零序保护误动跳闸分析

第一篇：零序保护误动跳闸分析

田头变电站110kV马田Ⅰ、Ⅱ回保护动作分析报告

一、事件前运行方式

110kV马田I回、马田Ⅱ回并列运行对110KV田头变进行供电，田中线送电保线（对侧开关热备用），110kVⅠ、Ⅱ组母线并列运行；#3主变110kV运行于110kVⅠ母；110kV马田I回、田通I回、南田、田中线运行于110kVⅠ母；110kV马田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田线运行于110kVⅡ母。

田头变一次接线图

二、设备情况

110kV马田I回、马田Ⅱ回保护装置：型号PSL-621D,南京南自；110kV 大田线（田头变）保护装置：型号RCS-941A,南京南瑞；2009年8月投运；110kV 大田线（大梁子电站）保护装置：型号DPL-11D,南京恒星；2015年3月投运；110kV 大田线（咪湖三级电站）保护装置：型号RCS-941A,南京南瑞；2009年9月投运。

三、保护报警信息

110kV田头变在2016年5月31日20时42分57秒110kV马田I回见（图2）、马田Ⅱ回见（图1）零序Ⅰ段动作，跳开出线断路器，20时42分57秒大田线保护启动见图3。对侧迷糊三站距离Ⅰ段动作跳闸故障测距约5KM处（见图4）、大梁子电站零序Ⅰ段动作跳闸（见图5）。

图1.马田Ⅱ回动作报告

图2.马田Ⅰ回动作报告

图3.大田线保护启动报告

图4.T大田线保护跳闸信号（咪三站）

图4.大田线保护跳闸信号（大梁子电站）

四、保护动作分析

故障发生后对马田双回线进行了巡线，未发现异常，通过大梁子电站线路侧避雷计数器发现有放电动作一次，随后由大梁子电站零起升压对110KV大田线进行冲电未发现异常；初步判断大田线电站侧跳闸是由于雷击瞬时故障造成(雷雨天气)，大田线田头变侧从保护启动波形分析在故障持续时间约为80MS后故障电流消失（马田双回跳闸），故保护未出口，根据相关保护动作信息推测故障点很有可能在大田线上，6月7日，再次停电安排对110kV大田线进行重点区段进行登杆检查，发现#4杆B、C相瓷瓶有闪络放电的痕迹（见下图），于当天更换损伤瓷瓶。

大田线#4杆B、C相瓷瓶放电痕迹

通过故障点的暴露可以得出，大田线保护动作由于线路故障属于正确动作，田头变侧保护未出口由于属于Ⅱ段保护范围有延时，在此期间马田双回线Ⅰ段动作切除了故障电流，故未出口属于正确动作（停电期间对大田线进行了联动试验，合格满足投运要求）。随后对马田双回线零序Ⅰ段误动进行分析，通过查看动作报文矢量图见下图)可以看出，零序电压在动作区域保护装置属于正确动作，因此可以排除保护装置本身问题。

故障报文分析矢量图

PSL-621D保护装置零序功率方向动作区

随后通过对此次动作故障波形和试验正、反方向波形进行比对发现，故障波形中故障电流超前故障电压约90度（见下图1-3）。满足该保护装置动作判据，保护装置将会判断正方向故障动作出口。此次电流同向和和试验正向波形相同，排除电流回路问题；但故障电压波形有所失真，故障相电压和零序电压同向，和试验正向波形有所不同；初步判断造成此次保护误动的主要原因在电压回路。

图1正方向试验波形（出口）

图2反方向试验波形（不出口）

图3马田线故障波形

随后对110kV电压互感器二次回路进行反措执行检查，核实PT接线及是否存在多点接地的情况，从保护装置原理图（见下图）可以看出3U0由装置内部自产。

保护装置电压采样原理图 通过查看设计图纸电压接线端子图和PT原理图（见图1和2）

PT本体原理图1

保护电压接线端子图2 发现开口N线与星形绕组的N线共用一根导线，没有分开不符合反措要求，由此判断开口三角绕组的N线与星形绕组的N线共用一根导线是造成此次保护装置误动的主要原因。

五、造成110kV马田双回线不正确动作原因分析：

1.直接原因分析

110kV大田线#4杆B、C相瓷瓶发现有雷击闪络放电的痕迹，此处离110kV 田头变26公里左右，离水电站1公里，对照110kV 田头变110kV马田Ⅰ回线、110kV马田II回线保护装置的测距信息（反方向上的80公里左右），同时对照110kV大田线上电厂侧的保护测距信息（正方向上的5公里左右），线路两侧故障测距和实际位置不对应，主要是由于过度电阻较大故测距数据误差较大，但是都在其保护动作范围内，加上通过登杆检查，最终锁定此故障点就是导致5.31事故跳闸的原因。

2.间接原因分析

本站建设于2009年，当时公司还属于民营性质，技术力量薄弱，在接下来的几年运行时间内，没有按照电网公司的反措要求执行，特别是其中有关于110kV电压互感器绕组接线核对需检查的内容（具体是：来自开关场的电压互感器二次回路4根引入线和开口三角形绕组的2根引入线均应使用各自独立的电缆，不得共用。开口三角绕组的N线与星形绕组的N线需分开。）没有得到执行，导致电压二次回路出现异常，在5.31当天发生110kV线路接地时，保护装置采集到错误的电压数值，导致零序保护的功率方向判断错误，造成马田双回线反方向故障保护误动，究其原因是110kV电压互感器开口三角绕组的N线与星形绕组的N线没有分开，使保护用的二次电压A、B、C、N线在接入110kV马田Ⅰ回线、110kV马田II回保护装置时，继保装置接收到的电压不能真实反映实际情况，导致继电保护装置判断故障点处于正方向上，从而在零序I段的电流达到定值要求后就出口动作，功率方向闭锁失效，此情况属于110kV电压互感器二次接线存在设计缺陷导致的保护误动作。

六、整改措施

严格按照变电站反措要求，对马关供电有限公司所辖5个110kV变电站进行排查，将110kV电压互感器开口三角绕组的N线与星形绕组的N线分开，不得共用。确保在110kV线路接地时，接入相关保护装置的三相电压能符合南网反措要求，杜绝类似事件的再次发生。

责任部门：设备部

监督部门：安全监管部 完成时间：7月底

2016年6月14日

第二篇：一起集电线路零序Ⅱ段动跳闸原因分析及预防措施(9月19日)

一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸

原因分析及预防措施

文/运维管理部

董参参

摘要：风电场变电站最容易发生事故的设备就是架空线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流Ⅱ段动作大多数是二次设备异常引起的误动。本文主要分析了一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸事故，阐述了检查过程及预防措施，从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。

关键字：零序电流互感器

零序电流

接地线

一、事故过程及设备简介：

2014年5月我站35kV润风六线集电线路因零序Ⅱ段动作，断路器跳闸，查看监控系统报文可知，在跳闸前，该集电线路曾多次报整组启动。该线路共计10台箱变，总容量为25MW，线路采用南瑞继保的PCS9612线路距离保护装臵，零序保护电流由外部专用的零序CT引入。跳闸前线路有10台机组并网运行，有功功率约为21.56MW，电流值约为:Ia 338.49A, Ib 338.1A, Ic 338.23A。

二、跳闸故障分析：

设备跳闸后，后台监控报文显示为零序Ⅱ段动作跳闸，零序电流0.195A，就地检查综合保护装臵报警情况，报警内容与后台一致，设备动作正确。随后现场人员分析了故障录波装臵记录的跳闸波形，故障录波显示瞬时值波形如图

1、有效值波形如图2。

图1（跳闸时刻电压电流瞬时值）

图2（跳闸时刻电压电流有效值）

通过跳闸故障时刻的瞬时值和有效值分析可知，跳闸时刻35kV母线电压平衡，相电压无明显降低或者升高，也没有产生零序电压，瞬时值波形平滑，无畸变。跳闸时刻电流瞬时值波形为平滑的正弦波，没有发生畸变，所以一次设备没有发生放电现象。通过理论推断可知，如果集电线路发生了接地故障，不但该集电线路有零序电流，该段母线上的接地变也会产生零序电流，对比接地变和跳闸集电线路的零序电流，发现该段母线上的接地变并没有零序电流，如图3所示。由此推断一次设备运行正常，没有发生单相接地，或者相间短路等故障。

图3（跳闸时刻线路零序电流为0.19A和接地变零序电流为0.00A）

图

1、图2都有一个异常现象，在跳闸时刻有零序电流，显示电流值为0.19A，并且35kV润风六线电流Io在跳闸时刻之后还一直存在，显示的电流值为0.19A。以上对图1和图2分析已经得知一次设备并无故障，依据零序电流产生的原理推断，就不具备产生零序电流的条件，断路器跳闸后，三相电流已经全部为0（图1和图2可证实），就更加不可能产生零序电流。

现场人员带着疑问查看了故障录波的实时监测值，此时润风六线断路器在分闸位，该线路显示三相电流为Ia：0.001A、Ib:0.002A和Ic:0.002A，考虑到零点漂移认为此时的电流均为0，但是零序电流Io实时监测值为0.137A，如图4所示。为了进一步证实该电流的存在，又检查了该集电线路的综合保护装臵二次实时测量值，该线路的零序电流显示为0.130A，如图5所示。设备跳闸后，故障录波实时监测和线路保护装臵都显示该集电线路的零序电流为0.13A左右，再次确定了该电流的存在。

由以上分析可知，35kV润风六线集电线路零序Ⅱ段动作跳闸，原因为保护装臵检测到了不正确的零序电流引起的保护动作，一次设备无故障。

图4（跳闸后故障录波实时监测线路零序电流显示为0.137A）

图5（跳闸后线路保护装臵零序电流显示为0.130A）

现场分析产生不正确的零序电流有两种可能性，一是二次设备受到干扰产生感应电流，导致装臵检测到了0.13A的零序电流，二是零序电流互感器的一次回路中确实有电流，但是并不是一次回路中产生的，而是电缆屏蔽层接地受到干扰产生的感应电流。分析可知二次设备受到干扰产生感应电流大部分是瞬时的，不可能永久性存在，那么因为电缆屏蔽层产生感应电流的可能性较大，随后现场对第二种可能性展开了检查。

三、现场设备检查：

现场分析该零序电流是由外接零序电流互感器测量的，首先从线路的零序电流互感器及二次接线入手。现场使用钳形电流表测量了零序电流互感器二次线电流，测量到的电流值为0.13A（如图6所示），与综合保护装臵监测到的电流值一致。查看零序电流互感器的名牌可知，该电流互感器的变比为100/1，依据测量到的二次值推断，一次电流值为13A左右。，随后，现场测量了穿过零序电流互感器的电缆屏蔽层接地线，该接地线的电流为6.87A（如图7所示）。

图6（跳闸后测量零序二次电流0.13A）图7（跳闸后测量屏蔽层接地电流6.78A）

根据现场电流互感器的安装结构分析，通过零序电流互感器的电流有两个，第一是电缆的屏蔽层，第二是穿过零序电流互感器接地的屏蔽层接地线（该接地线是把两个电缆的钢铠和屏蔽层都短接在一起再连接到接线上），如图8所示。已经测量到屏蔽层接地线的电流为6.78A，由于电缆太粗，现场无法测量电流，但通过推断可知，电缆接地线和电缆屏蔽层的电流大小相等，那么两个电流相加为13.56A，印证通过二次测量值计算出的一次电流值为13A左右。现场人员判断问题就出在电缆接地线和电缆屏蔽层上。

图8（零序电流互感器）

现场人员仔细检查电流互感器的安装位臵和接地线位臵，发现电缆接地线穿线错误，正确穿线后电缆屏蔽层和电缆接地线的电流大小相等方向相反，相互抵消。由于安装错误导致电缆接地线按照同方向在电流互感器中绕了两圈，即零序电流互感器一次的匝数由1变为2，一次实际测量的6.87A，二次计算值=6.87A*2/100=0.136A≈0.13A。证实了实际测量值。

我站零序电流互感器为后期改造安装的，安装完成后电缆的接地点都在零序互感器的上端，依据中华人民共和国国家标准--电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范--（GB50168-2006）6.2.9可知，电缆通过零序电流互感器时，电缆接地点在互感器以下时，接地线应直接接地；接地点在互感器以上时，接地线应穿过互感器接地。

该事故发生前施工方进行过电缆接地线穿过零序电流互感器接地的改造，正是由于在施工方改造中出现了穿线错误，导致保护装臵检测到了错误的零序电流，引起保护动作。电缆接地线穿过电流互感器正确和错误对比图如图9所示。该缺陷属于工程方施工遗留缺陷，查明原因后联系施工方进行整改，并且对所有零序电流互感器屏蔽层接地线进行了排查，确认其他电缆屏蔽层接地线没有穿线错误。接地线整改后测量电缆屏蔽层接地线还是存在一定的电流，但是并没有通过零序电流互感器，保护装臵测量到的零序电流在0.02左右，设备运行正常。

正确

错误

图9（电缆屏蔽层穿过零序电流互感器接地对比）

四、事故预防措施

零序电流互感器正确的安装非常重要，其中一条要求就是电缆接地点在互感器以上时，电缆接地线应穿过互感器接地，避免高压电缆的屏蔽层的杂散电流和感应电流引起零序电流互感器保护误动。但是在实际施工现场，有些电缆接地线该穿零序电流互感器时未穿，或者倒穿了，造成零序保护不能正确动作。

公司代维现场大部分都是新建变电站，业主的工程和施工人员水平不一。多数现场在工程期间代维人员都入住现场，开始了代维工作，包含工程期间的缺陷管理，甚至不少现场都是我们公司代维人员代替业主进行的安装工程验收。这就要求代维现场人员至少要具备以下两点：

1、全面了解《电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范》等国家标准。如果业主需要公司代维人员代替验收时，现场人员一定要按照国家标准验收，切实保障客户利益最大化，保障后期安全稳定运行。

2、新交接的代维变电现场，代维人员要对零序电流互感器安装，无功补偿电容器的安装等容易出现安装纰漏的设备，进行一次全面的检查，包含重要连接部位的螺栓紧固，高压隔离开关接触电阻测试等，及早发现问题，及时处理问题，避免反送电后影响设备安全运行。

参考资料：

1、中华人民共和国国家标准电气装臵安装工程电缆线路施工及验收规范（GB50168-2006）

2、零序电流互感器安装注意事项_百度文库

http://wenku.baidu.com/view/1067190b7cd184254b353570.html?re=view

第三篇：零序电流保护课程设计

电力系统继电保护课程设计

指导教师评语

报告（30）

总成绩

修改（40）

平时（30）

专

业：

电气工程及其自动化

班

级：

电气

XXX

姓

名：

XXXX

学

号：

XXXXXXXXX

指导教师：

XXXX

XX大学自动化与电气工程学院

2012

年X

月

X日

设计原始资料

1.1

具体题目

系统接线图如下图，发电机以发电机-变压器组方式接入系统，开机方式为两侧各开1台机，变压器T6

1台运行。参数为：

线路阻抗。

系统接线图

试对1、2进行零序保护的设计。

1.2

要完成的内容

⑴

请画出所有元件全运行时三序等值网络图，并标注参数；

⑵

分别求出1、2零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段的定值，并校验灵敏度；

⑶

保护1、2零序Ⅰ、Ⅱ是否需要方向元件。

分析要设计的课题内容（保护方式的确定）

2.1

设计规程

继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，110~220kV有效接地电力网线路，应按下列规定装设反应接地短路和相间短路的保护装置。

⑴

对于接地短路：

①

装设带方向和不带方向的阶段式零序电流保护；

②

零序电流保护不能满足要求时，可装设接地距离保护，并应装设一段或两段零序电流保护作为后备保护。

⑵

对于相间短路：

①

单侧电源单回线路，应装设三相多段式电流或电压保护，如不能满足要求，则应装设距离保护；

②

双侧电源线路宜装设阶段式距离保护。

2.2

本设计的保护配置

2.2.1

主保护配置

电力系统正常运行时是三相对称的，其零序、负序电流值理论上是零。多数的短路故障是不对称的，其零、负序电流电压会很大，利用故障的不对称性可以找到正常与故障的区别，并且这种差别是零与很大值得比较，差异更为明显。所以零序电流保护被广泛的应用在110kV及以上电压等级的电网中。

2.2.2

后备保护配置

距离保护是利用短路发生时电压、电流同时变化的特征，测量电压与电流的比值，该比值反应故障点到保护安装处的距离，如果短路点距离小于整定值，则保护装置动作。

在保护1、2、3和4处配备三段式距离保护，选用接地距离保护接线方式和相间距离保护接线方式。

短路电流及残压计算

3.1

等效电路的建立

将本题中的系统简化成三序电压等值网络，即正序网络如图1所示；负序网络如图2所示；零序网络，图3所示。

图3.1

正序网络

图3.2

负序网络

图3.3

零序网络

3.2

保护短路点的选取

母线A处分别发生单相接地短路和两相接地短路，求出流过保护2的最大零序电流。

母线B处分别发生单相接地短路和两相接地短路，求出流过保护1和4的最大零序电流。

母线C处分别发生单相接地短路和两相接地短路，求出流过保护3的最大零序电流。

3.3

短路电流的计算

整理线路参数

⑴

B母线分别发生单相接地和两相接地短路时的等值网络。

单相接地短路时，故障端口正序阻抗为

故障端口负序阻抗为

故障端口零序阻抗为

单相接地短路时

==1.5443(kA)

两相接地短路时

==1.6192(kA)

⑵

A母线分别发生单相接地和两相接地短路时的等值网络。

故障端口正序阻抗为

故障端口负序阻抗为

故障端口零序阻抗为

单相接地短路时

两相接地短路时

⑶

C母线分别发生单相接地和两相接地短路时的等值网络。单相接地短路时，故障端口正序阻抗为

故障端口负序阻抗为

故障端口零序阻抗为

单相接地短路时

两相接地短路时

保护的配合及整定计算

4.1

主保护的整定计算

4.1.1

动作值（如动作电流）

⑴

1零序Ⅰ段躲开下一条线路出口处单相或两相接地时出现的最大零序电流

⑵

1零序Ⅱ段与下一条线路Ⅰ段配合，即与3的Ⅰ段配合分支系数

⑶

2零序Ⅰ段躲开下一条线路出口处单相或两相接地时出现的最大零序电流

4.1.2

动作时间

保护1的Ⅰ段和2的Ⅰ段均为零序速断电流保护，故动作时间均为0s,保护1的Ⅱ段为限时零序电流速断，比Ⅰ段延迟一个△t,故保护1的Ⅱ段的动作时间为0.5s。

4.1.3

灵敏度校验

4.2

后备保护的整定计算

4.2.1

动作值（如动作电流）

⑴

保护1的Ⅲ段保护按躲开末端最大不平衡电流

⑵

保护2的Ⅲ段保护按躲开末端最大不平衡电流

4.2.2

动作时间

保护1的Ⅲ段保护与下段线路配合，动作时间比Ⅱ段的动作时间延迟△t，故动作时间为1s。

4.2.3

灵敏度校验

保护1的Ⅲ段保护,作为近后备保护

满足要求

作为远后备保护

满足要求

保护2的Ⅲ段保护,作为近后备保护

满足要求

综上可知：在零序电流保护的配置和保护中，保护1有I段、II段和III段，而保护2只配置I段、III段保护，整个系统的安全稳定运行。

继电保护设备的选择

电流互感器TA是将一次系统大电流转变为二次系统小电流的设备。选择电流互感器时，应根据安装地点和安装方式选择其型式。

⑴

种类和型式的选择。35kV及以上配电装置宜采用油浸瓷箱式绝缘结构的独立式配电装置。

⑵

一次回路额定电压和电流的选择。一次回路额定电压和应满足：

一般情况下可按变压器额定电流的1/3进行选择。

⑶

准确级和额定容量的选择。对测量精确度要求较大的大容量发电机、系统干线、发电企业上网电量等宜用0.2级；装于重要回路的互感器，准确级采用0.2~0.5级。根据以上分析，选LJBJ-110kV干式电流互感器。

二次展开原理图的绘制

6.1

保护测量电路

保护1交流测量回路如图6.1,直流测量回路如图6.2；保护2交流测量回路如图6.3，直流测回路如图6.4。

图6.1

保护1交流测量回路

图6.2

保护1直流测量回路

图6.3

保护2交流测量回路

图6.4

保护2直流测量回路

6.2

保护跳闸电路

保护1跳闸回路如图6.1，保护2跳闸回路如图6.2。

图6.5

保护1跳闸回路

图6.6

保护2跳闸回路

保护的评价（结论）

对零序电流保护的评价：零序电流保护通常由多段组成，一般是四段式，并可根椐运行需要增减段数。为了某些运行情况的需要，也可设置两个一段或二段，以改善保护的效果。接地距离保护的一般是二段式，一般都是以测量下序阻抗为基本原理。接地距离保护的保护性能受接地电阻大小的影响很大。

当线路配置了接地距离保护时，根椐运行需要一般还应配置阶段式零序电流保护。特别是零序电流保护中最小定值的保护段，它对检测经较大接地电阻的短路故障较为优越。因此，零序电流保护不宜取消，但可适当减少设置的段数。

零序电流保护和接地距离保护一般按阶梯特性构成，其整定配合遵循反映同种故障类型的保护上下级之间必须相互配合的原则，主要考虑与相邻下一级的接地保护相配合；当装设接地短路故障的保护时，则一般在同原理的保护之间进行配合整定。

参考文献

[1]

张保会,尹项根主编.电力系统继电保护[M].北京:中国电力出版社,2005:92-153.[2]

谭秀炳,铁路电力与牵引供电继电保护[M].城都:西南交通大学出版社,1993:100-134.[3]

于永源,杨绮雯.电力系统分析（第三版）[M].北京:中国水利水电出版社,2007:13-34

第四篇：变压器差动保护励磁涌流误动分析及解决方案

变压器差动保护励磁涌流误动分析及解决方案

变压器在运行的过程中，很容易受到励磁涌流的影响而出现差动保护误动的问题，这样就会使得变压器的运行质量下降，变压器的电压调节作用就会大打折扣。因此，就需要采取有效的解决方案，针对出现误动的变压器进行有效的整改，从而保障变压器运行的有效性，使得其不会因为励磁涌流的影响，而出现误动的问题。下面本文就主要针对变压器差动保护励磁涌流误动进行深入的分析，并提出相应的解决方案。

1、变压器差动保护动作情况分析

1.1某220KV变压器差动保护动作原因分析。以某220KV变电站为例，针对其在充电的过程中，因为励磁涌流的影响，而使得变压器出现差动保护误动的情况进行分析。在励磁涌流的影响下，使得该变电站的2号主变出现了差动保护动作，从而使得变压器的三个侧面的断路器均出现了跳开的问题。具体可见图1。

从上述图中就可以了解到，当220KV变电站2号主变在充电的过程中，出现了空冲的情况，那么会使得C相差电流二次谐波量在9%上下波动。而这时候断路器所出现的跳闸电流也会随之消失一段时间，在这一时间段内，C相差电流二次谐波量会出现一定的增长，会增长到14%。在220KV变电站的2号主变中，主要采用的保护装置就是RCS-978型保护装置，该装置受到励磁涌流影响的主要判断依据就是分相制动原理。这种保护装置中采用的保护程序主要是利用的最早的一个版本，该保护装置中的相关软件在受到励磁涌流的影响下，虽然已经采用了浮动门槛进行保护，但是也使得C相差电流二次谐波量相应的减少，只占到整个装置二次谐波量的15%左右。如果继续维持这样的状况，那么就会使得二次谐波的闭锁性能被影响，从而使得该功能被大大的放开，这样就会使得变压器出现误动的问题。

1.2110KV良村变差动保护动作原因。下面以某110KV变压器为研究实例，针对该110KV变压器的差动保护动作出现的原因进行分析。110KV变压器的望良线6号杆中的B相在接地上出现了故障问题，导致114断路器无法进行接地保护，与接地之间的距离为1个动作，在出现接地故障后，114断路器的27ms范围内出现了严重的三相跳闸问题。同时导致了在1358ms范围内出现了重合闸口，使得144断路器能够实现有效的重合。另外，该变压器中的1号主变在受到励磁涌流的影响下，使得其比率制动的动作出现了迟缓，无法有效的避开励磁涌流的冲击，导致在1358ms路段上，1号主变器三个侧面的断路器的跳动动作均受到了影响，从而就会形成误动问题。详情可见图2。

从图2可以看出，110kV变在区外故障切除及恢复过程中，1号主变高压侧三相电流呈现励磁涌流特征，二次谐波百分比分别为66%、17%、75%。CST231A型保护装置励磁涌流的判据采用的是“或”制动原理。早期的CST231A装置，因为采样精度不高，为避免误闭锁保护，当某相差流小于icd门槛值后就不再参与谐波闭锁的计算，所以虽然A、C两相的谐波含量很高，但因为差流小于icd，所以没有闭锁保护；而B相的谐波含量为17%小于保护装置整定的20%闭锁定值，且处于动作区内，所以变压器差动保护动作。

2、励磁涌流造成差动保护动作的原因分析

根据相关的定律可以了解懂啊，在没有受到励磁涌流的影响下，或者是在没有出现差动保护动作的时候，如果变压器出现故障等问题，那么电流的和也只会表现为0。也就是说，无论电流波形是否出现变化，当输入电流与输出电流相等的情况下，差动保护电流都会是0，并不会出现误动的问题。通常而言，变压器保护都是由保护绕组以及铁芯所构成的。在变压器出现空载合闸情况的时候，或者是其出现了短路问题的时候，就会使得变压器的励磁电流相应的增大，而这样的励磁电流就可以被称作是励磁涌流。励磁涌流在流入到变压器中后，就会使得变压器出现差动保护动作，在一些特殊条件下，变压器就会出现误动的情况。所以，在对励磁涌流导致的差动保护动作进行有效的解决的过程中，就需要从保护定制以及保护原理这两个角度来制定相应的对策，从而防止误动问题的出现。

3、变压器差动保护二次谐波制动门槛整定值

3.1影响励磁涌流大小的因素。影响三相变压器空载合闸励磁涌流的因素很多。根据实践经验，在变压器进行变压器绕组变形和绕组直流电阻试验时，由于向变压器绕组注入了直流分量，其衰减时间较长，也会造成励磁涌流中二次谐波分量的减少。

3.2整定时应考虑的问题。现场和动模大量数据表明，一些正常变压器励磁涌流情况下的二次谐波分量往往比空投到变压器内部故障情况下的差电流中的二次谐波分量还要低。因此，需要从防误动和防拒动两方面综合考虑二次谐波制动门槛值的问题。

4、提高变压器差动保护躲避励磁涌流能力的措施

4.1差动保护定值整定。要想使得变压器在受到励磁涌流影响下，能够保持保护动作不变，就需要将差动保护的二次谐波制定定值设定为15%。而针对一些较为特殊的变压器，可以利用空充的方式来对变压器的二次谐波进行判明，在将变压器中的录波图二次谐波控制在15%以下的时候，则需要将变压器的差动保护二次谐波系数控制在12%左右，这样可以防止误动问题的出现。

4.2RCS-978型保护装置的整改措施。为了能够减少变压器差动保护误动的出现，就需要合理的对相关的保护软件进行升级处理。在对变压器进行空冲的时候，需要合理的利用保护装置来对将上下浮动的励磁涌流谐波所定到具体的值上，然后在空充开始的一段时间内到二次谐波系数降低到设定的值后，在时间逐步推移的过程中，使得二次谐波值尽可能的接近整定值，另外，要针对二次谐波定值的变化进行合理的分析，并且要采取辅助性的手段来对励磁涌流的影响进行判断，从而使得变压器的差动保护躲避能力可以相应的得到提升。

4.3CST231A型保护装置的整改措施。对保护软件进行升级：将原设计中当某相差流小于icd门槛值后就不再参与谐波闭锁的逻辑修改为分3个不同的二次谐波制动区域，并参与谐波闭锁的计算，以增强躲避励磁涌流的能力。

5、结语

本文针对2起变压器励磁涌流引起差动保护误动作的原因进行了分析，提出了提高变压器躲励磁涌流能力的相应措施，实施结果证明措施是有效的，明显降低了由于受变压器励磁涌流的影响造成变压器差动保护动作情况的发生。

（作者单位：黑龙江省绥化供电公司）

第五篇：供配电系统中短引线保护误动分析及改进

供配电系统中短引线保护误动分析及改进

摘要 本文通过对供配电系统中短引线保护引起的停电范围的扩大进行了详细分析，发现供配电系统中线路与上级线路的短路电流非常相似经常会引起保护的误动，并提出了整改措施以备消除同类型事故的隐患，杜绝了同类事故的发生，提高了电网运行的可靠性。

关键词 供配电系统；短引线保护；误动分析

中图分类号TM7 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）45-0139-02

供配电自动化系统是智能小区的重要组成部分，小区供配电系统运行的可靠性和安全性直接关系到居民正常生活、工作和社会稳定。为了确保设计方案的可靠性、先进性，我们借鉴了国内外先进的小区供配电自动化系统设计思想和技术，针对兴隆园小区供配电系统的特点进行方案设计，主要包括该系统的一次配电设备改造、保护测控系统、系统通讯方式以及控制中心的设计。

1供配电系统基本情况

供配电系统由2条10kV进线做为小区供电电，2座10kV开闭所做为配电枢纽，由10座终端变电所覆盖整个小区（4区、5区立体车库）。

目前，1＃开闭所已完成自动化改造，实现了微机监控。2＃开闭所10kV二次保护设备采用电磁继电器，整定误差大、动作时间长、调试校验复杂，属于淘汰产品。低压配电采用GCS柜体，没有测控功能。1＃、2＃、7#、8#、9#、锅炉房变电所为98年建设，10kV负荷开关均为手动操作，没有配电监测单元。4#变电所为2001年建设，设备状况同1#变电所。5#变电所为2004年建设，高压负荷开关为手动操作的SF6负荷开关，低压采用GCS柜，无配电监测单元。新建的4区、5区以及立体车库变电所，所采用的10kV负荷开关均为电动操作机构，低压采用GCS柜，但没有配置配电监测单元。

2供配电系统事故及其存在问题

鉴于现状，小区供配电系统存在以下3个主要问题：

1）10kV电网故障时易出现越级跳，导致大范围停电

小区配电线路短，靠故障电流很难区分故障区域，只能靠时间级差进行配合。由于供电局出线保护速断延时定值短，使1＃开闭所进出线和2＃开闭所进出线保护无法通过时间级差进行配合。在10kV线路末端的故障，会使10kV线路的多级开关同时跳闸，导致大范围停电。

2）配电系统发生故障，运行人员不能及时处理故障

目前，2＃开闭所和所有变电所都不能远方监控。运行人员只能在用户电话投诉时知晓故障。由于缺乏故障数据，只能靠人工逐条线路排查，方能确定故障线路，导致故障处理缓慢。故障处理后，开关操作采用人工操作，需要大量的人员和时间，供电操作速度慢，且容易误操作。

3）长庆大厦开关跳闸导致5区整区停电

5区现在只有1个10kV电源，无备用电源，网络结构不合理；长庆大厦变电所现有的10kV负荷开关+熔断器模式，在长庆大厦内部故障会导致该变电所进线熔断器熔断或2#开闭所对应出线跳闸，必须进行改造。

3改进措施

以 “提高供电可靠性、缩短故障停电时间，提高运行管理水平” 为原则，全面提高设备技术水平，打造数字化供配电系统。

1）对开闭所继电保护进行改造。采用先进的面保护原理，实现10kV进出线无级差配合，避免越级跳；

2）对2＃开闭所和各变电所进行自动化改造，设立集中监控中心。快速响应电网故障、快速判断故障原因和故障地点、快速恢复供电。形成数字化、智能化供配电系统；

3）2＃开闭所自动化改造后，通过面保护防止长庆大厦故障越级跳；

4）变电所智能化改造。高压部分：将负荷开关的手动操作机构更换为电动操作机构，增加智能测控装置。实现高压进出线、变压器进出线负荷开关和熔断器位置监视、电量的监测和远方控制；低压部分：增加智能测控装置，实现380V进线、母联电气测量和远方控制；增加380V出线开关位置采集装置，实现出线掉电监视；

5）集中监控中心建设；

6）通讯光纤铺设；

7）10kV保护原理改进；

8）环网馈线自动化；

9）视频监控系统；

10）电能计量系统。

通过以上改进措施，使得供配电系统具有以下特点：

1）实现现场设备运行工况、用电信息、图像数据综合相结合的全方位数字化小区供配电系统，显著缩短故障响应时间，提高供电可靠性；

2）提供全方位通讯解决方案，系统地解决各层次设备可靠、高速的通讯问题。为实现数字化小区供配电系统奠定基础；

3）开闭所自动化采用基于自适应原理的微机继电保护装置，可显著提高保护灵敏性和可靠性；

4）变电所采用高可靠性工业级保护测控装置，能够适应严酷的电磁环境和温湿度环境；

5）供配电系统故障可进行中文语音报警，提醒运行人员及时进行处理；

6）短路故障、负荷失电等可与视频监控联动，定位故障设备；

7）智能路灯控制系统，定时、手动多种控制方式结合进行路灯控制；

8）开放式控制中心软件系统，可与计费系统、MIS等系统接口。

4结论

电网规模的不断扩大，网络结构的日益复杂，电力电网技术的日新月异，使供配电系统中短引线与上级出线之间的配合问题复杂化，只依赖时间的配合往往会引起停电范围的扩大，因此短引线的保护配置问题亟需解决，来进一步保证系统的安全、稳定运行及提高系统供电可靠性。运行实践证明，这是一种很有效的方式。对短引线保护的分析研究，对于系统安全、稳定、可靠、经济的运行具有重要的现实意义。

参考文献

[1]电力系统继电保护规定汇编[M].北京：中国电力出版社.注：本文中所涉及到的图表、注解、公式等内容请以PDF格式阅读原文