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变电站主变差动保护跳闸事故原因及处理过程案例分析变电站主变差动保护跳闸事故是指在变电站运行过程中，由于各种原因导致主变差动保护装置误动或故障跳闸，对电网稳定性和运行安全造成影响的事件。
下面将通过一个案例分析来详细介绍变电站主变差动保护跳闸事故的原因及处理过程。
案例背景：变电站主变差动保护跳闸事故处理过程：1.事故发生后，首先要立即停电，并确保现场的安全。
同时通知相关人员到现场进行紧急处理。
2.根据事故发生的具体情况，对主变差动保护装置进行全面排查，包括设备检查、通信检查等。
确定装置是否存在故障，是否需要维修或更换。
3.进行现场调试和测试，以确认设备是否正常。
可以通过在线检测工具对装置的差动保护功能进行评估，并对之前的误动记录进行分析，找到误动的规律和原因。
4.如果事故的原因是设备老化导致的，应及时对设备进行维修或更换。
如果是通信故障导致的，应检查通信线路和设备，修复故障并确保通信正常。
如果是操作失误导致的，应对操作人员进行培训和指导，加强对保护装置操作的规范。
5.对保护配置进行检查和校对，确保配置正确。
可以通过模拟故障的方法对保护装置进行测试，验证配置是否合理、正确。
6.完成上述处理后，重新启动主变差动保护装置。
并在重新投入使用前进行全面的试验和测试，确保保护装置的可靠性和正确性。
7.针对此次事故，应进行事故分析和总结。
分析事故原因，找出教训，并制定相应的改进措施。
可以通过修改操作规程、加强设备维护和检修、提高操作人员技能等方式，进一步预防类似事故的发生。
总结：变电站主变差动保护跳闸事故的原因多种多样，常见的包括设备老化、通信故障、操作失误、保护配置错误等。
针对不同的原因，需要采取不同的处理措施，包括设备维修、通信故障修复、操作人员培训、保护配置校对等。
为了预防类似事故的发生，还需要进行事故分析和总结，找出并改进存在的问题。
只有通过不断地改进和提高，才能确保变电站主变差动保护装置的稳定运行，保障电网的安全和稳定。
35kV主变差动保护误动作事故分析摘要电力是我国现今社会发展非常重要的一个环节，近年来，我国的电力事业得到了较大程度的提升。
其中，电力变压器是电力供应系统中非常重要的一项设备，其负责对于电能的分配与传输，同时也是保障电力系统得以安全稳定运行的重要一环。
在本文中，将就一起35kV主变差动保护误动作事故进行一定的分析。
关键词：35kV；主变差动保护；误动作事故；1 引言在电力系统中，电力变压器是非常重要的一项设备，并具有着电压变换以及电能传输的作用，可以说，要想使整个电力系统得到更为可靠、稳定、安全的运行，就需要保障电力变压器的正常运转。
但是，其在实际应用的过程中，其还是不可避免的会出现一定的问题，虽然我国的电力工作者近年来已经不断的对其进行优化与改进，但是误动作情况还是经常出现，使得变压器出现了非正常停运的情况，从而使整个系统的稳定性受到了很大的影响。
而能够造成变压器误动作的因素有很多，差动回路接线不正确、整定值不合理、调整不当及保护继电器性能不良等均会使其出现误动作情况。
而为了能够保障电力系统得以安全稳定的运行，就需要我们能够从事故入手，来不断的提升电网稳定运行水平。
2 某35kV主变差动保护误动作事故分析2.1 本次事故发生的35kV变电站是单线、单变运行的方式，其只有一条电源线T接到了35kV线路之中，站内单台35kV主变运行带4条10kV出线运行，事故前全站负荷900kW。
2.2 事故发生经过事发时间为2013.11月，该站地区当天为雷雨天气，在下午三时许该地区该35kV电源线因为受到雷电击打而跳闸的情况，而重合闸操作则成功。
而当重合闸操作成功、线路重新运行的同时，35kV主变比率差动保护动作跳主变两侧开关，使得10kV母线以及35kV主变的电流值以及电压值都显示为0。
而当此种情况出现之后，系统在第一时间发出信息，并由工作人员在获得报警信息之后对于差动保护范围之内的10kV母线、以此连接设备以及10kV线路等等都进行了全面的检查，并在检察未发现异常情况之后将结果汇报给了调度员。
仿真变异常及事故处理典型案例安阳供电公司颛顼集控站二00八年六月十日目录变电站事故异常处理总则第一章、仿真变电站线路、母线、主变保护配置一、仿真变电站线路保护配置二、仿真变电站母线保护配置三、仿真变电站主变保护配置第二章、控制屏及保护屏元件位置图一、中央信号屏表计及光字牌位置图二、中央信号屏试验按钮及开关位置图三、1#主变控制屏表计及光字牌位置图四、2#主变控制屏表计及光字牌位置图五、220kV母联、旁路控制屏表计及光字牌位置图六、母联720及线路控制屏表计及光字牌位置图七、35kV线路及分段控制屏表计及光字牌位置图八、110kV1Y、2Y线微机保护装置元件位置图九、110kV母线保护屏主要元件位置图十、220kV旁路微机保护屏元件位置图十一、220kV母线微机保护屏主要元件位置图十二、220kV 1E线(第一套)微机保护屏元件位置图十三、220kV 1E线(第二套)微机保护屏元件位置图十四、220kV 2E线微机保护屏元件位置图十五、220kV 3E线微机保护屏元件位置图十六、220kV 4E线微机保护屏元件位置图十七、220kV 5E线微机保护屏元件位置图十八、110kV旁路保护装置元件位置图十九、110kV 3Y(4Y、5Y)线常规保护装置元件位置图二十、35kV旁路及线路保护元件位置图二十一、1#主变保护屏保护信号灯位置图二十二、1#主变保护屏保护压板位置图二十三、站用电控制屏元件位置图二十四、站用直流屏元件位置图二十五、直流系统分屏元件位置图第三章、仿真站接线方式及有关操作注意事项一、仿真站接线方式二、正常运行方式三、有关操作注意事项及其他事项说明四、旁代线路及主变的操作步骤第四章、异常处理典型案例异常（一）35kV系统单回线路接地异常（二）35kV系统双回线路（不同相）接地异常（三）35kV系统双回线路（同相）接地异常（四）35kVI母PT二次保险熔断异常（五）35kVI母PT高压保险熔断，35kV系统接地异常（六） 310至3101间接地异常（七）110kVI母PT二次保险熔断异常（八）713油泵运转，分闸闭锁异常（九）110kV元件差动CT回路断线第五章、事故处理典型案例事故（一）35kV II母故障，310、302跳闸事故（二）315线路故障、开关拒动越级到302跳闸事故（三）35kV I母故障、301拒动越级到1＃主变跳闸事故（四）35kV II母故障、302拒动越级到2＃主变跳闸（1）事故（五）35kV II母故障、302拒动越级到2＃主变跳闸（2）事故（六）110kV II母故障、110kV II母母差保护动作事故（七）110kV 旁母故障、110kV II母母差保护动作事故（八）720开关与CT间相间短路，110kV I母母差保护动作事故（九）714开关与CT间故障、110kV II母母差保护动作事故（十）713开关与CT间故障、110kV I母母差保护动作事故（十一）713线路故障，保护压板漏投，越级跳闸事故（十二）715线路故障，保护拒动，越级跳闸事故（十三）715线路故障、开关压力异常，分闸闭锁，越级跳闸事故（十四）110kV I母PT至刀闸间故障、110kV I母母差保护动作事故（十五）异常发展到事故712 CT断线、110kV II母母差保护动作事故（十六）701开关与CT间相间故障事故（十七）220kVII母故障、220kV II母母差保护动作事故（十八）220kVI母故障、220kV I母母差保护动作事故（十九）2214开关与CT间故障，220kV II母母差保护动作事故（二十）2213线路相间故障，2213开关拒动越级事故（二十一）220kVI母相间故障，2210拒动事故（二十二）2210开关与CT间故障（死区）事故（二十三）2201开关与CT间相间故障事故（二十四）2201开关与CT间接地故障事故（二十五）2202开关与CT间相间故障事故（二十六）2202开关与CT间接地，II母母差动作，失灵保护动作事故（二十七）2214线路相间故障，2214开关拒动越级主变高压侧事故（二十八）2215线路相间故障，2215开关拒动越级主变高压侧事故(二十九) 2213开关与CT间故障，2210母差保护漏投事故（三十） 1#主变高压套管A相接地短路变电站事故异常处理总则1、值班人员在处理事故中，应迅速、沉着、准确、全面地了解和掌握事故情况，作出正确判断，尽快对用户恢复供电。
一起35kV主变差动保护误动作原因的分析段占辉摘要：电力变压器是电力系统中十分重要的供电元件，它的故障将对供电可靠性和系统的正常工作带来严重的影响。
同时大容量的电力变压器也是十分贵重的元件，因此必须根据变压器的容量和重要程度考虑安装性能良好、工作可靠的继电保护装置。
关键词：变压器；差动防护；线路短路一、事故经过（1）站内变压器及保护配置情况：某公司35kV变电站使用2台由某公司生产的型号为SFZ11-16000/35的变压器，保护装置采用南京某自动化有限公司生产的PDS-720系列数字式变压器保护测控装置，差动元件的比率制动特性曲线采用2段折线式。
差动保护动作时，站外环境为刮风下雨。
（2）后台报文：14∶09∶44，1#电容器C608相对时间0ms低电压启动；14∶09∶18，1#电容器C608相对时间501ms低电压动作u=0.023438；14∶10∶18，1#主变比率差动相对时间1ms差流突变量启动；比率差动B相动作，差动电流lcd=1.968，制动电流lzd=2.939，二次谐波制动电流l×0.343750，1#主变差动动作，两侧开关跳闸。
二、原因分析2.1故障录波分析根据1#主变压器差动保护动作录波图分析：A、B、C三相均出现差动电流，B相幅值较大。
相对时间9ms时，高、低侧继电器启动；相对时间25ms时，高、低侧开关执行跳闸；相对时间62ms时，高、低侧开关完成跳闸；相对时间103ms时，跳闸结束继电器返回。
2.2故障检修1#主变跳闸后，现场人员积极查找跳闸原因。
运行人员将1#变压器由热备用状态转为了检修状态，试验人员对1#变压器本体及有载调压部分的变压器油进行取样试验，对差动保护装置进行保护性能测试，并组织人员对定值进行重新核对计算。
（1）保护装置性能测试情况。
试验人员从1#主变压器差动保护装置电流回路端子排处，由各侧各相分别加入试验电流，以检查差动保护装置动作情况，同时查看录波图形。
一起新增35kV主变差动保护回路电流异常的处理作者：陈友伟李洁来源：《山东工业技术》2016年第21期摘要：差动保护作为变压器的主保护之一，主要保护范围为变压器两侧电流互感器之间的套管、套管引出线、变压器绕组上的故障。
本文以一台新增YNd11联接方式双绕组变压器为例，从向量图、理论验算和现场实际运行情况展开分析，最终查明变压器原边绕组接线反相序导致了变压器联接方式发生改变，引起差动保护回路差动电流较大，并随着负荷增加而增大，最终有可能造成差动保护误动作的原因。
关键词：变压器；联接方式；Y/△变换；反相序；差动保护DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.21.1810 前言目前变压器保护通常采用微机保护，装置内部软件可以通过变压器接线方式的整定实现进入装置后的电压、电流相位幅值的补偿。
由于微机保护的灵敏性、可靠性，所以从一、二次回路外部接线到定值整定、参数设置都马虎不得，否则将造成差动保护误动或拒动，造成不必要的损失和麻烦。
本文就一起YNd11联接方式双绕组变压器高压侧进线电源逆相序，进而对主变差动电流回路造成影响，并导致差动保护差流增大，可能造成差动保护误动作进行分析和讨论。
1 问题简述某35kV变电站新增#2主变为SZ11-10000/35型双绕组变压器，联接方式为YNd11。
主变差动保护采用重庆新世纪电气公司EDCS-81201型变压器差动保护装置，变压器高压侧电流互感器变比为400/5、低压侧电流互感器变比为800/5。
主变投运后，现场查看主变带1817千瓦负荷，高压侧电流0.37A，低压侧电流0.66A，保护装置显示差流Icd=0.16Ie。
伴随着负荷的增加，差动电流有增大的趋势。
在厂家人员和施工人员的共同努力下，找出了问题所在，并及时给予了处理和解决，确保了设备的安全稳定运行。
2 原因分析查找及问题解决在变压器带负荷后，用伏安相位仪测量其六角图，数据如表1所示：由上表可以看出，主变低压侧电压滞后高压侧电压30°，正常情况下，YNd11联接方式的变压器低压侧电压超前高压侧电压30°，也即是说，此时主变低压侧的电压是滞后于高压侧电压60°的。
第4期（总第241期）2023年8月山 西 电 力No.4（Ser.241）Aug.2023 SHANXI ELECTRIC POWER一起区外故障引起220 kV主变压器差动保护动作的分析王会增，王 乐，齐肖彬（国网河北省电力有限公司超高压分公司，河北 石家庄 050071）摘要：介绍了一起区外故障引起主变压器差动保护越级跳闸事故的相关情况，通过对现场相关保护设备、二次回路进行特性试验、绝缘试验及测量，并对保护装置动作报告和事故录波进行分析，确定是变压器高压侧中性线接触不良，故障时无自产零序电流，高压侧电流发生畸变，而导致的差动保护跳闸。
得出的结论为保护正确动作。
关键词：主变压器；差动保护；区外故障；零序电流中图分类号：TM774 文献标志码：A 文章编号：1671-0320（2023）04-0036-030 引言 继电保护是电力网三道防线的重要一环，主变压器（以下简称“主变”）差动保护是电力变压器可靠运行的保证，在电力网中具有举足轻重的作用。
快速正确分析主变保护故障性质是快速处理问题的关键所在[1]，是一次设备能否投入运行的决定性因素，是确保电力设备安全稳定运行的基础。
2021-09-17T05：24：33，某市220 kV新能源升压站220 kV线路发生短路故障，线路保护装置正确动作切除故障，同时主变保护差动动作，跳开主变两侧，造成主变压器停止运行、新能源发电量无法满额输出的严重后果。
本文通过对这起区外故障引起220 kV主变压器差动保护动作的分析，提出了收稿日期：2022-07-13，修回日期：2023-04-26作者简介：王会增（1990），男，河北邯郸人，2016年毕业于华 北电力大学电力系统及其自动化专业，硕士，工程师， 从事超特高压变电站继电保护工作； 王 乐（1986），男，河北石家庄人，2010年毕业于 东南大学电气工程专业，高级工程师，从事超特高压 变电站继电保护工作； 齐肖彬（1986），男，河北石家庄人，2013年毕业于 华北电力大学电力系统及其自动化专业，硕士，高级 工程师，从事超特高压变电站继电保护工作。
关于电力变压器主保护差流误差原因分析摘要：变压器是电力企业生产运行的核心设备，其质量水平将会直接影响到该电力企业的正常运行，目前很多电力企业都受到了主变保护系统出现不同程度上的差流误差及其相关问题的困扰，而工作人员为了找出造成差流误差的根本原因对其展开了相应的实验。
接下来，笔者将从项目概述、主变保护差动实验以及差流误差原因分析等方面对其展开详细地论述，希望以下内容可以为相关电力企业提供一些有价值性的参考意见。
关键词：电力变压器；主保护差流；误差原因分析引言：电力企业是国内非常重要的基础产业，与人们的日常生活和工作有着非常紧密地联系，因此电力企业的生产质量水平也受到了广大人民群众的广泛热议。
为了可以有效地提高电力企业的生产效率，工作人员需要不断地降低电力企业中变压器的差流误差，这也是笔者将要与大家进行探究的主体内容。
笔者以某电力企业3号变压器的差流误差为例，提出的一些意见和建议，希望可以对相关人员有所裨益。
一、项目概述以微机形式为主的变压器在运行过程中经常会出现一些差流误差的情况，造成这种情况的因素有很多，为了可以全面地对变压器内出现差流误差等相关情况进行有效地分析，工作人员将以某电力企业中3号主变保护变压器为例，对其差动保护中所产生的差流误差进行多次实验，并且根据最终的实验结果对造成差流误差的根本原因进行分析和总结。
3号主变保护变压器的型号为SFPSZ9-120MVA，其电压的标准值为220/121/10.5，通常以有载的方式进行电压的调节，低压侧的CT变化为4000/5，中压侧的CT变化为1200/5，高压侧的CT变化为600/5，该变压器的接线方式为Y/Y/Y，主变容量为120MVA，差动保护类型为微机形式，差动保护型号为WBH-100。
二、主变保护差动实验（一）实验CT对比分析在工作人员将3号主变保护变压器进行差流值的实验分析之后，经测定所得出的差流变化如表1所示。
表1.3号主变保护变压器的差流值统计表（二）差流接线检查在上述实验中，工作人员通过对表盘内的数据进行读取，得出型号为320的变压器的电流值为670A，功率为-3MW，电量为+11Mvar；型号为620的变压器的电流值为130A，功率为+49MW，电量为-0Mvar；型号为520的变压器的电流值为250A，功率为-50MW，电量为-10Mvar。
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。
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。
主变开关在旁路代运时的保护死区问题探讨摘要：本文分析了在变高侧开关停电检修由旁路开关代运的情况下，差动及失灵保护出现死区的问题，分别提出了旁路代运时主变差动及失灵保护回路的死区消除方案。
关键词：主变开关旁代开关失灵保护死区 RCS-9150 引言结合目前双母线带旁路的接线方式下，所采用的旁路代主变变高开关运行的现状，分析了由于差动保护范围缩小而引起的保护死区及主变启动失灵回路存在的几个问题，并提出了相应的改进措施。
1 旁路开关代主变侧开关运行时主变差动保护死区的问题在高压侧为220kV的主变微机保护中,一般配置两套完整的主Ⅰ、主Ⅱ保护，各有完整的差动保护和220kV、110kV、10kV三级后备保护。
主Ⅰ保护一般采用开关CT的电流、主Ⅱ保护采用套管CT的电流，在双母线带旁路的母线运行方式中，当主变高压侧开关检修时，需用220kV旁路开关代主变高压侧开关运行，此时有两种处理方法：其一，将主Ⅰ保护的电流回路切换到旁路CT，但目前旁路CT二次绕组配置不够，一般配置为6组，有的甚至只有4组，而旁路CT二次绕组主要用于下列回路：220 kV旁路保护、安稳自动装置+故障录波、充电保护+母联失灵(母联兼旁路方式)、母差I、母差II、测量计量，旁路CT所配置的二次绕组6组仍然不够。
因此在高压侧旁路CT需配置7组二次绕组，同时在各主变保护屏均具备本线、旁路CT绕组的切换回路，这种方法原理简单，保护范围基本不变。
但由于要切换差动保护的电流回路，使值班员操作繁琐，极易由于操作不当引起CT开路或接触不良而引起差动保护误动，这在很多事故通报中屡见不鲜。
其二，将采用开关CT的主Ⅰ差动保护及高后备保护停用，将采用套管CT的主II保护正常投入运行，这种方式操作简单。
但会导致主变差动保护范围从开关CT缩小至主变套管附近，因而，从旁路CT至套管CT处这一段旁母线和引线便是一段死区，区间包括了几十米甚至一、二百米的旁路母线和部分引线，有文章分析认为该死区内出现故障的可能性较小，且主变具有后备保护（如220kV侧复合电压闭锁过流和220kV侧零序方向过流保护）。
旁代主变操作的继电保护分析【摘要】变电站设备的倒闸操作是指电气设备位置或电力系统运行方式由一种状态过渡到另一种状态。
变电站倒闸操作有其特殊性，不同的电网运行方式，继电保护以及自动装置的配合，不同的操作任务，都将影响到倒闸操作的正确性，特别是一些复杂的操作。
所以，作为运行值班人员一定要熟悉二次回路，了解继电保护装置原理，从而规范变电倒闸操作。
但一些复杂倒闸操作的具体现象和具体原理，运行人员还是没有进一步的了解，例如旁路开关代主变开关操作。
作为继电保护人员，在此文浅谈一下这方面的问题。
以邳州市供电公司220kV邵场变电站旁代2#主变典型操作票为例讲评。
【关键词】旁代主变引言：220kV邵场变电站2#主变为18MV A的自耦电力变压器，220kV为双母代旁路接线，所用的保护为北京四方的保护，保护配置为双微机化保护，配置两个保护屏，保护屏一有保护一CSC326和本体保护，用的是开关CT(2602#开关1LH)，旁路代时需要切换；保护屏二有保护二CSC326和操作箱，用的是主变套管CT （图中8LH），旁路代是不需切换。
旁代操作中，一直运行的主保护有保护屏二的主保护和保护屏一的本体保护，保证了操作过程中一直保留主保护。
旁路开关代主变开关操作比较典型，复杂程度较高，其分析说明如下：1.操作前：2620#旁路开关在正母线运行状态，二次相应投入；2#主变2602#开关运行，二次相应投入。
2.操作结束后：2620#旁路开关代#2主变2602#开关运行，也就是说，2620#旁路开关不管是从一次还是二次方面均起到#2主变2602#开关的作用，2602#开关再改为检修。
3.在此期间#2主变不失电，且保护不能够误动,要求先停用保护再进行电压、电流回路切换，二次切换结束后再进行一次操作,一次操作结束后再退出被代开关的电流回路。
下面我们通过十三个步骤来分析这一复杂操作，并一一做分析：一、旁路开关的一次方式与被代主变开关一次方式对应：1.正常情况下，220kV1#主变在正母线运行，2#主变在付母线运行，旁路开关在正母对旁母充电运行，旁路开关的保护均投入。
一起主变差动保护误动原因分析及防范措施摘要：本文结合一起主变压器差动保护误动的现象及现场检查情况，分析了保护误动作的原因及后续需要注意的事项和需采取的防范措施，可为其它电厂安全措施的实施处理提供借鉴与参考。
关键词：主变压器；差动保护；安全措施1.事故前情况某水电站共5台机组，事故前2、5号机并网运行，3、4号机停机备用，1号机检修，全厂有功394.9MW，全厂无功22.7Mvar，其中2号机组带负荷197MW；500kV第三串、第四串合环运行，500kV 5713、5721断路器运行，5711、5712、5722、5723停运；500kV #1母线、#2母线运行，500kV甲线检修、乙线运行；220kV母线运行，220kV双回线运行。
2.事件经过2016年1月7日09：30，维护人员按要求开展5722断路器间隔内CT：7LH、8LH、9LH的特性试验。
其中有一项实验措施为在5722断路器现地控制柜内将CT回路端子三相短接（靠保护装置侧）并划开，在完成7LH、8LH相关试验后，10：27维护人员执行9LH（对应接入5721短引线保护Ⅰ及2号主变压器保护A柜）特性试验措施。
实验开展过程中报“2号主变保护A套总告警”，运行人员会同维护人员现地检查发现主变保护A柜“主变高压侧CT断线”指示灯告警，在向值班负责人汇报告警现象后，10：39按下2号主变保护A柜复归按钮，复归“主变高压侧CT断线”告警信号。
2号主变保护A柜A相、B相、C相差动保护动作，2号主变保护B柜无动作信息、2号发电机保护A柜、B柜出口断路器失灵跳闸指示灯亮。
事故发生后于15：13将500kV 2号主变5721断路器由热备用转为冷备用，退出500kV 2号主变5721断路器失灵保护，16：10退出500kV 2号主变保护、2号发电机保护。
3.现场检查情况事故发生后，立即停止了相关工作，维护人员现场检查了2号主变压器、2号发电机未发现异常，随后对2号主变三相取油样进行色谱分析，试验报告数据合格，与最近一次试验数据对比无明显异常。
ｈｅｂｅｉｇｕａｎｌｉ ｙｕ Ｇａｉｚａｏ９０ ２２０ｋＶ主变旁代运行时对主变保护和失灵保护的影响分析及控制措施叶建东（广东电网有限责任公司阳江供电局，广东阳江５２９５００）摘 要：早期的２２０ｋＶ变电站设计中，２２０ｋＶ母线和１１０ｋＶ母线双母带旁路运行的接线方式是普遍存在的。
在主变旁代运行时，由于开关ＣＴ退出运行，一方面与之相关的主变保护的保护范围会缩小，需要考虑保护相互配合及出现死区的问题，另一方面由于主变失灵的特殊性，还需要考虑主变旁代运行时对失灵保护的影响，以免造成主变保护范围缩小或者失灵保护误动，威胁电网的安全稳定运行。
现通过探讨２２０ｋＶ主变保护在旁代运行时对主变保护及失灵保护的影响，提出了若干问题并加以分析，给出了相应的对策，以期为２２０ｋＶ变电站主变旁代运行时提供参考。
关键词：主变；旁代运行；主变保护；失灵保护! 引言在以往的设计中，考虑到旁路接线方式具有运行方式灵活、投资少等优点，２２０ｋＶ变电站２２０ｋＶ母线、１１０ｋＶ母线都带有旁母，双母带旁路运行的接线方式普遍存在。
２２０ｋＶ变电站主变保护按照双重配置原则，一般配置有主一、主二保护，非电量保护。
变高有接入２２０ｋＶ母差失灵保护，并且按照规范要求，要具备变高失灵联跳三侧的功能。
在主变旁代运行时，主一、主二保护中的差动、后备保护由于ＣＴ绕组的变化，相关保护范围随之变化，需要作出相应调整。
同时，也要考虑对２２０ｋＶ母差失灵保护的影响，保证母差失灵保护的正常运行。
１ 双母双分段接线方式ＣＴ绕组的典型配置一般情况下，２２０ｋＶ变电站主变配置有主变开关ＣＴ及主变套管ＣＴ。
比较典型的配置方式是主一保护采用开关ＣＴ、主二保护采用套管ＣＴ，且主二保护电流串联短路器保护。
如图１所示。
图" ##!45主变AB 绕组典型配置方式２ 旁代运行对保护范围的影响及措施根据图１所示，主变变高旁代运行时由于主二保护需要退出，主一保护采用套管ＣＴ，差动保护的范围就缩小到主变至套管。
一起主变压器差动保护误动分析吴笑天发布时间：2021-10-20T03:41:22.715Z 来源：《河南电力》2021年6期作者：吴笑天[导读] 1号、2号主变分列运行，1号主变101、2号主变102开关分列供10kVI、II段母线，10kV备自投启用。
（国网泰州供电公司江苏泰州 225306）摘要：变压器的差动保护一种重要的电气量保护，若差动保护误动将造成变压器停运，给电网带来风险。
本文深入研究了一起变压器差动保护误动案例，根据现场保护的不正确动作行为和故障录波图形，确认电流回路存在两点接地是差动保护误动的直接原因。
最后针对此类缺陷提出了相应的整改措施，有效提高了主变压器差动保护的运行可靠性。
关键词：变压器；差动保护；两点接地；电流回路1 事故过程1.1 事故前运行方式110kV张桥变电站投运于2001年，高压侧采用单母双分段接线。
张洋线828开关供110kVI段母线及1号主变，张徐线775开关供110kVII段母线及2号主变，1号、2号主变分列运行，1号主变101、2号主变102开关分列供10kVI、II段母线，10kV备自投启用。
1.2 事故经过2019年7月1日10：18：12：541，110kV张桥变2号主变比率差动保护动作，2号主变702开关、2号主变102开关跳闸。
10：18：19：361，10kV备自投动作，合上10kV母联110开关，未造成负荷损失。
2 事故检查与分析2.1 保护装置检查情况（1）2号主变保护动作信息：2019年7月1日，10：18：12：541，2号差动保护比率差动保护动作，AC相差流为3.893A，其他主变保护无动作信息；（2）10kV备自投保护动作信息：2019年7月1日，10：18：19：361，10kV备自投动作，合上10kV母联110开关。
（3）10kV张能线128线路、张姚127线路保护信息：10：18起发生A相永久性单相接地故障，二次电流30A，一次侧故障电流4800A，流变变比800/5，故障波形如图1所示。
主变差动保护误动分析及处理王学英1杨忠2胡高清1肖中成1何光明1（1.中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂,400021,重庆；2.中国石油西南油气田公司重庆气矿渝北运销部，401120,重庆）变压器差动保护作为变压器内部故障的主保护，其保护范围包括变压器本身、电流互感器（CT）与变压器的引出线等，能够有效反映接地故障、绕组与端部的短路故障、同一绕组的匝间故障等，具有较高的灵敏度。
为了使正常运行或外部故障时流入差动保护装置的电流相量和为零，目前微机型差动保护装置采取对电流幅值和相位校正的方法，使正常运行时流入微机型差动保护装置的电流相量和近似为零，即XI=0,基本满足基尔霍夫电流定律⑴。
这种在软件上进行幅值校正时，引入的折算系数称作为平衡系数，平衡系数整定正确与否直接影响差动保护动作的正确性。
针对某电站一起主变差动保护事件，根据差动保护原理和厂家内部程序计算方法，进行平衡系数整定计算，发现平衡系数整定错误。
根据故障某时刻的录波数据，结合差动保护装置内部程序算法，分正确和错误平衡系数两种情况，进行差动电流计算，分析出本次差动保护为区外故障。
最后，提出了防止平衡系数配置错误的措施。
下面进行具体介绍，供参考。
1故障情况2017年9月18日雷雨天气期间，某厂110k V变电站1号主变差动保护动作，导致全站失电。
投用备用变压器后，对1号主变、CT、避雷器等差动保护区内的一次设备及其保护、控制回路进行了详细检查和测试，均未发现异常。
空载试运1号主变，运行正常。
核对定值单，差动保护的各项参数与定值单一致。
通过检查和分析，排除电流互感器极性接错和设备故障等外部因素，检查带负载运行的2号主变，发现有较大的差动电流。
因此，初步判断差动保护装置中设置的平衡系数存在问题。
2差动保护装置平衡系数的整定该110kV变电站，主变型号为SFSZ9M -8000/110±8xl.25%/38.5/6.3,接线组别YOydll,容量8000kVA；高压侧额定电压110kV,高压侧CT变比为75/5；中压侧额定电压38.5kV,中压侧CT变比为300/5；低压侧额定电压6.3kV,低压侧CT变比为1000/ 5。
分析110kV智能变电站主变保护异常事件发表时间：2019-08-30T09:44:12.560Z 来源：《建筑细部》2018年第29期作者：王素侠[导读] 科学技术的不断提高使得现今的变电站也在朝着智能化的方向发展，智能变电站的出现使得电路转换的管理与服务变得更加完善，为我国的电力行业发展带来了新的机遇。
王素侠国网江苏省电力有限公司沛县供电分公司 221600摘要：科学技术的不断提高使得现今的变电站也在朝着智能化的方向发展，智能变电站的出现使得电路转换的管理与服务变得更加完善，为我国的电力行业发展带来了新的机遇。
110kv智能变电站主变保护有时会发生异常事件，从而影响到变电站作用的有效发挥，为此，我们就必须重视此类问题，并加强这方面的研究工作的开展。
基于此，本文能将结合实际的异常事件，对110kv智能变电站主变保护异常事件产生的原因进行详细的分析与探索，希望可以保证智能变电站的正常运行不受影响。
关键词：110kv智能变电站；主变保护；异常事件110kV 智能变电站通过采用先进、可靠、低碳、环保、集成的智能设备，使得全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化等功能都得到了有效的发挥。
同时其还可以自动完成设备的测量、控制、保护、计量等基本功能，极大的节省了人力资源的投入。
110kV 智能站主变保护乃是整个智能变电站是否正常运行的关键，其对于全站继电保护系统的可靠安全运行也有着不小的影响。
但现今的110kV 智能站主变保护过程中还是存在异常事件，使得该智能变电站的主变保护功能无法得到完美的实现，这就需要我们对此进行一番研究，从而为其他工作者带来参考意见。
1、智能变电站及其运行特点智能变电站重点在于能够通过智能化的方法来对变电站进行管理。
智能变电站在运行的过程中，包括两方面，一是智能化高压设备，二是信息化的管理软件。
信息化的管理软件涉及到网络通讯设备对数据进行传输，还涉及到通过智能化的管理品台对高压设备进行监控。
主变保护旁代差流异常案例分析
1 异常简介
某220kV变电站，110kV母线为双母线带旁路接线，如图1所示。
该站配置2台220kV变压器，主变差动保护均按双重化配置，型号分别为国电南京自动化的PST1202A和PST1202B。
某次用旁路410开关代#1主变中压侧401开关倒闸操作过程中，第一套主变保护出现较大异常差流，具体情况如下：如图1，用旁路410开关冲击旁母后，拉开410开关，合上4014隔离开关，接入第一套主变保护屏内中压侧旁路电流双层切换压板4SD，如图2所示，准备用旁路410开关合环前，检查发现第一套主变差动保护装置出现异常差流，差流在0.44A左右，而第二套主变保护装置未出现异常差流，因主变差动动作电流定值为1A，差动速断电流定值8.33A，由于异常差流未达到定值，保护并未动作。
此时的运行方式为401开关合位，410开关尚在分位。
图1
图2
2 差流异常分析
在旁路410开关代#1主变中压侧401开关前，第一套主变保护差流为0.03A，主变高压侧电流为0.467A，中压侧电流为1.63A，低压侧电流为0.31A。
而在倒闸操作至投入中压侧旁路电流双层切换压板4SD时，
出现了0.44A 的差流，此时查看保护装，在第一套主变保护装置中的采样值是高压侧电流0.469A ，中压侧电流为3.23A ，低压侧电流为0.32A 。
由采样值可以明显看出，高低压侧电流基本未发生变化，而中压侧电流却增加了一倍左右。
根据图1所示可知第一套主变差动保护采用401开关流变，旁路代时采用主变中压侧套管流变，第二套主变差动保护采用中压侧套管流变，在旁路410开关带路时接入第一套主变差动保护的电流是中压侧套管流变的电流，而套管电流在整个旁路代过程中始终是存在的。
如图2可知，一旦投入中压侧旁路电流双层切换压板4SD ，就会在中压侧叠加一倍的电流进入第一套主变差动保护装置，即主变中压侧401开关电流491和中压侧套管电流531同时进入保护装置，如此势必会引起主变保护出现差流，且差流值正是一倍的中压侧电流值（开关流变与套管流变变比相同）。
根据南自PST1200主变保护的差动电流计算方法[2]可知，A 相差流I CDA =高压侧电流⎪⎭
⎫ ⎝⎛-..B A I I ×K H +中压侧电流⎪⎭
⎫ ⎝⎛-..B A I I ×K M +低压侧电流×K L ，其中： K H =3
1，高压侧平衡系数；
K M =
3⨯⨯⨯H H M M N U N U ，中压侧平衡系数； K L =H
H L L N U N U ⨯⨯，中压侧平衡系数； 可知此时，主变A 相差流为I CD =0.469-3.23×
1200230600121⨯⨯-0.32×120023015005.38⨯⨯=-0.448A ，其中高压侧额定电压H U 230kV 、流变变比为H N 1200/5，中压侧额定电压M U 121kV 、流变变比为M N 600/5，低压侧额定电压L U 38.5kV 、流变变比为L N 1500/5，由计算可知，差流与装置显示差流值基本一致，此差流就是由于多叠加的一倍中压侧电流所致。
3 旁路代操作中风险分析及防控措施
从以上旁路带主变开关的倒闸操作中引起的异常差流可知，一旦差流达到主变差动定值，将引起差动保护的动作，势必会造成严重的影响，因此在旁路开关代变压器开关操作时，务必要注意一下几点。
1、在切换电流回路时，运行人员务必要清楚电流是切换到主变套管流变，还是切换到旁路开关流变。
切换到主变套管流变时，应该先临时退出差动保护，再接入旁路代时的套管流变电流，封掉主变开关流变后，再投入主变差动保护，因为在切换到套管流变时，不可避免的要在主变差动保护中产生差流；而切换到旁路开关流变时，不会产生差流，本文认为可以不退出差动保护。
2、务必注意操作电流双层切换压板顺序，如本例切换到套管流变，因套管流变电流始终存在，在操作4SD 时，应将压板先接入保护，再将短接片断开，否则很可能造成电流回路的开路，引起严重事故。
3、由图1可知，第一套主变差动保护流变采用主变开关流变，第二套主变差动保护采用主变套管流变，在旁路代时，第二套主变保护不存在异常差流问题，可以不用临时退出差动保护，而第一套差动保护必须退出，此时主变只有一套保护运行，在一定程度上降低了保护的可靠性。
4、本例中切换至套管流变时，保护装置中压侧电流增加一倍，虽已退出差动保护，但由于PST1200保护装置中差动及后备保护（复压过流）采用同一组电流，如果电流值达到后备保护电流定值，同时电压异常开放，将会引起后备保护的动作，因此建议同时将第一套主变保护后备保护也退出，以防保护误动。
5、对于本站旁代主变流变配置方式，在旁路代主变中压侧开关时，第一套主变保护保护范围缩小，在主变中压侧引线至中压侧开关之间，以及旁路母线存在保护死区，建议将110kV旁路保护装置按相关定值整定投入，以消除此死区故障。
6、旁路代主变开关时，运行人员要清楚代路的流变变比与主变开关的流变变比是否一致，如旁代时采用套管流变，要保证此变比与代路前采用的流变变比一致，如采用旁路开关流变，要保证此变比与代路前采用的流变变比一致。
如若不一致，也会引起主变产生差流，对差动保护造成影响。
在变比不一致时，可以通过修改保护定值的方法来消除这种影响，即将保护定值中的流变变比按旁代时使用的实际流变变比进行整定。
4 结论
本文根据旁路代主变开关操作过程中出现的差动保护差流异常现象，揭示了产生差流的原因，并由此分析了旁代主变过程中存在的一些关键问题，提出了相关防范措施，以提示运行人员在旁路代主变开关操作时注意事项，确保电网的安全稳定运行。
