变压器差动保护励磁涌流误动分析及解决方案★

第一篇：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）

第二篇：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

第三篇：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