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主变纵联差动保护误跳闸几种原因分析1、概述为防止带铁壳的变压器sbk-750va在发生各种故障和异常运行时造成不应有的损失，确保电力系统安全连续运行，变压器一般应配备继电保护装置。
在下列情况下，变压器应配备纵向差动保护（以下简称纵向差动保护）：63mva及以上的辅助工作变压器和并联运行的变压器，辅助备用变压器和单独运行10MVA及以上的变压器，电流速断保护灵敏度为2MVA及以上的变压器不符合要求。
纵差保护作为变压器的重要保护手段，主要防止变压器绕组、出线及套管多相短路、中性点直接接地、网侧绕组及出线接地短路、绕组匝间短路。
纵向差动保护应满足以下要求：① 应能避免励磁涌流和外部短路引起的不平衡电流；②变压器过励时不得误动；③ 差动保护的范围应包括变压器套管及其引出线。
2、主变纵差保护误跳闸几种原因分析我在县级调度机构从事运行方式和继电保护工作多年。
我在实际工作中遇到的几次差动保护误动跳闸分析如下：（1）二次回路接线错误：新安装的差动保护，在投入运行前必须进行带负荷测相位和差电压(或差电流)，以检查电流回路接线的正确性，过程如下：①在变压器充电时，将差动保护投入；②带负荷前将差动保护停用，带负荷测量各侧各相电流的有效值和相位；③测各相差电压(或差电流)。
用这种方法可检测出二次回路接线是否正确。
(2)ta变比不正确：纵差保护TA必须在安装前进行校验，以确保TA变比和特性的正确性。
但在工期紧张的情况下，认为厂家出厂前已进行了验证，忽略了过程，导致TA变比安装错误或TA变比选择时TA抽头错误。
因此，Ta必须在进入电网之前进行验证。
（3）差动区的两个或多个接地点：继电保护二次回路接地时，除了安全要求外，在有电连通的几台ta或tv的二次回路上，必须只能通过一点接于接地网。
因为一个变电所的接地网并非实际的等电位面，因而在不同点间会出现电位差。
当大的接地电流注入地网时，各点间可能有较大的电位差值。
如果一个电连通的回路在变电所的不同点同时接地，地网上电位差将窜入这个连通的回路，有时还造成不应有的分流。
分析主变纵差动保护不平衡电流原因及解决方法（2）对于由电流互感器计算变比与实际变比不同而产生的不平衡电流可采用2种方法来克服：一是采用自耦变流器进行补偿。
通常在变压器一侧电流互感器（对三绕组变压器应在两侧）装设自耦变流器，将LH输出端接到变流器的输入端，当改变自耦变流器的变比时，可以使变流器的输出电流等于未装设变流器的LH的二次电流，从而使流入差动继电器的电流为零或接近为零。
二是利用中间变流器的平衡线圈进行磁补偿。
通常在中间变流器的铁心上绕有主线圈即差动线圈，接入差动电流，另外还绕一个平衡线圈和一个二次线圈，接入二次电流较小的一侧。
适当选择平衡线圈的匝数，使平衡线圈产生的磁势能完全抵消差动线圈产生的磁势，则在二次线圈里就不会感应电势，因而差动继电器中也没有电流流过。
采用这种方法时，按公式计算出的平衡线圈的匝数一般不是整数，但实际上平衡线圈只能按整数进行选择，因此还会有一残余的不平衡电流存在，这在进行纵差保护定值整定计算时应该予以考虑。
2、由变压器两侧电流相位不同而产生的不平衡电流的克服方法对于由变压器两侧电流相位不同而产生的不平衡电流可以通过改变LH接线方式的方法(也称相位补偿法)来克服。
对于变压器Y形接线侧，其LH采用△形接线，而变压器△形接线侧，其LH采用Y形接线，则两侧LH二次侧输出电流相位刚好同相。
但当LH采用上述连接方式后，在LH接成△形侧的差动一臂中，电流又增大了3倍，此时为保证在正常运行及外部故障情况下差动回路中没有电流，就必须将该侧LH的变比扩大3倍，以减小二次电流，使之与另一侧的电流相等。
3、由变压器外部故障暂态穿越性短路电流产生的不平衡电流的克服方法在变压器外部故障的暂态过程中，使纵差保护产生不平衡电流的主要原因是一次系统的短路电流所包含的非周期分量，为消除它对变压器纵差保护的影响，广泛采用具有不同特性的差动继电器。
对于采用带速饱和变流器的差动继电器是克服暂态过程中非周期分量影响的有效方法之一。
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。
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局部，主要反响以下故障：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那么有以下几点：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，那么考虑是否有直流两点接地故障。
如果有，那么应及时消除短路点，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响。
瓦斯保护能反响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响，且当绕组匝间短路时短路匝数很少时，也可能反响不出。
而瓦斯保护虽然能反响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响，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工程：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局部是否完好，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，瓷质局部是否完整，有无闪络放电痕迹，回路有无断线接地。
220kV变电站主变差动保护误动作事故分析及处理摘要：本文结合工程实例，对220kV变电站运行中出现的差动保护误动作事故进行分析研究，通过分析录波图得出故障原因，并根据分析结果排查出故障发生点，运用有效处理措施予以解决该故障问题，以期为有关方面提供参考借鉴。
关键词：变电站；继电保护；误动作；处理0 前言在220kV变电站电力设备中一般都有着两套差动保护作为主保护设备配置，但是随着近年来配电网络的日益复杂，出现了二次回路粘连造成多点接地的故障发生，常引起不接地主变的1套差动保护产生误动作，极大地影响了变电站的正常运行。
为此，现对其事故进行研究分析，以寻找出故障发生原因从而进行有效处理。
1 事故经过某220kV变电站有1号、2号2台主变，220kV和110kV为双母线接线，均并列运行，35kV为单母分段接线，分裂运行，1号主变高中压侧接地，2号主变不接地，110kV某甲线长20.68km，充电运行本侧重合闸退出。
2号主变配置主后一体保护PST-1200和RCS-978E及非电量保护RCS-974。
2016年6月19日08:48:00，受鸟害影响，该变电站110kV某甲线17.92km处发生B相接地故障，2号主变保护RCS-978E差动保护动作，跳开主变三侧开关，0.6s后110kV某甲线接地距离二段动作切除故障。
事故发生后，检修人员调取了故障录波图，判断在区外故障时，2号主变PST-1200正确不动作，RCS-978E不正确动作。
2 录波图分析现场提取RCS-978E保护装置录波如图1，图中IACD1、IBCD1、ICCD1分别代表A、B、C三相差流，IA1、IB1、IC1、I01分别代表2号主变高压侧A、B、C三相电流和零序电流，IA3、IB3、IC3、I03分别代表2号主变中压侧A、B、C三相电流和零序电流，主变低压侧电流基本为0，不影响本文分析，不予列出。
3 故障排查根据录波图分析结果，误动主要原因是二次串入了电流造成的，因此有必要对2号主变RCS-978E保护中压侧C相电流二次回路进行排查。
一起主变压器差动保护误动原因分析及处理
杨晓锋
水电安装大队
摘要： 针对某一35kV 变电所，主变投运过程中差动保护动作情况，根据差动保护原理，利用继电保护装置读取到的数据对其幅值和相位进行六角图分析，对现场接线情况进行整改，最后按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》及反措要求提出了加强安装施工现场投运前测试阶段的技术措施及建议，有效降低主变压器差动保护误动几率，提高供电可靠性，减少停电时间。
关键词 差动保护 保护误动 二次回路接线
引言：主变压器通常配置差动保护做为主保护，在投运前必须对互感器极性、二次回路接线进行检查，并对保护装置的读取到的幅值及相位进行校验，否则会造成保护误动或拒动，影响故障点判断，延长停电时间。
1 故障情况
某35kV 变电所主变型号为SZ11-5000/35，接线组别为Yd11，主变高低压侧额定电压分别为35kV 、10.5kV ，高低压侧CT 变比分别为200/5、800/5，采用PST691U 型差动保护装置。
主变投运前，用保护校验仪在35kV 侧加单相电流对差动保护进行了试验，差动保护能可靠动作。
但在主变空载试投时差动保护动作跳闸。
经现场检查试验，主变本体及差动保护范围内设备无异常。
随后主变试投成功，但在接带10kV 负荷过程中差动保护再次动作跳闸。
由此推断，主变差动保护跳闸可能由于二次回路异常或定值设置错误导致。
2 故障查找与处理
2.1 六角图试验
将主变差动保护临时退出，带负荷做六角图试验，向量图如图1所示，高低压侧电流向量符合主变Yd11接线组别要求。
说明从电流互感器一二次绕组接线、互感器到保护屏柜二次回路接线正确。
B 高I
C A I B 图1 2号主变六角图测试向量图
2.2 平衡系数整定计算
PST691U 数字式型差动保护装置需设定平衡系数，高压侧平衡系数为1不可整定，低压侧 平衡系数为LB H B LXS I I PH /=，其中高压侧二次平衡电流为：
A I H
B 06.25200/3535000=⨯=
低压侧二次平衡电流为：
A I H
B 72.15800/5.1035000=⨯=
则低压侧平衡系数为1.2，经现场检查平衡系数设置正确。
2.3 相位校正
PST691U型差动保护装置通过内部软件校准相位，外部保护用CT均为Y形接法。
根据保护装置说明书，主变低压侧电流转换算法为：
3
/）
（
平衡系数LIC
LIA
TLIA-
⨯
=
3
/
（
平衡系数-
⨯
=
3
/）
（
平衡系数-
⨯
=
上式中，、、TLIC分别为电流转换后A、B、C三相电流，、、分别为电流转换前A、B、C三相电流。
主变带负荷正常运行时，主变差流值即低压侧转换后的电流、、TLIC与高压侧电流HIA、HIB、向量和应为零，其向量图如图2所示。
图2 正常运行时高低压侧相位校正前后向量图
将主变差动保护临时退出并接带10kV出线负荷，从PST691U运行工况查看保护值，取出的两组数据如表1所示。
表1 差动保护装置保护电流实时采样值
电流高压侧低压侧
采样值A相B相C相A相B相C相
第一组数据校正前0.38A 0.39A 0.38A 0.34A 0.33A 0.31A 校正后0.36A 0.37A 0.37A 0.20A 0.35A 0.19A 差流值0.16A 0.02A 0.18A
第二组数据校正前0.36A 0.37A 0.38A 0.32A 0.35A 0.32A 校正后0.36A 0.38A 0.35A 0.22A 0.39A 0.19A 差流值0.14A 0.01A 0.16A
由表1可知，电流换算后低压侧B相电流值正确，A、C相电流值偏低，比B相电流小1.732倍，导致A、C相差流值偏高。
由此推断进入保护装置的低压侧A、B相电流相位正确，C相极性反向。
经分析得高低压侧相位校正前后向量图如图3 所示。
图3 低压侧C相极性反向相位校正前后向量图
2.4 屏柜接线检查
经现场检查，主变保护屏内低压侧保护用C相接线来自计量绕组，且从端子排至保护装置极性接反，导致保护装置内部采集到的电流幅值正确，而低压侧经电流转换计算后数据错误。
现场对接
线进行整改后，PST691U显示三相差流值均小于0.03A，差动保护投入后运行正常，未出现差动保护误动现象。
3结束语
3.1 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995-2006）规定，新安装装置验收检验时应进行采样值校验。
在保护屏柜端子排处，对高低压侧分别输入单相、两相、三相电流、电压量，并改变其幅值和相位，观察装置采样值是否正确，并满足装置规定的误差要求。
本次保护误动的主要原因就是忽略了新装置投运前采样值的校验。
3.2 主变差动保护带负荷测试时只是习惯性的在屏柜端子排处做六角图试验，往往容易忽视保护装置内采样值的查看。
因此在主变正式投运前，应按规程规定对接入电流、电压的相互相位、极性进行带负荷测试，并测量电压、电流的幅值及相位关系，以确保二次回路接线及保护装置动作的正确性。
3.3继电保护和电网安全自动装置的检验应严格按照规程规范及反措要求，二次回路保护绕组与计量绕组不得混用，CT三相绕组应极性一致并满足保护动作要求，从而确保保护动作的正确性。
参考文献
[1]蒋爱梅，WPD2000型变压器差动保护装置动作分析及处理[J].电世界2013年7期
[2] DL/T 995-2006继电保护和电网安全自动装置检验规程[S]。
