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一起母差保护动作分析及检查处理针对一起500kV母线差动保护的动作情况，分析其动作原因、故障点位置及现场检查过程，供同行借鉴、参考。
标签：母线差动保护；开关间短引线保护；绝缘电阻1 概述某水电站500kV系统采用一台半断路器接线方式（主接线如图1所示），GIS 设备采用型号为ZF-550的成套设备。
500kV母线保护双重化配置，第一套采用RCS-915GD母差保护装置，第二套采用SGB-750系列母差保护装置。
T区开关间短引线保护双重化配置，均采用PSL608U短引线保护装置。
母差保护与开关间短引线保护交叉配置，无保护死区。
2012年4月19日6时23分，500kV #2M 母差保护、5032和5033开关间短引线保护动作跳闸，跳开5013、5023、5033、5032开关。
2 保护及自动装置数据分析保护动作情况发生后，保护人员到现场检查核对装置动作情况，查看装置动作报文及录波文件，首先排除了装置误动作的可能性，保护及自动装置数据简述如下：（1）500kV #2M母差保护A套动作报告显示：2010-04-19 06：23：00：362保护启动，经5ms后变化量差动动作，选相B，发5013、5023、5033开关跳闸令，经21ms后稳态量差动动作，选相B，装置检测最大差动电流为2.81A。
（2）500kV #2母差保护B套动作报告显示：2012年4月19日6时23分0秒保护启动，经12ms母差B相差动动作，装置检测B相差动电流为2.761A，制动电流为2.771A。
装置录波波形简图如图2所示。
（3）#4机保护A套（GIS侧）短引线保护动作报告显示：2012年4月19日6时23分0秒365毫秒保护启动，经5ms短引线差动保护动作并出口，检测到B相差流为0.891A，58ms后保护动作返回。
（4）#4機保护B套（GIS侧）短引线保护动作报告显示：2012年4月19日6时23分0秒365毫秒保护启动，经3ms短引线差动保护动作并出口，检测到B相差流为0.723A，57ms后保护动作返回。
水电站发电机差动保护误动作故障分析及应对思路探究摘要：本文以某水电站实例为切入点，对水电站发电机差动保护误动作故障相关问题进行分析，并且提出差动保护误动作故障的几点应对思路与措施，希望能够引起水电站工作人员的重视，以促进差动保护效果的进一步提升。
关键词：水电站；发电机；差动保护；误动作；故障以某水电站工程为例，该水电站总装机为1000kW*3，设计保证率为80％，年运行小时数为6330h，年度总发电量为1900万kW·h。
该水电站发电机采用纵联差动保护作为主保护，受安装接线错误因素影响，导致两台机组在运行中纵差保护多次出现误动作，限制机组300kW，造成直接经济损失，同时对机组运行安全产生非常不良影响。
如何对发电机差动保护误动作故障进行分析，提出应对思路，成为水电站工作人员重视的课题。
1水电站发电机差动保护误动作故障分析为避免水电站发电机定子绕组以及引出线相间短路故障，根据现行继电保护以及自动装置规程中的有关规定，对水电站发电机机组进行差动保护处理。
该保护根据水电站发电机定子绕组始末两端电流差异对绕组故障进行判断，动作范围为发电机装置及其断路器之间连接形成区域。
在定子电流超过一定限值的情况下导致差动保护误动作产生，影响发电机工况水平。
发电机现场负荷条件下的测试结果如下表（见表1）所示。
表1：改正前机组运行参数示意表2水电站发电机差动保护误动作故障应对思路1）水电站发电机投入运行前需要安排专人进行相位、相序核对。
以某水电站发电机为例，首端出现互感器装置三相在高压开关柜内固定安装，中性点经电缆引出后在开关柜装置内以短接方式固定。
因此，可以通过应用直流电阻法的方式现场对发电机三相首尾引出线进行相位对称性核对，并通过电池一检流计法对电流互感器极性以及二次接线情况进行核对检查。
检查结果显示对于2#发电机装置而言，中性点引出线A、C形成交叉接线，同时3#发电机装置中性点侧电流互感器装置二次接线中存在A、C交叉的问题，是导致差动保护误动作的主要原因，经改正后机组恢复正常运行，对应参数如下表（见表2）所示。
一起500kV主变差动保护动作的原因分析及处理作者：李春兰来源：《硅谷》2014年第17期摘要介绍了一起500 kV主变差动保护因2组高压侧CT通过短引线保护合流后引入差动保护装置，在做措施时操作失误，引起主变增量差动保护动作的情况，提出了防范措施并进行了处理，从根本上消除了此类事件的发生。
关键词主变增量差动保护；CT回路；原因分析；问题处理中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）17-0137-02某电站发电机与主变压器采用单元接线，电压母线采用离相封闭母线，出口装设断路器，500 kV开关站采用3串3/2断路器接线，其中#1机变和#2机变构成500 kV第一串的3/2断路器接线。
在#1机组调试期间，#1机组带主变升流试验时，由于主变高压侧CT回路做措施，导致#2主变增量差动保护动作停机甩负荷。
500 kV主变压器采用双重化保护，配置2套许继的WFB-802A微机型变压器电气量保护装置和1套许继WFB-804A微机型变压器非电气量保护装置（具体配置见图1）。
2套许继的WFB-802A微机型变压器电气量保护，均采用主变增量差动保护和比率差动保护原理构成。
图1 500 kV主变压器保护配置图1 事故前系统运行方式#2机组并网发电，运行正常。
#1机组停机状态。
5011、5012断路器处于500 kV第一串，状态为检修状态，同属一串的5013断路器则合闸；500 kV的第二串、第三串断路器合环运行；500 kV #2主变正常运行。
#1主变停运。
2 保护原理及保护动作情况该动作的主变差动保护为主变增量差动保护。
负荷电流的正常运行影响不了增量差动，其灵敏度比比率差动更高，而正常的负荷电流作为比率差动保护制动电流的选取的重要组成部分，变压器发生弱故障时，由于制动电流大，比率差动保护可能延迟动作甚至不动作。
增量差动能很好地解决变压器振荡中、轻微的匝间及高阻接地故障。
主变增量差动动作方程：其中：Iop=||，；为中幅值最大者；=||=||主变增量差动动作特性如图2所示。
220kV母线差动保护动作事故原因和改进措施一、引言随着电力系统的不断发展和智能化水平的提高，220kV母线差动保护在电力系统中的作用越发凸显。
随着电力系统的不断发展，母线差动保护动作事故频繁发生，给电网安全稳定运行带来了一定的影响。
对220kV母线差动保护动作事故进行深入分析，并提出改进措施是当前亟需解决的问题之一。
1. 设备故障在电力系统运行中，母线差动保护装置本身存在设备故障的可能性，如电流互感器、电压互感器、保护装置本身的故障等，这些故障可能导致母线差动保护动作不当。
2. 系统故障3. 参数配置不当母线差动保护的参数配置不当也是导致动作事故的原因之一。
参数配置不当可能导致保护灵敏度不足或过度灵敏，导致误动作或延迟动作，从而影响电网的安全稳定运行。
4. 人为操作5. 装置老化对母线差动保护装置进行定期的检修维护工作是保证其正常运行的关键。
定期对电流互感器、电压互感器、保护装置等设备进行检修维护，及时替换老化损坏的设备，保证装置的性能稳定。
加强对电力系统故障的诊断与处理，及时发现并解决电流互感器误动作、电压互感器误动作、线路故障、电容器故障等问题，减少故障对母线差动保护的影响，提高保护的可靠性。
对母线差动保护的参数配置进行优化，合理设置保护灵敏度和动作时间，提高保护的灵敏度和准确性，减少误动作和延迟动作的发生。
4. 人员培训加强对操作人员的培训，提高其对母线差动保护装置的操作和维护水平，减少人为操作导致的误动作和延迟动作。
及时对老化的母线差动保护装置进行更新升级，采用先进的技术和设备，以提高装置的性能和可靠性。
通过对220kV母线差动保护动作事故的分析以及改进措施的提出，可以有效提高母线差动保护的动作可靠性，保证电网的安全稳定运行，为电力系统的发展做出积极贡献。
我们也要不断加强对母线差动保护技术的研究和探索，推动其在实践中的应用，为电力系统的安全稳定运行提供更好的保障。
0kV张家埠站1_主变差动保护跳闸事故分析摘要：本文针对110kV张家埠站1号主变差动保护跳闸事故进行了详细分析，通过事故现场勘查、设备参数检测以及保护设备操作记录等多方面的调查资料，结合差动保护原理和保护设备运行原则，对事故原因进行了进一步分析。
分析结果表明，该事故是由于主变差动保护设备操作错误所导致的，对于类似的差动保护事故应加强操作培训，确保操作人员具备良好的技术素质。
一、引言二、事故现场勘查根据事故现场勘查结果，事故发生时主变差动保护装置没有发生异常，没有显示任何故障信号。
主变运行仍然正常，但变压器电流却突然减小至零，主变差动保护装置误动作，导致主变跳闸。
三、设备参数检测通过对主变差动保护设备的参数检测，发现差动保护装置的参数设置正确，各保护元件互联关系良好，变压器差动保护装置没有任何的故障信号。
四、保护设备操作记录对保护设备操作记录进行仔细分析后，发现保护设备在事故发生前的一段时间内曾经频繁发生误动作，但操作人员并未对此进行及时处理和报修。
五、事故原因分析根据以上的分析结果，可以得出以下几个可能的事故原因：1.保护设备参数设置错误：可能是由于保护设备的参数设置有误，导致差动保护装置误动作。
2.保护设备元件老化：由于保护设备运行时间较长，各保护元件可能已经老化，导致差动保护装置误动作。
3.操作人员技术水平不高：操作人员对差动保护设备的使用和调试不熟悉，操作失误导致了事故的发生。
六、事故原因进一步分析通过对事故原因的进一步分析，可以排除保护设备参数设置错误和保护设备元件老化的可能性，因为根据设备参数检测结果，保护设备的参数设置正确，各保护元件状态正常。
因此，可以得出结论，该事故是由于操作人员技术水平不高，操作失误导致的。
七、事故预防与故障处理1.加强操作人员培训：对操作人员进行差动保护设备的操作培训，提高其技术水平，确保其能够正确操作设备。
2.加强设备维护管理：及时对保护设备进行巡检和维护，保证设备的正常运行状态。
差动保护的常见故障及误动作原因摘要：针对差动保护装置在巡检过程中，发现的一些常见故障，及排查故障原因；差动装置误动作的原因分析和解决方法关键词：差流；差动保护；CT0.引言电气巡检过程中，发现差动保护装置一相电流为零，另外两相电流正常。
通过查看测量表计，发现差动装置一相电流有故障后，如何排查故障原因；线路差动保护装置，在巡检过程中，发现差动电流不正常，差动电流接近本侧电流的两倍，如何处理及排查故障原因；某6kV变电站差动保护该光纤通讯后，突然误动作原因及处理方法。
1.分析差动装置常见故障及误动作原因（1）电气巡检过程中，发现一馈线柜差动保护装置运行正常，一相电流为零，另外两项电流相等。
通过查看测量表计，发现三相电流平衡；此时可以判断差动保护装置有一相电流不正常。
首先在保证不停电的情况下，退出差动保护动作压板；再检查差动电流的二次回路的接线；再没有发现异常的情况下，差动电流回路中CT二次短接，用钳形电流表测量二次电流；测量后发现，三相二次电流平衡，故障相有二次电流，可以判断CT没有故障是由于二次回路故障引起；然后将端子排上的电流回路滑块断开，检查二次端子到差动保护装置的电流回路接线，接线没有错误；最后检查差动保护装置的过程中，发现差动电流回路接线端子烧毁，造成差动保护装置该相没有电流。
需更换差动保护装置，方可投入差动保护，以免差动保护误动作。
（2）电气巡检过程中，差动保护装置上显示有差流，本侧电流为45A，差流达到75A，差动保护装置没有动作。
由于该差动保护范围为联络线路，正常情况下上级电流与下端电流应该大小一致，不会产生差动电流。
通过停电后，将两个联络柜打开检查CT的一次接线，发现上级联络柜的CT一次电流时P1流向P2，下级联络柜的CT一次电流也是P1流向P2，而二次接线都是S1流向S2进入保护装置；由于是差动保护装置是通过光纤来通讯连接的。
所以在没有改变二次电流流进保护流向的情况下，保护装置差动电流叠加后为上下级电流之和。
浅谈江苏响水风电场投运期1#主变差动保护动作事故分析【摘要】差动保护动作是变压器运行中较为严重的一类故障，会给供电系统的正常供电带来极大的威胁。
本文以江苏响水风电场投运期1#主变差动保护动作事故为例，分析事故发生的原因，提出解决和预防措施，供同行参考。
【关键词】差动保护动作；事故；原因分析1 事故经过2010年1月20日响水风电场全体值班运行人员在升压站分别对响水1线35KV集电线路、响水2线35KV集电线路进行线路充电。
当日上午顺利完成了对响水1线、响水2线的充电工作，在此期间站内设备工作正常，并无异常现象。
下午13：50，中控室综自后台电脑上突然报35KV母线Ⅰ段母线单相接地，响水2线电流Ⅰ段保护动作，紧接着报#1主变差动保护动作。
事故直接导致响水2线35KV开关302、#1主变高压侧开关2601、#1主变低压侧开关31都跳开。
400V 系统Ⅰ段母线失电，分段开关412备自投动作，400V系统由分段运行转为由2#场变联络运行。
2 处理过程（1）对响水2线线路开关302进行退出处理，将其操作至检修状态，即35KV 手车开关断开，摇至试验位置，推上302柜内接地刀闸3027。
（2）对响水2线线路保护装置，1#主变保护保护动作情况及相关数据进行统计，参照故障录波装置录取的电流，电压波型进行故障的诊断。
现场排查故障原因并对进行故障处理。
（3）完成故障处理后，向省调提交1#主变送电申请，省调许可后，操作1#主变开关2601，对35KV Ⅰ段母线进行送电。
（4）完成35KV I段母线送电后，恢复站内400V场用电的切换工作。
将400V 系统联络运行转为分段运行方式，即先断开400V母联开关412，然后将41开关由舱外摇至工作位置，合上41开关，最后将41、42、412开关分别打到备自投位置，400V系统转为正常的分段运行方式并且检查继保室及二次负荷情况是均否正常。
3 事故原因（1）如图所示，响水风电场主接图35KV母线I段，所接线路场变351、响水1线、5线、4线、3线、2线共计6条线路，上接1#主变，经35KV升至高压侧220KV母线。
