不同时间级差的两台主变保护动作行为分析

沅陵县供电公司110kV沃溪变#2主变差动保护动作分析报告一、事件经过2015年4月4日天气小雨、有风、无雷，现场环境温度15℃，环境湿度90%。

22时07分13秒161毫秒，35kV沃怡线414电流I段保护动作跳开414断路器，22时07分13秒186毫秒110kV 沃溪变#2主变差动保护动作，跳开500、420断路器，110kV沃溪变#2主变失压。

二、基本情况一）保护动作前运行方式：110kV五沃线506断路器带110kV I、II母及500断路器运行，凉沃线504断路器处于热备用；#1主变210带6kVI、II母运行，220处于热备用；#2主变420带35kV I、Ⅱ母线运行，410处于热备用。

二）处理经过4月4日23:35分，变电检修班赶至沃溪变，对沃怡线开关柜内设备、#2主变及差动保护范围内设备进行外观检查无异常，但沃怡线414出线至线路杆电缆A、B、C三相已烧毁（火势被运行人员扑灭），#2主变中压侧4203电缆B相绝缘击穿（图1）。

因现场下雨#2主变未进行试验，沃溪变由#1主变带35kV及6kV 负荷运行。

4月6日变电检修人员对#2主变进行直流电阻测试合格，主变绝缘电阻、介损、泄露等试验因天下小雨，空气湿度远超80%而不具参照性，邀请变电检修所对#2主变进行绕组变形、短路阻抗等试验合格，6日晚将#2主变取油样送检，7日得出油样色谱分析合格结论。

考虑天气一直下雨，且用户有增大用电负荷需求，经市公司变压器专责同意将#2主变送电，#2主变带6kVI、II母，#1主变带35kVI、II母运行正常，#2主变运行24小时后取油样送检色谱。

图1：沃溪变#2主变中压侧电缆B相绝缘被击穿图2：#2主变差动保护故障录波图三)保护动作信息:1、35kV沃怡线线路保护装置信息2015年4月4日22:07:13 161 保护启动15ms 过流I段动作最大相电流故障相别AN25ms HWJ 分2、#2主变差动保护动作信息2015年4月4日22：07：13 186 差动保护启动18ms差动保护动作时间：20msA相差流：B相差流：C相差流：3、消弧线圈装置动作信息：检修人员查阅消弧线圈二次装置历史动作信息，4月4日当天35kV系统曾有4次接地（经查接地线路为35kV414沃怡线，属用户线路，每次均不超过1分钟，最长48秒，最短2秒），且消弧线圈二次装置接地补偿数据异常，装置不能有效正确动作，导致系统单相接地时产生弧光接地过电压，是导致#2主变中压侧B相电缆绝缘击穿最主要原因。

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、变压器引出线及内部绕组线圈的相间短路。

2、变压器绕组严重的匝间短路故障。

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、主变压器及其套管引出线发生短路故障。

2、保护二次线发生故障。

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。

?差动保护对变压器内部铁芯过热或因绕组接触不良造成的过热无法反应，且当绕组匝间短路时短路匝数很少时，也可能反应不出。

而瓦斯保护虽然能反应变压器油箱内部的各种故障，但对于套管引出线的故障无法反应，因此，通过瓦斯保护与差动保护共同组成变压器的主保护。

四、变压器差动保护动作检查项目：1、记录保护动作情况、打印故障录波报告。

2、检查变压器套管有无损伤、有无闪络放电痕迹变压器本体有无因内部故障引起的其它异常现象。

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无异常，瓷质部分是否完整，有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地。

主变差动保护误动作原因分析热[ 作者：李继刚| 转贴自：本站原创| 点击数：137 | 更新时间：2009-8-17 | 文章录入：imste2009年第4 期](包头供电局修试所，内蒙古包头014030)摘要：文章分析了包头供电局110kV和平变电站2号主变空投时差动保护装置动作的主要原因，提出了整改措施及应吸取的教训，避免同类事故的发生。

关键词：变压器；差动保护；励磁涌流；误动中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1007—6921(2009)04—0069—01差动保护是变压器的主保护。

大型变压器差动保护的拒动或误动，均会造成很大的经济损失，影响变压器差动保护动作可靠性的因素很多，空投变压器时的励磁涌流就是造成差动保护误动作的原因之一。

2007年4月6日和平变2号主变系列设备预试，工作完毕。

运行人员于19：45和平变2#主变送电，空载合152断路器时，差动保护装置动作跳闸。

1 和平变电站的运行方式和平变进线电源由昆河变送出T接至和平变111断路器，111断路器上110kV I母，通过110 断路器送到110kV II母带2#主变运行。

电气一次设备联络如图1。

2 事故经过2007年4月6日和平变2号主变系列设备春查预试，工作结束后运行人员于当日19：45进行和平变2#主变送电操作，空载合152断路器时，差动保护动作跳闸。

保护动作后，现场检修人员与运行人员对差动保护范围内的一次设备及二次回路、差动保护装置进行检查无异常。

再次试送2#主变，当合152断路器时差动保护再次动作跳闸。

3 动作原因分析3.1 事故原因调查检查差动保护范围内的一次设备、二次回路及差动保护装置均正常。

对2号主变进行了铁芯绝缘、高低压直阻、绝缘电阻试验和油色谱分析试验，各项试验结果合格。

根据昆河变河钢线故障录波分析，造成和平变主变空载送电不成功的原因为差动保护装置躲不过主变的励磁涌流所致。

3.2 励磁涌流产生的原因和特点变压器的高、低压侧是通过电磁联系的，故仅在电源的一侧存励磁电流。

一起110kV主变差动保护动作的分析摘要：当变压器等设备发生一系列较为复杂的故障后，若继电保护工作人员对于故障点的位置以及具体发生原因无法进行及时准确的判断，就会导致在后续工作的开展过程中为相关问题的反措等环节带来了一定程度的阻碍，影响设备及系统的正常运转。

所以笔者认为有必要对一些实际案例进行分析探讨。

关键词：差动保护主变区内外故障一、系统的运行方式以及保护配置实际一次系统运行主接线方式如下图1中所示：图1：一次系统运行主接线方式（一）110kV变电所B使用双母线接线方式，将甲线连接到110kV的I段母线，并且设置于运行状态，其主要供电电源来自220kV变电所A，而乙线连接到110kVII段母线，并同样设置于运行状态，其主要的供电电源来自220kV变电所C。

其中110kV #1主变和110kV #2主变处于分裂运行方式，110kV母联开关以及10kV母联开关处于热备用状态。

（二）主要终端变为110kV的变电所B，在110kV变电所B并不配置任何线路保护设备；其中对两台主变压器分别配置差动保护、高后备保护、低后备保护和非电量保护措施，而对于差动保护措施，其二次电流分别采自110kV线路以及主变压器10kV侧3相的电流互感器，当差动保护产生动作时，变压器两侧两台断路器同时跳开。

而在10kV的线路上主要配置微机线路保护装置一套，在线路进行单相接地时保持不动作状态，发生相间故障的同时发出信号并且跳开对应线路的断路器。

（三）在110kV变电所B两侧（110kV以及10kV侧）分别安装备用电源自投装置一套，使得110kV的两段母线间以及10kV两段母线间可以起到相互暗备用的作用。

二、事故的发生以及动作的过程在2008年11月07日02点22分，110kV变电所B的#2主变差动保护动作，将110kV的乙线以及#2主变10kV侧断路器跳开，而110kV的备用电源自投装置因为受到#2主变的差动保护动作产生的信号闭锁备自投而保持无动作状态，而10kV备用电源自投装置产生备自投动作，合上10kV母联开关，通过#1主变恢复对于10kVII段母线供电，差动保护动作后进行的所有过程都符合保护装置整定逻辑的要求，实际动作正确无误。

主变送电差动保护动作分析摘要：电力变压器是电力系统中最关键的设备之一，它承担着电压变换，电能分配和传输，并提供电力服务。

因此，变压器的正常运行是对电力系统安全、可靠、优质、经济运行的重要保证，必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。

但由于变压器长期运行，故障和事故总不可能完全避免，且引发故障和事故又出于众多方面的原因。

如外力的破坏和影响，不可抗拒的自然灾害，安装、检修、维护中存在的问题和制造过程中遗留的设备缺陷等事故隐患，特别是电力变压器长期运行后造成的绝缘老化、材质劣化及预期寿命的影响，已成为发生故障的主要因素。

此外，部分工作人员业务素质不高、技术水平不够或违章作业等，都会造成事故或导致事故的扩大，从而危及电力系统的安全运行。

关键词：主变；差动保护；励磁涌流跳闸某电站于机组大修后复投主变并先进行冲击合闸试验，运行人员用500kV侧5011（0ABQ11）开关对1BAT10送电时，5011开关跳闸。

在合闸送电瞬间，监视人员发现主变A、B两相油箱外壳有感应放电现象，位置大约在高压出线升高座下部与油箱顶部之间，电弧长度约500mm。

经检查1CHA01柜第一套F610主变差动保护动作掉牌，1CHA02柜第二套F611主变差动保护动作；5011开关断路器保护REB551仅失灵重跳（来自发变组保护）和负序启动，本身保护没有动作。

经判断开关跳闸系主变差动保护动作引起。

事后，运行人员进行检查，结果如下：经检查瓦斯继电器轻、重瓦斯均未动作，瓦斯继电器内无气体，油透明无浑浊，结果无异常；变压器本体外观检查，结果无异常；经油样色谱分析，油中未检测出C2H2和其他烃类气体含水量及其他组分没超标，与送电前检测结果无差别，结果无异常；主变送电开关5011外观检查，结果无异常；1BAT10高压侧至500kV GIS的GIB外观检查，结果无异常；1BAT10差动保护继电器F610、F611较验、检查，结果继电器无异常、保护定值正确；对主变高压侧电流和500kV开关站线路电压故障录波分析，最大峰值电流为7500A，波形中除励磁涌流波形外，未见故障电流波形。

主变差动保护动作的原因及对策分析黄胜【摘要】本文分析了主变压器差动保护动作跳闸的原因，针对变压器差动保护在设计、安装、整定过程中可能出现的各种问题，结合变压器差动保护原理，提出了带负荷测试的内容及分析、判断方法。

【关键词】带负荷测试；测试内容；测试数据分析0.引言差动保护原理简单、使用电气量单纯、保护范围明确、动作不需延时，一直用于变压器做主保护，其运行情况直接关系到变压器的安危。

下面就针对这些问题做些讨论。

1.变压器差动保护的简要原理差动保护是利用基尔霍夫电流定理工作的，当变压器正常工作或区外故障时，将其看作理想变压器，则流入变压器的电流和流出电流（折算后的电流）相等，差动继电器不动作。

当变压器内部故障时，两侧（或三侧）向故障点提供短路电流，差动保护感受到的二次电流和的正比于故障点电流，差动继电器动作。

2.变压器差动保护带负荷测试的重要性变压器差动保护原理简单，但实现方式复杂，加上各种差动保护在实现方式细节上的各不相同，更增加了其在具体使用中的复杂性，使人为出错机率增大，正确动作率降低。

比如许继公司的微机变压器差动保护计算Y-△接线变压器Y型侧额定二次电流时不乘以，而南瑞公司的保护要乘以。

这些细小的差别，设计、安装、整定人员很容易疏忽、混淆，从而造成保护误动、拒动。

为了防范于未然，就必需在变压器差动保护投运时进行带负荷测试。

3.变压器差动保护带负荷测试内容要排除设计、安装、整定过程中的疏漏（如线接错、极性弄反、平衡系数算错等等），就要收集充足、完备的测试数据。

3.1差流（或差压）变压器差动保护是靠各侧CT二次电流和——差流——工作的，所以，差流（或差压）是差动保护带负荷测试的重要内容。

电流平衡补偿的差动继电器（如LCD-4、LFP-972、CST-31A型差动继电器），用钳形相位表或通过微机保护液晶显示屏依次测出A相、B相、C相差流，并记录；磁平衡补偿的差动继电器（如BCH-1、BCH-2、DCD-5型差动继电器），用0.5级交流电压表依次测出A相、B相、C相差压，并记录。

例析GPS对时异常的数字化主变差动保护动作随着数字化变电站不断的投入运行，数字化的保护也伴随着在站内得到广泛应用，对该新型保护的特点进行全面了解变得非常重要。

当系统发生故障时，如何正确分析其故障性质及继电保护的动作行为，是确保电设备安全运行的基础。

1 事故简介2012年03月30日11时35分，该站2#主变压器差动保护在无故障的情况下动作，主变压器高、低压侧开关112、102跳闸，10kV东母线失压，接着低压侧母联备自投保护动作，合上母联开关100，没有造成负荷损失。

该变压器保护为许继电气有限公司生产，为WBH-815B型数字化保护装置。

事故时运行方式：该110kV数字化变电站于2011年8月底投入运行，故障前系统运行方式如图1。

两台主变分裂运行，低压侧母联开关100在分位，1#变压器高压侧运行于110kV西母，带10kV西母负荷，开关111、101在合位；2#变压器高压侧运行于110kV东母，带10kV东母负荷，开关112、102在合位。

2 保护动作行为检查故障报文信息如下所示：2#变压器差动保护动作信息2012-03-30 11∶35∶34.904 ms 启动比率差动保护动作 5msA相差动电流 1.482AB相差动电流 1.486AC相差动电流 1.455A后台机报文信息（10kV设备和后台机时钟不同步）2012-03-30 11∶35∶34.9052#主变比率差动保护动作动作相对时间 5ms2012-03-30 11∶35∶34.9062#主变高后备，北112分（112开关跳开）2012-03-30 11∶35∶34.9602#主变低后备，低断路器返回（102开关跳开）2012-03-30 11∶24∶19.63910kV母联，备自投启动启动（备自投启动）2012-03-30 11∶24∶24.64210kV母联，备投跳进线二动作动作（备投跳北102）2012-03-30 11∶24∶24.64310kV母联，事故总信号合（备自投动作）2#主变本体智能接口装置SNTP通讯异常状态动作2012-03-30 11∶35∶50.941112智能接口装置SNTP通讯异常告警动作2012-03-30 11∶35∶51.4803 保护动作原因分析通过对后台机报文分析，保护动作时刻，站内需要GPS对时的智能接口装置均出现SNTP异常和秒脉冲中断，SNTP即根据接受的时钟源信息，按简单网络时间协议，输出同步信号的方式。

1主变差动保护动作原因分析报告范文-图文国电三台风电一场1#主变差动保护动作原因分析报告一、事故经过2022年12月22日，国电三台风电一场运行人员合主变低压侧3501，检查正常后（母线电压）合接地变35JS1，合国风一线3531、合国风二线3532，对35kV侧进行送电。

14时59分，当合上国风二线3532时，综自装臵报“1#主变差动保护动作”，主变高压侧断路器1101跳闸，主变低压侧断路器3501拒动。

事故发生时，国风一线所带负载19台箱变及某某台风机，负荷约某某，国风二线所带负载14台箱变和某某台风机，负荷约某某。

故障录波显示故障瞬间1#主变低压侧电流如下：Ia:0.00A，Ib:0.36A，Ic:0.31A。

主变高压侧电流如下：Ia:0.13A，Ib:0.16A，Ic:0.15A。

二、事故处理过程事故发生后，生技部检查了主变低压进线柜3501至主变保护测控屏的二次接线，没有发现异常；检查了主变保护测控屏至故障录波的二次接线，发现主变保护屏的N线接到故障录波的A线，这是导致故障录波没有录到主变低压侧A相电流的原因，生技部已经将此接线改为正确接线，但此错误不是导致主变差动保护动作的原因。

此后，生技部对主变差动保护装臵进行继电保护校核试验。

在主变差动保护装臵的高压侧A加差流试验3次，低压侧加差流试验2次试验情况如下：试验次数差流部位保护启动电流值（A）保护动作电流值（A）差动电流值（A）35011101动1高压侧A相0.140.220.127拒动作正常动2高压侧A 相0.140.220.129拒动作正常高压侧A相动0.140.220.127拒动作正3常4低压侧A相低压侧A相0.140.260.127拒动拒动拒动50.140.260.127拒动以上试验发现，在高压侧A相加差流时1101动作正常，3501拒动；在低压侧A相加差流时，1101和3501均拒动。

经检查发现，主变差动保护装臵的保护定值配臵与现场实际接线不符合，即保护定值配臵为使用Ⅰ侧（高压侧）和Ⅲ侧（低压侧），现场实际接线使用使用Ⅰ侧（高压侧）和Ⅱ侧（低压侧），将Ⅱ侧接线方式钟点数由12改为11、Ⅱ侧CT一次值由1改为1200、Ⅱ侧额定电压由1改为36.5kV后，在主变低压侧A相加差流试验5次，前2次3501和1101均能正确动作，后3次1101正确动作，3501拒动。

非同期并列引起的主变差动保护异常动作分析及措施[摘要]无限大电网与小电网非同期并列引起主变差动保护CT严重饱和，不平衡电流形成差流，差动保护二次谐波闭锁临界开放,导致保护异常动作原因分析及控制措施。

[关键词]非同期并列互感器饱和二次谐波保护异常动作措施0.引言随着电力系统的高速发展，电网装机规模日益增大，电力系统结构日趋复杂，特高压直流、交流大区互联的大电网应用而生。

继电保护装置作为电力系统中保护电力元件最重要的一道安全防线，其作用是被保护的元件在发生故障时保护装置第一时间动作,快速、可靠、有选择、正确地出口切除故障设备，从而达到避免事故进一步扩大，减少停电范围的目的。

差动保护作为主变压器的主保护，其动作的正确性、可靠性对变压器的安全运行起着至关重要的作用。

变压器差动保护利用流入变压器一侧的电流必然等于流出变压器另一侧电流的基本原理，当变压器内部故障，故障电流大于变压器差动保护的动作电流时，差动保护可靠动作，跳开变压器各侧的断路器，切断故障电流，起到保护变压器的作用，但当变压器外部故障时，流过变压器的电流为穿越性的故障电流，此时理论上流过变压器各侧的电流矢量和为零，变压器保护应该可靠不动作。

常用的电力变压器作为静止电机，不同于发电机，原边和副边之间仅为电磁耦合方式进行能量传递，不存在电的直接联系。

根据变压器运行过程中的谐波特性，广泛引入二次谐波制动或间断角制动，作为变压器差动保护防误动作的必要措施。

1.现象简述某水电站以220kV电压等级接入电网送出变电站II母，为两机一变单元扩大接线方式，主变压器保护装置按反措要求，配置了两套独立的电气主保护和一套非电量保护， A、B套电气主保护均使用国电南自PST 1200U型主变差动保护装置。

2019年10月31日08时45分水电站受到电网较大冲击，两台主变差动保护装置后备保护均启动，08时45分，调度机构告知该水电站送出220kV变电站220kV I母故障解列，水电站为孤网模式运行，即4#机组带2T主变、2#机组带1T主变，通过220kV线路、送出变电站220kV II母与区域另一小火电厂和当地县城负荷构成小孤网运行模式。