关于110kV变电站主变保护动作分析的报告

110kV主变跳闸情况分析110kV线路缺陷和安全隐患的出现对供电质量会产生很大影响，因此，要进行认真排查和整改，避免因线路故障导致主变事件发生。

文章对110kV主变跳闸情况产生的原因进行了分析，希望在以后的工作中防止此类故障发生。

标签：110kV主变跳闸；情况；原因分析1 事件概况2013年7月4日早，雷雨天气，响雷不断。

07时52分110千伏正村变电站正#1主变本体重瓦斯保护动作，主变三侧跳闸，所带正10千伏西母I段失压，09时05分，合上正10开关，恢复正10千伏西母供电。

正村变停电前负荷33606KW，停电后负荷26402KW，减少负荷7200KW，损失电量4000KWH。

事件发生后，当日市公司出具的正#1主变绝缘油色谱分析报告认为故障性质为“电弧放电兼过热”。

2 设备基本情况2.1 正#1主变基本情况正#1主变自97年投运以来，2011年4月曾大修过，未发现明显异常，试验合格。

2012年至今因10kV线路故障冲击而#1主变跳闸有4次（不含此次跳闸），2013年5月，绝缘油试验合格。

该主变近3年来，一直重载，110kV李村变投运后，系统方式优化，情况有所好转，但随着负荷增长，在今年7月1日载容比在正常运行方式下为84%。

故障前载容比为42%。

2.2 事件前后运行方式和二次保护投入情况事件前方式：正#1、#2主变运行，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行，正10千伏母线分列运行。

正#1主变保护定值处理后方式：正#2主变运行，正#1主变停运，110千伏1、2万正线并列运行送电至正110千伏西母，正110千伏母线并列运行、35千伏母线并列运行、正10千伏母线并列运行。

2.3 避雷器配置和校验情况根据以上避雷器信息，避雷器配置符合站内各等级设备要求。

2011年4月，以上避雷器、全站主设备及接地网电阻测试均合格。

3 事件经过3.1 综自信号记录07时52分，值班人员看到变电站围墻外有雷电，同时发现正#1主变跳闸。

110kV主变间隙过压保护动作分析及改进措施作者：马金山吴继雄瞿辉来源：《机电信息》2020年第21期摘要：通過两个案例分析了主变间隙过压保护动作原因，并提出了改进措施，防止因系统故障造成主变间隙过压保护动作，扩大事故范围。

关键词：主变保护;间隙过压;光纤差动0 引言我国110 kV及以上电力系统为中性点有效接地系统，但不是所有的110 kV及以上电压等级的变压器中性点都要直接接地。

考虑到系统短路容量的问题，如全部接地，系统零序阻抗变小，系统发生接地后短路电流较大，因此要考虑部分变压器中性点不接地。

根据《电力变压器运行规程》要求，110 kV及以上不接地的变压器中性点要采取间隙保护措施。

当发生单相接地故障时，变压器所接的电力网失去接地中性点，若间隙电流（电压）达到过压保护定值，经0.3～0.5 s时限动作断开变压器各侧断路器。

2018年6月3日，110 kV麻城变因10 kV侧有小电源系统，主供线路发生单相接地故障，造成#1主变间隙过压保护动作，跳开#1主变三侧开关。

2019年2月11日，110 kV象山变主供线路发生接地及断线故障，造成#2主变高后备间隙过压保护动作，跳开#2主变两侧开关。

从以上两个案例来看，110 kV变电站存在主供线路故障造成主变间隙过压保护动作风险。

本文将对故障案例进行分析，并提出整改措施。

1 间隙过压保护动作分析1.1 110 kV麻城变间隙过压保护动作分析2018年6月3日，110 kV麻城变由麻花线主供，麻花线路（靠花竹变）发生B相接地故障，花竹变距离、零序保护动作后跳开花竹侧开关DL1，如图1所示。

因110 kV麻城变为受电侧，距离、零序保护未动作。

麻城变10 kV母线接有小电源E2，当主供线路跳闸后，能维持麻城变一定时间的电压。

麻城变因DL1跳闸与系统脱网，1T中性点未接地，相当于不接地系统运行。

麻城变DL2、DL3、DL4、DL5未跳闸，麻花线的接地点未隔离，因小电源的原因，非故障相电压升高■倍，二次零序电压上升到300 V左右，达到主变间隙保护动作值，110 kV麻城变#1主变间隙保护动作。

110 kV变电站主变差动保护动作原因分析潘金祥【摘要】针对一起110 kV变电站主变差动保护误动作的事故,通过对相关电气设备进行绝缘检测和二次回路检查,简化了变压器油,分析了油谱,研究了保护动作报告和录波,以期从中找出引发事故的原因.【期刊名称】《通信电源技术》【年(卷),期】2019(036)003【总页数】3页(P198-199,202)【关键词】变压器;接线形式;差动保护;跳闸【作者】潘金祥【作者单位】宜兴供电公司,江苏宜兴 214200【正文语种】中文0 引言变压器是电力系统中的重要供电元件，具有改变电压、传递电能的作用，是保障电网安全、经济运行的基础。

其运作的可靠性关乎变电站的整体安全，一旦出现故障，将严重影响供电可靠性和电网稳定性。

变压器差动保护可为电网安全、稳定运行提供可靠保证，在电网中具有举足轻重的作用[1]。

本文结合一起主变差动保护动作的事故，通过检查现场的电力设备和事故记录，分析变压器差动保护跳闸的原因，为类似事故提供参考与借鉴。

1 事故经过7月18日23点51分，110 kV新城变1号主变差动保护动作，110 kV城环9×4开关，内桥700开关、1号主变201开关和202开关发生跳闸。

1号主变差动保护动作前的运行方式为，两条110 kV进线各带一台主变运行，内桥700开关热备用。

1号主变带20 kV的I、II段母线（10条出线），2号主变带20 kV的III、IV段母线（3条出线），如图1所示。

图1 变电站事故前的运行方式23点45分，值班员根据调度命令进行两条进线并列运行操作。

内桥700开关合闸后，1号主变差动保护动作，20 kV的I段母线、II段母线失电。

2 现场调查处理1号主变差动保护动作后，现场值班员胡某、徐某立即停止操作，检查全站保护装置动作情况和开关变位情况。

23点57分，值班员向调度中心汇报现场保护动作（差动、低后备保护动作）和开关变位情况，同时将上述保护动作和开关跳闸信息汇报至运维站。

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°。

110kV塘口站#2主变低后备保护动作分析摘要：由于现阶段变电站数量众多，且投运年限不一，一次设备老旧已经是阻碍变电站稳定运行的重要因素。

变电站改造进度已经跟不上设备需要更换的进度，因而，由于变电站设备老旧导致开关越级跳闸事件时有发生，加速老旧变电站一次设备改造已经是迫在眉睫的任务。

关键词：保护;老旧; 越级跳闸; 动作分析一、事件前运行方式110kV塘口站110kV母线为单母分段接线。

正常运行方式下，#1变高1101开关在合位，#2变高1102开关在合位，110kV母联1012开关在合位。

10kV母线为单母分段接线，10kV母联500开关处于运行状态，#1主变变低501开关在合位，#2主变变低502开关在合位，如下图1所示。

图 1 事故前系统运行方式二、事件简述2022年05月13日08时29分03秒956毫秒，110kV塘口站10kV F18、F21馈线发生短路故障，均为过流I段保护动作跳518开关、521开关。

2022年05月13日08时29分04秒494毫秒，#2主变低后备保护复流I段T1动作，跳500开关；08时29分04秒687毫秒，#2主变低后备保护复流I段T2动作，跳502开关。

故障点简图如图 2所示。

图 2 故障点简图三、保护动作过程表 1 保护动作时序表保护动作时序图如下图3所示。

图 3 保护动作时序图四、保护动作行为分析运维人员现场对#2主变低后备保护装置、10kV灵石坝线F18 518开关保护装置、10kV坪石镇II线F21 521开关保护装置的动作信息进行了收集。

1、#2主变低后备保护装置动作分析表 2 #2主变低后备保护装置相关定值表根据保护装置动作报文、保护定值和录波图分析如下：对#2主变电流波形进行分析，初始故障为低压侧AB两相短路，经55ms后发展为三相短路故障，故障电流达到复压过流I段定值2.5A（一次值7500A）。

保护启动经538ms复压过流I段I时限保护动作，跳10kV母联500开关，动作短路电流3.486A（一次值10458A）。

变电站110kV线路差动保护动作分析摘要：通过对110ｋＶ某Ｌ枢纽变电站故障前的运行方式、背景及事故经过的介绍，对其二进线Ｌ、Ｈ变电站两侧的线路保护录波图形及动作进行了分析，用临时１＃变压器替代原１＃变压器转运行投至110ｋＶＩＩ母手动合闸时，产生不平衡电流中的直流分量较大，导致Ｌ变电站二进线的Ｌ侧线路保护ＣＳＣ－１63Ａ零序差动保护动作。

关键词：110ｋＶ；不平衡电流；零序差动保护；变电站１故障前系统的运行方式110kV线路在我国电网中占有较大的比例，确保110kV线路的运行安全非常重要。

110kV保护装置目前主要配置微机型继电保护装置，其运行可靠，自动化程度高。

为了确保保护装置能够正确动作，需要在定检工作中对其保护的选择性、速动性、灵敏性、可靠性进行调试；本文主要对110KV线路差保护动作进行了详细的阐述。

110KV某Ｌ枢纽变电站一次系统为３条电源进线、双母双分段接线方式，运行方式如下，一进线带110KVＩ母、１＃主变和２＃变压器，１＃主变带10KVＩ、ＩＶ母；二进线带110KVＩＩ、ＩＶ母，110KVＩＩ母带临时１＃变压器，110KVＩＶ母带２＃主变及10ｋＶＩＩ母；三进线带110KVＩＩＩ母，110KVＩＩＩ母带３＃主变、３＃变压器及10ｋＶＩＩＩ母；３条进线均由220ｋＶ某Ｈ变电站送电。

２故障前的背景由于现场原因，１＃变压器和３＃变压器低压侧后备保护装置中的复压过流保护动作，事故跳闸。

由于生产需要，急需将１＃、３＃变压器送电。

在送电前，对１＃、３＃变压器进行了相关电气检测试验。

检测报告结果显示，３＃变压器直流电阻测定为：ＡＢ两相为6.385ｍΩ；ＢＣ两相为6.391ｍΩ；ＣＡ两相为6.375ｍΩ；测试结果满足要求。

而１＃变压器直流电阻测定为：ＡＢ两相为8.678ｍΩ；ＢＣ两相为5.847ｍΩ；ＣＡ两相为7.825ｍΩ；平衡度测试结果等于38％，远远超标，且其油色谱分析显示气体中的含烃量也远远超标。

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。

主变低后备保护动作的情况分析摘要：继电保护是电力系统中关键的部分，它主要起到隔离故障设备、增强系统安全性的作用。

继电保护体系是避免电力系统发生故障的第一道防线，是安全电力系统的主要组成部分。

本文结合某110kV变电站主变低后备保护动作情况，分析故障点对电网和设备造成的影响，总结出干扰继电保护可靠动作的因素并给出提高继电保护可靠动作的方法。

关键词：继电保护；保护动作；可靠性；低后备保护0 引言伴随着经济的快速发展，社会对用电的需求量急剧增加，电力系统在国民经济发展中的作用日益重要。

同时，电力系统的供电规模不断增大，容量愈来愈大，体系构造也愈来愈复杂，再加上大功率、远距离和特高压交、直流输电网的发展，继电保护的可靠性就变得越来越重要，所以有必要对继电保护可靠性和正确动作进行研究。

只有做好各个变电站的继电保护工作，在电力系统的所有技术环节严加监管，才能确保电力系统的安全运行[1，2]。

目前，电力系统运行时经常会出现各种不同程度的故障，在很大范围内制约着电力系统的安全生产。

近几年，由于继电保护拒动和误动对各大电网所引起的大面积停电事故时有发生，极大地危害了国民经济与人民生活；因此，装设继电保护装置一方面可以消除电网系统运行的故障，另一方面可以促进国家发展和提高居民生活质量。

可靠性是保护系统的基本要求之一，是反映电网安全稳定运行的重要指标[3，4]。

保护可靠性水平和很多因素有关，包括：保护的原理、装置的硬件结构和工艺，软件流程和运行维护水平等[5]。

保护动作的情况与一次系统密切相关。

保护自身的误动失效会引起保护误动，但保护自身拒动失效只有和被保护对象故障同时发生时，保护才拒动。

研究保护系统自身的可靠性水平，要综合保护的一次情况，建立起一二次综合模型，分析保护动作情况。

本文主要结合电网运行方式，给出主变低后备保护动作情况，分析故障过程和故障造成的影响，总结出干扰继电保护可靠动作的因素并给出提高继电保护可靠动作的方法，以保证电网持续可靠的运行。

一起110kV主变差动保护动作的分析摘要：变压器差动保护是一种以变压器各侧电流的大小和方向为判断依据，用作反应变压器内部故障的电力变压器的主保护，对保证变压器的安全运行起着极其重要的作用。

为此，变压器差动保护的正确动作率，对供电的安全稳定性意义十分重大。

通过对110kV某主变差动误动原因分析，找出设计和安装中存在的问题，并结合处理提出了误动事故的改进及防范措施，供有关专业人员参考。

关键词：110kV主变压器；变差动保护；分析前言：为提高故障时的动作灵敏度和可靠躲过外部故障时的不平衡电流，目前的变压器微机保护装置均采用具有比率制动特性的差动元件，原则上在区外故障时绝对不会发生误动作现象。

但在实际运行中，由于受电流互感器差动绕组二次回路连接不良或多点接地、变压器两侧电流互感器暂态特性存在差异或饱和特性不一致、以及保护装置定值整定不合适等因素影响，差动保护误动作事故时有发生。

某日大同地区110 kV某变发生了一起10 kV线路故障引起110 kV主变差动保护误动作跳闸，导致全所失电。

1事故描述110 kV某变为单母分段接线方式，母联710开关热备用，1号、2号主变分列运行。

某日2：20，110 kV某变2号主变差动动作，跳开2号主变702、102（III）、102（IV）开关；同时，A线271、B线182、C线181线路速断动作，B线182线路重合未成。

2：22，某变1号主变差动动作，跳开1号主变701、101（I）、101（II）开关；同时，D线171、E线173线路速断动作。

全所失电，所有负荷无法转移。

6：47，地调将1号主变恢复运行后，大同调试送B线182线，B线182线速断动作，重合未成，1号主变主变未动作。

6：50大同调试送D线171线，1号主变差动动作，同时D线171线速断动作。

2原因分析发生事故当天为雷暴雨天气，某变2：20A线271、D线171、E线173线路发生永久性相间故障，因而流过某变1号、2号穿越电流非常大，同时主变差动保护接线组别整定错误，最终导致主变差动保护误动作跳三侧开关。