第一篇：零序保護誤動跳閘分析

田頭變電站110kV馬田Ⅰ、Ⅱ回保護動作分析報告

一、事件前運行方式

110kV馬田I回、馬田Ⅱ回并列運行對110KV田頭變進行供電，田中線送電保線（對側開關熱備用），110kVⅠ、Ⅱ組母線并列運行；#3主變110kV運行于110kVⅠ母；110kV馬田I回、田通I回、南田、田中線運行于110kVⅠ母；110kV馬田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田線運行于110kVⅡ母。

田頭變一次接線圖

二、設備情況

110kV馬田I回、馬田Ⅱ回保護裝置：型號PSL-621D,南京南自；110kV 大田線（田頭變）保護裝置：型號RCS-941A,南京南瑞；2009年8月投運；110kV 大田線（大梁子電站）保護裝置：型號DPL-11D,南京恒星；2015年3月投運；110kV 大田線（咪湖三級電站）保護裝置：型號RCS-941A,南京南瑞；2009年9月投運。

三、保護報警信息

110kV田頭變在2016年5月31日20時42分57秒110kV馬田I回見（圖2）、馬田Ⅱ回見（圖1）零序Ⅰ段動作，跳開出線斷路器，20時42分57秒大田線保護啟動見圖3。對側迷糊三站距離Ⅰ段動作跳閘故障測距約5KM處（見圖4）、大梁子電站零序Ⅰ段動作跳閘（見圖5）。

圖1.馬田Ⅱ回動作報告

圖2.馬田Ⅰ回動作報告

圖3.大田線保護啟動報告

圖4.T大田線保護跳閘信號（咪三站）

圖4.大田線保護跳閘信號（大梁子電站）

四、保護動作分析

故障發生后對馬田雙回線進行了巡線，未發現異常，通過大梁子電站線路側避雷計數器發現有放電動作一次，隨后由大梁子電站零起升壓對110KV大田線進行沖電未發現異常；初步判斷大田線電站側跳閘是由于雷擊瞬時故障造成(雷雨天氣)，大田線田頭變側從保護啟動波形分析在故障持續時間約為80MS后故障電流消失（馬田雙回跳閘），故保護未出口，根據相關保護動作信息推測故障點很有可能在大田線上，6月7日，再次停電安排對110kV大田線進行重點區段進行登桿檢查，發現#4桿B、C相瓷瓶有閃絡放電的痕跡（見下圖），于當天更換損傷瓷瓶。

大田線#4桿B、C相瓷瓶放電痕跡

通過故障點的暴露可以得出，大田線保護動作由于線路故障屬于正確動作，田頭變側保護未出口由于屬于Ⅱ段保護范圍有延時，在此期間馬田雙回線Ⅰ段動作切除了故障電流，故未出口屬于正確動作（停電期間對大田線進行了聯動試驗，合格滿足投運要求）。隨后對馬田雙回線零序Ⅰ段誤動進行分析，通過查看動作報文矢量圖見下圖)可以看出，零序電壓在動作區域保護裝置屬于正確動作，因此可以排除保護裝置本身問題。

故障報文分析矢量圖

PSL-621D保護裝置零序功率方向動作區

隨后通過對此次動作故障波形和試驗正、反方向波形進行比對發現，故障波形中故障電流超前故障電壓約90度（見下圖1-3）。滿足該保護裝置動作判據，保護裝置將會判斷正方向故障動作出口。此次電流同向和和試驗正向波形相同，排除電流回路問題；但故障電壓波形有所失真，故障相電壓和零序電壓同向，和試驗正向波形有所不同；初步判斷造成此次保護誤動的主要原因在電壓回路。

圖1正方向試驗波形（出口）

圖2反方向試驗波形（不出口）

圖3馬田線故障波形

隨后對110kV電壓互感器二次回路進行反措執行檢查，核實PT接線及是否存在多點接地的情況，從保護裝置原理圖（見下圖）可以看出3U0由裝置內部自產。

保護裝置電壓采樣原理圖 通過查看設計圖紙電壓接線端子圖和PT原理圖（見圖1和2）

PT本體原理圖1

保護電壓接線端子圖2 發現開口N線與星形繞組的N線共用一根導線，沒有分開不符合反措要求，由此判斷開口三角繞組的N線與星形繞組的N線共用一根導線是造成此次保護裝置誤動的主要原因。

五、造成110kV馬田雙回線不正確動作原因分析：

1.直接原因分析

110kV大田線#4桿B、C相瓷瓶發現有雷擊閃絡放電的痕跡，此處離110kV 田頭變26公里左右，離水電站1公里，對照110kV 田頭變110kV馬田Ⅰ回線、110kV馬田II回線保護裝置的測距信息（反方向上的80公里左右），同時對照110kV大田線上電廠側的保護測距信息（正方向上的5公里左右），線路兩側故障測距和實際位置不對應，主要是由于過度電阻較大故測距數據誤差較大，但是都在其保護動作范圍內，加上通過登桿檢查，最終鎖定此故障點就是導致5.31事故跳閘的原因。

2.間接原因分析

本站建設于2009年，當時公司還屬于民營性質，技術力量薄弱，在接下來的幾年運行時間內，沒有按照電網公司的反措要求執行，特別是其中有關于110kV電壓互感器繞組接線核對需檢查的內容（具體是：來自開關場的電壓互感器二次回路4根引入線和開口三角形繞組的2根引入線均應使用各自獨立的電纜，不得共用。開口三角繞組的N線與星形繞組的N線需分開。）沒有得到執行，導致電壓二次回路出現異常，在5.31當天發生110kV線路接地時，保護裝置采集到錯誤的電壓數值，導致零序保護的功率方向判斷錯誤，造成馬田雙回線反方向故障保護誤動，究其原因是110kV電壓互感器開口三角繞組的N線與星形繞組的N線沒有分開，使保護用的二次電壓A、B、C、N線在接入110kV馬田Ⅰ回線、110kV馬田II回保護裝置時，繼保裝置接收到的電壓不能真實反映實際情況，導致繼電保護裝置判斷故障點處于正方向上，從而在零序I段的電流達到定值要求后就出口動作，功率方向閉鎖失效，此情況屬于110kV電壓互感器二次接線存在設計缺陷導致的保護誤動作。

六、整改措施

嚴格按照變電站反措要求，對馬關供電有限公司所轄5個110kV變電站進行排查，將110kV電壓互感器開口三角繞組的N線與星形繞組的N線分開，不得共用。確保在110kV線路接地時，接入相關保護裝置的三相電壓能符合南網反措要求，杜絕類似事件的再次發生。

責任部門：設備部

監督部門：安全監管部 完成時間：7月底

2016年6月14日

第二篇：一起集電線路零序Ⅱ段動跳閘原因分析及預防措施(9月19日)

一起集電線路零序過流Ⅱ段動作跳閘

原因分析及預防措施

文/運維管理部

董參參

摘要：風電場變電站最容易發生事故的設備就是架空線路，其中單相接地故障引起零序過流Ⅰ段動作占很大比例，極少數現場出現零序過流Ⅱ段動作跳閘，零序過流Ⅱ段動作大多數是二次設備異常引起的誤動。本文主要分析了一起集電線路零序過流Ⅱ段動作跳閘事故，闡述了檢查過程及預防措施，從而給其他現場處理類似事故提供一定的幫助。

關鍵字：零序電流互感器

零序電流

接地線

一、事故過程及設備簡介：

2014年5月我站35kV潤風六線集電線路因零序Ⅱ段動作，斷路器跳閘，查看監控系統報文可知，在跳閘前，該集電線路曾多次報整組啟動。該線路共計10臺箱變，總容量為25MW，線路采用南瑞繼保的PCS9612線路距離保護裝臵，零序保護電流由外部專用的零序CT引入。跳閘前線路有10臺機組并網運行，有功功率約為21.56MW，電流值約為:Ia 338.49A, Ib 338.1A, Ic 338.23A。

二、跳閘故障分析：

設備跳閘后，后臺監控報文顯示為零序Ⅱ段動作跳閘，零序電流0.195A，就地檢查綜合保護裝臵報警情況，報警內容與后臺一致，設備動作正確。隨后現場人員分析了故障錄波裝臵記錄的跳閘波形，故障錄波顯示瞬時值波形如圖

1、有效值波形如圖2。

圖1（跳閘時刻電壓電流瞬時值）

圖2（跳閘時刻電壓電流有效值）

通過跳閘故障時刻的瞬時值和有效值分析可知，跳閘時刻35kV母線電壓平衡，相電壓無明顯降低或者升高，也沒有產生零序電壓，瞬時值波形平滑，無畸變。跳閘時刻電流瞬時值波形為平滑的正弦波，沒有發生畸變，所以一次設備沒有發生放電現象。通過理論推斷可知，如果集電線路發生了接地故障，不但該集電線路有零序電流，該段母線上的接地變也會產生零序電流，對比接地變和跳閘集電線路的零序電流，發現該段母線上的接地變并沒有零序電流，如圖3所示。由此推斷一次設備運行正常，沒有發生單相接地，或者相間短路等故障。

圖3（跳閘時刻線路零序電流為0.19A和接地變零序電流為0.00A）

圖

1、圖2都有一個異常現象，在跳閘時刻有零序電流，顯示電流值為0.19A，并且35kV潤風六線電流Io在跳閘時刻之后還一直存在，顯示的電流值為0.19A。以上對圖1和圖2分析已經得知一次設備并無故障，依據零序電流產生的原理推斷，就不具備產生零序電流的條件，斷路器跳閘后，三相電流已經全部為0（圖1和圖2可證實），就更加不可能產生零序電流。

現場人員帶著疑問查看了故障錄波的實時監測值，此時潤風六線斷路器在分閘位，該線路顯示三相電流為Ia：0.001A、Ib:0.002A和Ic:0.002A，考慮到零點漂移認為此時的電流均為0，但是零序電流Io實時監測值為0.137A，如圖4所示。為了進一步證實該電流的存在，又檢查了該集電線路的綜合保護裝臵二次實時測量值，該線路的零序電流顯示為0.130A，如圖5所示。設備跳閘后，故障錄波實時監測和線路保護裝臵都顯示該集電線路的零序電流為0.13A左右，再次確定了該電流的存在。

由以上分析可知，35kV潤風六線集電線路零序Ⅱ段動作跳閘，原因為保護裝臵檢測到了不正確的零序電流引起的保護動作，一次設備無故障。

圖4（跳閘后故障錄波實時監測線路零序電流顯示為0.137A）

圖5（跳閘后線路保護裝臵零序電流顯示為0.130A）

現場分析產生不正確的零序電流有兩種可能性，一是二次設備受到干擾產生感應電流，導致裝臵檢測到了0.13A的零序電流，二是零序電流互感器的一次回路中確實有電流，但是并不是一次回路中產生的，而是電纜屏蔽層接地受到干擾產生的感應電流。分析可知二次設備受到干擾產生感應電流大部分是瞬時的，不可能永久性存在，那么因為電纜屏蔽層產生感應電流的可能性較大，隨后現場對第二種可能性展開了檢查。

三、現場設備檢查：

現場分析該零序電流是由外接零序電流互感器測量的，首先從線路的零序電流互感器及二次接線入手。現場使用鉗形電流表測量了零序電流互感器二次線電流，測量到的電流值為0.13A（如圖6所示），與綜合保護裝臵監測到的電流值一致。查看零序電流互感器的名牌可知，該電流互感器的變比為100/1，依據測量到的二次值推斷，一次電流值為13A左右。，隨后，現場測量了穿過零序電流互感器的電纜屏蔽層接地線，該接地線的電流為6.87A（如圖7所示）。

圖6（跳閘后測量零序二次電流0.13A）圖7（跳閘后測量屏蔽層接地電流6.78A）

根據現場電流互感器的安裝結構分析，通過零序電流互感器的電流有兩個，第一是電纜的屏蔽層，第二是穿過零序電流互感器接地的屏蔽層接地線（該接地線是把兩個電纜的鋼鎧和屏蔽層都短接在一起再連接到接線上），如圖8所示。已經測量到屏蔽層接地線的電流為6.78A，由于電纜太粗，現場無法測量電流，但通過推斷可知，電纜接地線和電纜屏蔽層的電流大小相等，那么兩個電流相加為13.56A，印證通過二次測量值計算出的一次電流值為13A左右。現場人員判斷問題就出在電纜接地線和電纜屏蔽層上。

圖8（零序電流互感器）

現場人員仔細檢查電流互感器的安裝位臵和接地線位臵，發現電纜接地線穿線錯誤，正確穿線后電纜屏蔽層和電纜接地線的電流大小相等方向相反，相互抵消。由于安裝錯誤導致電纜接地線按照同方向在電流互感器中繞了兩圈，即零序電流互感器一次的匝數由1變為2，一次實際測量的6.87A，二次計算值=6.87A*2/100=0.136A≈0.13A。證實了實際測量值。

我站零序電流互感器為后期改造安裝的，安裝完成后電纜的接地點都在零序互感器的上端，依據中華人民共和國國家標準--電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗收規范--（GB50168-2006）6.2.9可知，電纜通過零序電流互感器時，電纜接地點在互感器以下時，接地線應直接接地；接地點在互感器以上時，接地線應穿過互感器接地。

該事故發生前施工方進行過電纜接地線穿過零序電流互感器接地的改造，正是由于在施工方改造中出現了穿線錯誤，導致保護裝臵檢測到了錯誤的零序電流，引起保護動作。電纜接地線穿過電流互感器正確和錯誤對比圖如圖9所示。該缺陷屬于工程方施工遺留缺陷，查明原因后聯系施工方進行整改，并且對所有零序電流互感器屏蔽層接地線進行了排查，確認其他電纜屏蔽層接地線沒有穿線錯誤。接地線整改后測量電纜屏蔽層接地線還是存在一定的電流，但是并沒有通過零序電流互感器，保護裝臵測量到的零序電流在0.02左右，設備運行正常。

正確

錯誤

圖9（電纜屏蔽層穿過零序電流互感器接地對比）

四、事故預防措施

零序電流互感器正確的安裝非常重要，其中一條要求就是電纜接地點在互感器以上時，電纜接地線應穿過互感器接地，避免高壓電纜的屏蔽層的雜散電流和感應電流引起零序電流互感器保護誤動。但是在實際施工現場，有些電纜接地線該穿零序電流互感器時未穿，或者倒穿了，造成零序保護不能正確動作。

公司代維現場大部分都是新建變電站，業主的工程和施工人員水平不一。多數現場在工程期間代維人員都入住現場，開始了代維工作，包含工程期間的缺陷管理，甚至不少現場都是我們公司代維人員代替業主進行的安裝工程驗收。這就要求代維現場人員至少要具備以下兩點：

1、全面了解《電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗收規范》等國家標準。如果業主需要公司代維人員代替驗收時，現場人員一定要按照國家標準驗收，切實保障客戶利益最大化，保障后期安全穩定運行。

2、新交接的代維變電現場，代維人員要對零序電流互感器安裝，無功補償電容器的安裝等容易出現安裝紕漏的設備，進行一次全面的檢查，包含重要連接部位的螺栓緊固，高壓隔離開關接觸電阻測試等，及早發現問題，及時處理問題，避免反送電后影響設備安全運行。

參考資料：

1、中華人民共和國國家標準電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗收規范（GB50168-2006）

2、零序電流互感器安裝注意事項_百度文庫

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

第三篇：零序電流保護課程設計

電力系統繼電保護課程設計

指導教師評語

報告（30）

總成績

修改（40）

平時（30）

專

業：

電氣工程及其自動化

班

級：

電氣

XXX

姓

名：

XXXX

學

號：

XXXXXXXXX

指導教師：

XXXX

XX大學自動化與電氣工程學院

2012

年X

月

X日

設計原始資料

1.1

具體題目

系統接線圖如下圖，發電機以發電機-變壓器組方式接入系統，開機方式為兩側各開1臺機，變壓器T6

1臺運行。參數為：

線路阻抗。

系統接線圖

試對1、2進行零序保護的設計。

1.2

要完成的內容

⑴

請畫出所有元件全運行時三序等值網絡圖，并標注參數；

⑵

分別求出1、2零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段的定值，并校驗靈敏度；

⑶

保護1、2零序Ⅰ、Ⅱ是否需要方向元件。

分析要設計的課題內容（保護方式的確定）

2.1

設計規程

繼電保護裝置應滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求，110~220kV有效接地電力網線路，應按下列規定裝設反應接地短路和相間短路的保護裝置。

⑴

對于接地短路：

①

裝設帶方向和不帶方向的階段式零序電流保護；

②

零序電流保護不能滿足要求時，可裝設接地距離保護，并應裝設一段或兩段零序電流保護作為后備保護。

⑵

對于相間短路：

①

單側電源單回線路，應裝設三相多段式電流或電壓保護，如不能滿足要求，則應裝設距離保護；

②

雙側電源線路宜裝設階段式距離保護。

2.2

本設計的保護配置

2.2.1

主保護配置

電力系統正常運行時是三相對稱的，其零序、負序電流值理論上是零。多數的短路故障是不對稱的，其零、負序電流電壓會很大，利用故障的不對稱性可以找到正常與故障的區別，并且這種差別是零與很大值得比較，差異更為明顯。所以零序電流保護被廣泛的應用在110kV及以上電壓等級的電網中。

2.2.2

后備保護配置

距離保護是利用短路發生時電壓、電流同時變化的特征，測量電壓與電流的比值，該比值反應故障點到保護安裝處的距離，如果短路點距離小于整定值，則保護裝置動作。

在保護1、2、3和4處配備三段式距離保護，選用接地距離保護接線方式和相間距離保護接線方式。

短路電流及殘壓計算

3.1

等效電路的建立

將本題中的系統簡化成三序電壓等值網絡，即正序網絡如圖1所示；負序網絡如圖2所示；零序網絡，圖3所示。

圖3.1

正序網絡

圖3.2

負序網絡

圖3.3

零序網絡

3.2

保護短路點的選取

母線A處分別發生單相接地短路和兩相接地短路，求出流過保護2的最大零序電流。

母線B處分別發生單相接地短路和兩相接地短路，求出流過保護1和4的最大零序電流。

母線C處分別發生單相接地短路和兩相接地短路，求出流過保護3的最大零序電流。

3.3

短路電流的計算

整理線路參數

⑴

B母線分別發生單相接地和兩相接地短路時的等值網絡。

單相接地短路時，故障端口正序阻抗為

故障端口負序阻抗為

故障端口零序阻抗為

單相接地短路時

==1.5443(kA)

兩相接地短路時

==1.6192(kA)

⑵

A母線分別發生單相接地和兩相接地短路時的等值網絡。

故障端口正序阻抗為

故障端口負序阻抗為

故障端口零序阻抗為

單相接地短路時

兩相接地短路時

⑶

C母線分別發生單相接地和兩相接地短路時的等值網絡。單相接地短路時，故障端口正序阻抗為

故障端口負序阻抗為

故障端口零序阻抗為

單相接地短路時

兩相接地短路時

保護的配合及整定計算

4.1

主保護的整定計算

4.1.1

動作值（如動作電流）

⑴

1零序Ⅰ段躲開下一條線路出口處單相或兩相接地時出現的最大零序電流

⑵

1零序Ⅱ段與下一條線路Ⅰ段配合，即與3的Ⅰ段配合分支系數

⑶

2零序Ⅰ段躲開下一條線路出口處單相或兩相接地時出現的最大零序電流

4.1.2

動作時間

保護1的Ⅰ段和2的Ⅰ段均為零序速斷電流保護，故動作時間均為0s,保護1的Ⅱ段為限時零序電流速斷，比Ⅰ段延遲一個△t,故保護1的Ⅱ段的動作時間為0.5s。

4.1.3

靈敏度校驗

4.2

后備保護的整定計算

4.2.1

動作值（如動作電流）

⑴

保護1的Ⅲ段保護按躲開末端最大不平衡電流

⑵

保護2的Ⅲ段保護按躲開末端最大不平衡電流

4.2.2

動作時間

保護1的Ⅲ段保護與下段線路配合，動作時間比Ⅱ段的動作時間延遲△t，故動作時間為1s。

4.2.3

靈敏度校驗

保護1的Ⅲ段保護,作為近后備保護

滿足要求

作為遠后備保護

滿足要求

保護2的Ⅲ段保護,作為近后備保護

滿足要求

綜上可知：在零序電流保護的配置和保護中，保護1有I段、II段和III段，而保護2只配置I段、III段保護，整個系統的安全穩定運行。

繼電保護設備的選擇

電流互感器TA是將一次系統大電流轉變為二次系統小電流的設備。選擇電流互感器時，應根據安裝地點和安裝方式選擇其型式。

⑴

種類和型式的選擇。35kV及以上配電裝置宜采用油浸瓷箱式絕緣結構的獨立式配電裝置。

⑵

一次回路額定電壓和電流的選擇。一次回路額定電壓和應滿足：

一般情況下可按變壓器額定電流的1/3進行選擇。

⑶

準確級和額定容量的選擇。對測量精確度要求較大的大容量發電機、系統干線、發電企業上網電量等宜用0.2級；裝于重要回路的互感器，準確級采用0.2~0.5級。根據以上分析，選LJBJ-110kV干式電流互感器。

二次展開原理圖的繪制

6.1

保護測量電路

保護1交流測量回路如圖6.1,直流測量回路如圖6.2；保護2交流測量回路如圖6.3，直流測回路如圖6.4。

圖6.1

保護1交流測量回路

圖6.2

保護1直流測量回路

圖6.3

保護2交流測量回路

圖6.4

保護2直流測量回路

6.2

保護跳閘電路

保護1跳閘回路如圖6.1，保護2跳閘回路如圖6.2。

圖6.5

保護1跳閘回路

圖6.6

保護2跳閘回路

保護的評價（結論）

對零序電流保護的評價：零序電流保護通常由多段組成，一般是四段式，并可根椐運行需要增減段數。為了某些運行情況的需要，也可設置兩個一段或二段，以改善保護的效果。接地距離保護的一般是二段式，一般都是以測量下序阻抗為基本原理。接地距離保護的保護性能受接地電阻大小的影響很大。

當線路配置了接地距離保護時，根椐運行需要一般還應配置階段式零序電流保護。特別是零序電流保護中最小定值的保護段，它對檢測經較大接地電阻的短路故障較為優越。因此，零序電流保護不宜取消，但可適當減少設置的段數。

零序電流保護和接地距離保護一般按階梯特性構成，其整定配合遵循反映同種故障類型的保護上下級之間必須相互配合的原則，主要考慮與相鄰下一級的接地保護相配合；當裝設接地短路故障的保護時，則一般在同原理的保護之間進行配合整定。

參考文獻

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張保會,尹項根主編.電力系統繼電保護[M].北京:中國電力出版社,2005:92-153.[2]

譚秀炳,鐵路電力與牽引供電繼電保護[M].城都:西南交通大學出版社,1993:100-134.[3]

于永源,楊綺雯.電力系統分析（第三版）[M].北京:中國水利水電出版社,2007:13-34

第四篇：變壓器差動保護勵磁涌流誤動分析及解決方案

變壓器差動保護勵磁涌流誤動分析及解決方案

變壓器在運行的過程中，很容易受到勵磁涌流的影響而出現差動保護誤動的問題，這樣就會使得變壓器的運行質量下降，變壓器的電壓調節作用就會大打折扣。因此，就需要采取有效的解決方案，針對出現誤動的變壓器進行有效的整改，從而保障變壓器運行的有效性，使得其不會因為勵磁涌流的影響，而出現誤動的問題。下面本文就主要針對變壓器差動保護勵磁涌流誤動進行深入的分析，并提出相應的解決方案。

1、變壓器差動保護動作情況分析

1.1某220KV變壓器差動保護動作原因分析。以某220KV變電站為例，針對其在充電的過程中，因為勵磁涌流的影響，而使得變壓器出現差動保護誤動的情況進行分析。在勵磁涌流的影響下，使得該變電站的2號主變出現了差動保護動作，從而使得變壓器的三個側面的斷路器均出現了跳開的問題。具體可見圖1。

從上述圖中就可以了解到，當220KV變電站2號主變在充電的過程中，出現了空沖的情況，那么會使得C相差電流二次諧波量在9%上下波動。而這時候斷路器所出現的跳閘電流也會隨之消失一段時間，在這一時間段內，C相差電流二次諧波量會出現一定的增長，會增長到14%。在220KV變電站的2號主變中，主要采用的保護裝置就是RCS-978型保護裝置，該裝置受到勵磁涌流影響的主要判斷依據就是分相制動原理。這種保護裝置中采用的保護程序主要是利用的最早的一個版本，該保護裝置中的相關軟件在受到勵磁涌流的影響下，雖然已經采用了浮動門檻進行保護，但是也使得C相差電流二次諧波量相應的減少，只占到整個裝置二次諧波量的15%左右。如果繼續維持這樣的狀況，那么就會使得二次諧波的閉鎖性能被影響，從而使得該功能被大大的放開，這樣就會使得變壓器出現誤動的問題。

1.2110KV良村變差動保護動作原因。下面以某110KV變壓器為研究實例，針對該110KV變壓器的差動保護動作出現的原因進行分析。110KV變壓器的望良線6號桿中的B相在接地上出現了故障問題，導致114斷路器無法進行接地保護，與接地之間的距離為1個動作，在出現接地故障后，114斷路器的27ms范圍內出現了嚴重的三相跳閘問題。同時導致了在1358ms范圍內出現了重合閘口，使得144斷路器能夠實現有效的重合。另外，該變壓器中的1號主變在受到勵磁涌流的影響下，使得其比率制動的動作出現了遲緩，無法有效的避開勵磁涌流的沖擊，導致在1358ms路段上，1號主變器三個側面的斷路器的跳動動作均受到了影響，從而就會形成誤動問題。詳情可見圖2。

從圖2可以看出，110kV變在區外故障切除及恢復過程中，1號主變高壓側三相電流呈現勵磁涌流特征，二次諧波百分比分別為66%、17%、75%。CST231A型保護裝置勵磁涌流的判據采用的是“或”制動原理。早期的CST231A裝置，因為采樣精度不高，為避免誤閉鎖保護，當某相差流小于icd門檻值后就不再參與諧波閉鎖的計算，所以雖然A、C兩相的諧波含量很高，但因為差流小于icd，所以沒有閉鎖保護；而B相的諧波含量為17%小于保護裝置整定的20%閉鎖定值，且處于動作區內，所以變壓器差動保護動作。

2、勵磁涌流造成差動保護動作的原因分析

根據相關的定律可以了解懂啊，在沒有受到勵磁涌流的影響下，或者是在沒有出現差動保護動作的時候，如果變壓器出現故障等問題，那么電流的和也只會表現為0。也就是說，無論電流波形是否出現變化，當輸入電流與輸出電流相等的情況下，差動保護電流都會是0，并不會出現誤動的問題。通常而言，變壓器保護都是由保護繞組以及鐵芯所構成的。在變壓器出現空載合閘情況的時候，或者是其出現了短路問題的時候，就會使得變壓器的勵磁電流相應的增大，而這樣的勵磁電流就可以被稱作是勵磁涌流。勵磁涌流在流入到變壓器中后，就會使得變壓器出現差動保護動作，在一些特殊條件下，變壓器就會出現誤動的情況。所以，在對勵磁涌流導致的差動保護動作進行有效的解決的過程中，就需要從保護定制以及保護原理這兩個角度來制定相應的對策，從而防止誤動問題的出現。

3、變壓器差動保護二次諧波制動門檻整定值

3.1影響勵磁涌流大小的因素。影響三相變壓器空載合閘勵磁涌流的因素很多。根據實踐經驗，在變壓器進行變壓器繞組變形和繞組直流電阻試驗時，由于向變壓器繞組注入了直流分量，其衰減時間較長，也會造成勵磁涌流中二次諧波分量的減少。

3.2整定時應考慮的問題。現場和動模大量數據表明，一些正常變壓器勵磁涌流情況下的二次諧波分量往往比空投到變壓器內部故障情況下的差電流中的二次諧波分量還要低。因此，需要從防誤動和防拒動兩方面綜合考慮二次諧波制動門檻值的問題。

4、提高變壓器差動保護躲避勵磁涌流能力的措施

4.1差動保護定值整定。要想使得變壓器在受到勵磁涌流影響下，能夠保持保護動作不變，就需要將差動保護的二次諧波制定定值設定為15%。而針對一些較為特殊的變壓器，可以利用空充的方式來對變壓器的二次諧波進行判明，在將變壓器中的錄波圖二次諧波控制在15%以下的時候，則需要將變壓器的差動保護二次諧波系數控制在12%左右，這樣可以防止誤動問題的出現。

4.2RCS-978型保護裝置的整改措施。為了能夠減少變壓器差動保護誤動的出現，就需要合理的對相關的保護軟件進行升級處理。在對變壓器進行空沖的時候，需要合理的利用保護裝置來對將上下浮動的勵磁涌流諧波所定到具體的值上，然后在空充開始的一段時間內到二次諧波系數降低到設定的值后，在時間逐步推移的過程中，使得二次諧波值盡可能的接近整定值，另外，要針對二次諧波定值的變化進行合理的分析，并且要采取輔助性的手段來對勵磁涌流的影響進行判斷，從而使得變壓器的差動保護躲避能力可以相應的得到提升。

4.3CST231A型保護裝置的整改措施。對保護軟件進行升級：將原設計中當某相差流小于icd門檻值后就不再參與諧波閉鎖的邏輯修改為分3個不同的二次諧波制動區域，并參與諧波閉鎖的計算，以增強躲避勵磁涌流的能力。

5、結語

本文針對2起變壓器勵磁涌流引起差動保護誤動作的原因進行了分析，提出了提高變壓器躲勵磁涌流能力的相應措施，實施結果證明措施是有效的，明顯降低了由于受變壓器勵磁涌流的影響造成變壓器差動保護動作情況的發生。

（作者單位：黑龍江省綏化供電公司）

第五篇：供配電系統中短引線保護誤動分析及改進

供配電系統中短引線保護誤動分析及改進

摘要 本文通過對供配電系統中短引線保護引起的停電范圍的擴大進行了詳細分析，發現供配電系統中線路與上級線路的短路電流非常相似經常會引起保護的誤動，并提出了整改措施以備消除同類型事故的隱患，杜絕了同類事故的發生，提高了電網運行的可靠性。

關鍵詞 供配電系統；短引線保護；誤動分析

中圖分類號TM7 文獻標識碼A 文章編號 1674-6708（2011）45-0139-02

供配電自動化系統是智能小區的重要組成部分，小區供配電系統運行的可靠性和安全性直接關系到居民正常生活、工作和社會穩定。為了確保設計方案的可靠性、先進性，我們借鑒了國內外先進的小區供配電自動化系統設計思想和技術，針對興隆園小區供配電系統的特點進行方案設計，主要包括該系統的一次配電設備改造、保護測控系統、系統通訊方式以及控制中心的設計。

1供配電系統基本情況

供配電系統由2條10kV進線做為小區供電電，2座10kV開閉所做為配電樞紐，由10座終端變電所覆蓋整個小區（4區、5區立體車庫）。

目前，1＃開閉所已完成自動化改造，實現了微機監控。2＃開閉所10kV二次保護設備采用電磁繼電器，整定誤差大、動作時間長、調試校驗復雜，屬于淘汰產品。低壓配電采用GCS柜體，沒有測控功能。1＃、2＃、7#、8#、9#、鍋爐房變電所為98年建設，10kV負荷開關均為手動操作，沒有配電監測單元。4#變電所為2001年建設，設備狀況同1#變電所。5#變電所為2004年建設，高壓負荷開關為手動操作的SF6負荷開關，低壓采用GCS柜，無配電監測單元。新建的4區、5區以及立體車庫變電所，所采用的10kV負荷開關均為電動操作機構，低壓采用GCS柜，但沒有配置配電監測單元。

2供配電系統事故及其存在問題

鑒于現狀，小區供配電系統存在以下3個主要問題：

1）10kV電網故障時易出現越級跳，導致大范圍停電

小區配電線路短，靠故障電流很難區分故障區域，只能靠時間級差進行配合。由于供電局出線保護速斷延時定值短，使1＃開閉所進出線和2＃開閉所進出線保護無法通過時間級差進行配合。在10kV線路末端的故障，會使10kV線路的多級開關同時跳閘，導致大范圍停電。

2）配電系統發生故障，運行人員不能及時處理故障

目前，2＃開閉所和所有變電所都不能遠方監控。運行人員只能在用戶電話投訴時知曉故障。由于缺乏故障數據，只能靠人工逐條線路排查，方能確定故障線路，導致故障處理緩慢。故障處理后，開關操作采用人工操作，需要大量的人員和時間，供電操作速度慢，且容易誤操作。

3）長慶大廈開關跳閘導致5區整區停電

5區現在只有1個10kV電源，無備用電源，網絡結構不合理；長慶大廈變電所現有的10kV負荷開關+熔斷器模式，在長慶大廈內部故障會導致該變電所進線熔斷器熔斷或2#開閉所對應出線跳閘，必須進行改造。

3改進措施

以 “提高供電可靠性、縮短故障停電時間，提高運行管理水平” 為原則，全面提高設備技術水平，打造數字化供配電系統。

1）對開閉所繼電保護進行改造。采用先進的面保護原理，實現10kV進出線無級差配合，避免越級跳；

2）對2＃開閉所和各變電所進行自動化改造，設立集中監控中心。快速響應電網故障、快速判斷故障原因和故障地點、快速恢復供電。形成數字化、智能化供配電系統；

3）2＃開閉所自動化改造后，通過面保護防止長慶大廈故障越級跳；

4）變電所智能化改造。高壓部分：將負荷開關的手動操作機構更換為電動操作機構，增加智能測控裝置。實現高壓進出線、變壓器進出線負荷開關和熔斷器位置監視、電量的監測和遠方控制；低壓部分：增加智能測控裝置，實現380V進線、母聯電氣測量和遠方控制；增加380V出線開關位置采集裝置，實現出線掉電監視；

5）集中監控中心建設；

6）通訊光纖鋪設；

7）10kV保護原理改進；

8）環網饋線自動化；

9）視頻監控系統；

10）電能計量系統。

通過以上改進措施，使得供配電系統具有以下特點：

1）實現現場設備運行工況、用電信息、圖像數據綜合相結合的全方位數字化小區供配電系統，顯著縮短故障響應時間，提高供電可靠性；

2）提供全方位通訊解決方案，系統地解決各層次設備可靠、高速的通訊問題。為實現數字化小區供配電系統奠定基礎；

3）開閉所自動化采用基于自適應原理的微機繼電保護裝置，可顯著提高保護靈敏性和可靠性；

4）變電所采用高可靠性工業級保護測控裝置，能夠適應嚴酷的電磁環境和溫濕度環境；

5）供配電系統故障可進行中文語音報警，提醒運行人員及時進行處理；

6）短路故障、負荷失電等可與視頻監控聯動，定位故障設備；

7）智能路燈控制系統，定時、手動多種控制方式結合進行路燈控制；

8）開放式控制中心軟件系統，可與計費系統、MIS等系統接口。

4結論

電網規模的不斷擴大，網絡結構的日益復雜，電力電網技術的日新月異，使供配電系統中短引線與上級出線之間的配合問題復雜化，只依賴時間的配合往往會引起停電范圍的擴大，因此短引線的保護配置問題亟需解決，來進一步保證系統的安全、穩定運行及提高系統供電可靠性。運行實踐證明，這是一種很有效的方式。對短引線保護的分析研究，對于系統安全、穩定、可靠、經濟的運行具有重要的現實意義。

參考文獻

[1]電力系統繼電保護規定匯編[M].北京：中國電力出版社.注：本文中所涉及到的圖表、注解、公式等內容請以PDF格式閱讀原文