2高厂变2BT、#2高公变OBT02已停运；#2发电机A屏有发电机纵差保护动作信息。
和应涌流导致发电机比率差动保护装置误动的原因分析与对策摘要：继电保护动作的正确性是电力系统安全运行的重要保障，继电保护定值整定不合理或保护装置选型不合适将严重影响设备安全及系统稳定。
近年来，仍时有电力系统因保护装置误动的原因导致机组跳闸的事件发生，此类问题应予以重视，认真分析原因并及时解决，以消除影响系统运行的隐患。
变压器在冲击合闸时会产生励磁涌流,从而对运行变压器及发电机引起和应涌流,可能导致运行变压器或发电机的差动保护误动,影响变压器与发电机的正常运行。
本文针对某发电集团下属电厂曾经出现的3起主变合闸过程中发电机比率差动保护误动的事件，结合事件操作过程、保护装置动作情况、保护装置定值配置等，对其原因进行分析，并研究解决措施。
关键字：继电保护；发电机比率差动保护；和应涌流1电厂基本情况某发电集团下属各电公司厂二期项目于近两年投产，投产后，出现3起主变合闸瞬间发电机比率差动保护误动的情况，其中2起发生在B公司，1起发生在A公司项目，以上电厂公司接线基本情况如下：1.1一次接线情况A公司一期项目配置两台10kV发电机（#1、#2发电机）分别通过两台110kV主变（#1、#2主变）上网，二期项目配置两台10kV发电机（#3、#4发电机）分别通过两台110kV主变（#3、#4主变）上网，一期#1、二期#3主变连接110kV母线I段通过甲线上网，二期#2、二期#4主变连接110kV 母线II段通过乙线上网。
正常运行情况下，两条线路分列运行。
B公司一期项目配置两台10kV发电机（#1、#2发电机）分别通过两台110kV 主变（#1、#2主变）上网，二期项目配置两台10kV发电机（#3、#4发电机）分别通过两台110kV主变（#3、#4主变）上网，一期#1、二期#3主变连接110kV 母线I段通过甲线上网，二期#2、二期#4主变连接110kV 母线II段通过乙线上网。
正常运行情况下，两条线路分列运行。
1.2保护装置配置情况该发电集团所有二期项目差动保护装置型号均为长园深瑞继保自动化有限公司ISA-347GD型号保护装置。
发电机差动保护误动原因分析
［摘要］差动保护作为发电机的主保护，能否正确动作直接影响到主设备的安全和系统的稳定运行。
本篇主要介绍因线路遭受雷击引起发电机组差动保护误动原因进行分析并提出相应的整改措施及电流互感器对差动保护动作的影响进行分析。
［关键词］差动保护；电流互感器；原因分析；整改措施
0 引言
多年来，作为主设备主保护的纵联差动(简称纵差或差动)保护，正确动作率始终在50%～60%徘徊，而零序差动保护甚至低到30%左右，这对主设备的安全和系统的稳定运行都很不利。
造成这种局面的原因是多方面的，主要有设计、制造、安装调试和运行维护等。
各部门都有或多或少的责任，实际工作中也在不断改进，但是“原因不明”的主设备保护不正确动作事例仍然为数不少。
发电机纵差保护可以说是最简单的应用，但仍然存在“原因不明”的误动事故发生，比如在同期操作(人工或自动)过程，主要现象是由于操作不规范，偏离同期三要素(频率、电压幅值、相位)的要求，合闸时发电机发出轰鸣声，随即纵差保护跳闸。
1 发电机差动保护动作情况
山美水电站#1发电机技术改造后于2005年8月投入运行，运行后一切正常。
发电机所采用的保护为河南许继集团生产的WFB-800系列保护装置。
中性点和机端差动保护电流互感器均为LZZBJ9-10 A2型，10P15 /10P15 级，变比为1500/5,其中中性点电流互感器安装在发电机现场，机端电流互感器安装在新高压开关室，两者相距350m 。
如图1
图1
8月23日由于35KV线路遭受雷击,A、B两相短路,雷电波虽经过了一台110KV三卷变的隔离，但还是引起发电机差动保护范围外的区外短路，导致机能差动保护动作。
差动保护回路因差流存在并达到动作限值引起差动保护动作，
装置动作正确。
但因区外短路，故本不应引起发电机差动保护动作。
保护装置记录当时的动作数据如下：
机端A相电流13.97∠090°A
机端B相电流18.13∠322°A
机端C相电流16.52∠175°A
中性点A相电流18.91∠252°A
中性点B相电流21.92∠117°A
中性点C相电流15.62∠354°A
A相差动电流8.30A
A相制动电流16.10A
B相差动电流9.42A
B相制动电流19.55A
C相差动电流0.14A
C相制动电流15.57A
2保护动作原因分析
2.1客观原因：发电机组中性点电流互感器与机组出口电流互感器距离为350米，两电流互感器间有一段300米的汇流母排，外部设备雷击后，多次谐波被母排及发电机吸收，使机端与发电机中性点电流互感器的一次电流差异较大，引起差动动作，造成发电机事故停机。
2.2电流互感器问题：在发电机差动保护区外发生短路故障时，短路电流中具有衰减较慢的非周期分量而导致电流互感器铁心严重饱和，即暂态饱和。
铁心饱和使电流互感器传变特性变坏，而不能准确传变故障电流，没有相应措施防止暂态过程中由于电流互感器误差超过准确限值引起区外故障时保护差电流达到动作值而引起误动作。
发电机差动保护用的5P(10P)级电流互感器只能在稳态条件下保证规定的误差，但难以满足暂态准确度的要求。
5P(10P)级电流互感器
使用的是不带气隙的铁心，在电流互感器严重饱和后，铁心剩磁最大可达80%。
此类电流互感器未采取限制剩磁的措施，磁通密度变化范围小，剩磁难于消除。
因此，在一次系统发生短路故障后，互感器可能残留较大剩磁，这将使电流互感器更容易饱和，而且差动保护两侧电流互感器剩磁多不相同，则更易产生过大差电流，引起区外故障时发电机差动保护误动作。
2.3 电流互感器二次负载阻抗大小不平衡且都超过额定负载。
我们知道，LZZBJ9-10 ，1500/5 ，10P15 级20V A电流互感器的额定二次负荷在cos Φ =0.8 时，只有0.8Ω，超出此范围就不准确。
二次负荷只有在0.8 Ω以内，10% 的误差时，电流倍数才有15 倍。
机端差动用保护电流互感器到发电机保护屏的距离达300m 。
选用的控制电缆为2.5mm 2 的铜芯线，通过计算线路的电阻：
R1=2 ×ρ L/S=2 × 0.0175 ×350 ÷ 2.5=4.9 Ω。
电流互感器负荷超过铭牌规定的阻抗值较多，引起了保护误动作。
这说明二次回路阻抗的大小很重要。
我厂实际情况是中性点电流互感器到发电机保护屏的距离距离较短，有100 米左右。
此回路电阻：
R2=2 ×ρ L/S=2 × 0.0175 ×100÷ 2.5=1.4 Ω。
此值只有R1 的三分之一大。
串入差动继电器的阻抗相差大，流经差动继电器的电流差值也大。
3整改措施
3.1 更换电流互感器。
差动保护可以采用5P(10P)级电流互感器，但尽可能提高其允许的额定二次负荷、一次额定电流和准确限值一次电流(或准确限值系数)。
目前成熟产品中，性能最好的为5P20级(C-800)，SbN=200 V A的产品，但它尚不能满足要求；而且此类互感器由于大大提高了额定负荷，其体积和造价已与满足性能要求的TPY级相当;而且，P级电流互感器并未解决剩磁的问题。
所以，这个方案不能解决暂态饱和的根本问题。
与P级电流互感器相比较TPY 级互感器铁心带有气隙，因而磁阻较大，增长了互感器到达饱和的时间，不易饱和，即有更长的时间可保持线性转换传变关系，使暂态特性大大改善。
互感器时间常数减少，铁心面积可减少；剩磁减少也有利于暂态特性的改善，因而TPY 级可在准确限值条件下保证全电流的最大峰值瞬时误差ε=10%；更适用于发电机组保护。
但是因其造价高等原因，只用于大型发电机保护。
TPY级互感器对于小型发电机组实用性不大，故不采用，只是作为一个参考。
3.2 对继电保护装置采取措施，避开暂态饱和的影响。
目前国外知名厂家的发电机组差动保护装置，采用了电流互感器饱和鉴别元件，能在1/4周期的时间内完成鉴别程序，当电流互感器饱和时，能提高制动曲线，闭锁保护。
保护装置是利用电流互感器饱和之前总有一短时间的不饱和的特点工作的。
但从根本上讲，任何保护装置要保证安全性和选择性，都要依赖一次电流的准确传变，这是最基本的要求。
因而，还是应该采取“治本”的办法，从电流互感器这一根源上解决问题，以避免其他意想不到的保护信号源的传变问题。
3.3 在停产大检修时，更换现场到高压室的控制电缆，加大截面，将线路电阻降至规定值以内。
现已更改发电机差动保护的整定值及更换控制电缆为4mm 2 的铜芯线。
发电机出口差动保护电流互感器向发电机出线侧移，缩短发电机中性点电流互感器与机组出口电流互感器距离，避免由于外部过电压入侵而造成差动保护动作。
（如图2）。
而因为机端差动保护电流互感器前移导致#1（#2）母线到机端电流互感器300米铝排没有主保护，为此只能由#1（#2）主变及机组后备保护隔离故障点，为避免造成供电负荷的损失，从继电保护方面提出以下解决方案：＃1、#2主变复压过流Ⅰ段带方向，指向母线，经三侧复合电压闭锁，延时由1.3秒改为0.7秒跳10KV母分开关；复压过流Ⅱ段带方向，指向母线，经三侧复合电压闭锁，延时由1.6秒改为0.1秒跳10KV侧开关。
图2
3.4 采用光电式电流互感器。
光电式互感器的传感器完全摒弃了常规的电磁原理，采用了利用磁光或电光效应的光电互感器。
经过近三十年的发展，成
为相对比较成熟、最有发展前途的一种超高压条件下的测量方法。
光电互感器采用罗哥夫斯基线圈、低功率电流互感器、串联感应分压器等新技术，使电流测量准确度达到０．１级。
又在结构中采用光纤能量和信号传输、特种固态绝缘脂真空灌注等技术，增强了抗ＥＭＩ性能和绝缘性能，使可靠性大大提高。
相对于传统的电磁式互感器，光电互感器有明显的优点：（１）在高电压、大电流的测量环境中，光纤或光介质是良好的绝缘体，它可以满足高压工作环境下的绝缘要求；（２）没有传统电流互感器二次开路产生高压的危险，以及传统充油电压、电流互感器漏油、爆炸等危险；（３）不会产生磁饱和及铁磁共振现象，它尤其适用于高电压、大电流环境下的故障诊断；（４）频带宽，可以从直流到几百千赫，适用于继电保护和谐波检测；（５）动态范围大，能在大的动态范围内产生高线性度的响应；（６）适应了现在电力系统的数字化信号处理要求，它还可用于以保护、监控和测量为目的高速遥感、遥测系统；（７）整套测量装置结构紧凑、重量轻、体积小；（８）各个功能模块相对独立，便于安装和维护，适于网络化测量。
4结论
4.1P级电流互感器不能充分满发电机纵差保护的暂态传变特性要求，它是纵差保护误动作的重要因素之一。
4.2 对现有用于纵差保护的P级互感器，应尽可能减小二次负荷，提高额定准确限值系数，适当增大制动系数。
4.3现场采取的更换电缆，改变定值及电流互感器前移等措施，经过了一年时间的运行，一切正常，没有再出现过此类差动保护动作。
4.4 主设备纵差保护采用光电式电流互感器，从技术和经济等方面均看好，应加以考虑采用光电式电流互感器。
参考文献:
1、DL/T 866—2004《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》
2、潘向东,史锦珊.光推动光电混合式电流互感器的研究.东北重型机械学院学报,1997,4(12):333-335.
3、乔峨,安作平,罗承沐.应用在混合式光电电流互感器中的Rogowski线圈。
