一次间隙零序引起主变动作事故分析

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一起线路单相接地导致变压器间隙零序动作事故的分析

Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓｐａｐｅｒｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓａｎａｃｃｉｄｅｎｔｉｎｗｈｉｃｈｔｈｅｓｉｎｇｌｅｐｈａｓｅｇｒｏｕｎｄｉｎｇｆａｕｌｔｏｆｔｈｅｌｉｎｅｌｅａｄｓｔｏｚｅｒｏｓｅｑｕｅｎｃｅｏｖｅｒｃｕｒｒｅｎｔａｎｄｏｖｅｒｖｏｌｔａｇｅａｃｔｉｏｎｏｆｏｎｅｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒｈｉｇｈｂａｃｋｕｐｇａｐａｎｄｊｕｍｐｓｏｆｆｔｈｅｍａｉｎｓｉｄｅｔｈｒｅｅｓｉｄｅｓｗｉｔｃｈ．Ｂｙａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｔｉｍｉｎｇｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｏｆｔｈｅｏｎｓｉｔｅｅｖｅｎｔｍｅｓｓａｇｅｒｅｃｏｒｄｓ，ａｎｄｃｏｍｐａｒｉｎｇｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｄｅｖｉｃｅｂｅｆｏｒｅａｎｄａｆｔｅｒｔｈｅｆａｕｌｔ，ｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｔｈｅｚｅｒｏｓｅｑｕｅｎｃｅｖｏｌｔａｇｅｆｒｅｑｕｅｎｃｙｖａｒｉａｔｉｏｎｏｎｔｈｅｅｎｄ１１０ｋＶｓｙｓｔｅｍｉｓａｎａｌｙｚｅｄｉｎｄｅｐｔｈ．Ｆｏｒｔｈｅｓｕｂｓｔａｔｉｏｎｗｉｔｈ１０ｋＶｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄｐｏｗｅｒｓｕｐｐｌｙ，ｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｐｒｅｖｅｎｔｉｖｅｍｅａｓｕｒｅｓａｒｅｇｉｖｅｎ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｍａｉｎｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ；ｇａｐｚｅｒｏｓｅｑｕｅｎｃｅ；ｚｅｒｏｓｅｑｕｅｎｃｅｖｏｌｔａｇｅｆｒｅｑｕｅｎｃｙ；ｅｎｄ１１０ｋＶｓｙｓｔｅｍｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６－８５５４．２０１９．１０．００２
１）花竹站侧线路保护动作情况分析。对现场进行深入查看后，发现放电痕迹处导线、复合绝缘子表面有鸟粪，在塔下植被上也发现了鸟粪。结合对当地居民的取证，调查后得知在６月３日２２时左右，枣麻线＃３４塔上有放电声音。根据现场分析，判断此处是故障点，此次跳闸是鸟类排便过程中，细长的鸟粪短接了绝缘间隙，造成闪络，引起的线路跳闸。

例析间隙保护动作事故成因及对策

例析间隙保护动作事故成因及对策对于中性点装设接地刀闸和放电间隙的变压器，根据电网运行方式，变压器中性点可直接通过接地刀闸接地运行，也可经间隙接地运行，即通常所说的不接地运行。

在中性点不接地运行时，配置间隙零序过流、零序过压保护作为接地故障的后备保护。

近年来电力系统发生了多起主变中性点放电间隙保护误动事件，不仅造成了主变停运，也给电网安全稳定运行和可靠供电造成了严重影响。

因此，应充分考虑系统中各种因素对间隙保护的影响，使其发挥正常的功能和作用。

1 事故经过与分析由图1可知，事故前运行方式为110kV线路单供变电站110kV 1M、2M母线，本站相当于终端负荷站，#1、#2主变中性点均不接地运行。

#1主变供35kV 1M、10kV 1M母线及其相关10kV线路运行；#2主变供35kV 2M母线、10kV 2M母线及相关10kV线路运行；10kV母联开关在分位位置，分段备自投投入。

图1 变电站一次接线图图2 变电站二次电压录波图事故发生时，110kV线路发生C相接地故障，线路对侧开关保护距离I段、零序过流I段保护动作跳闸，对侧开关检线路无压重合成功。

本侧开关未跳开。

故障同时，本站#1主变零序过压保护动作，#1主变三侧开关跳闸，零序电压二次值为230V；#2主变零序过压保护动作，#2主变三侧开关跳闸，零序电压二次值为260V（主变保护中性点零序过压保护定值为180V）。

由本站出线开关及主变保护动作报告及录波图可知，对侧开关跳闸后，本站侧开关仍有明显短路电流流向故障点，其中，#1、#2主变10kV侧均有提供短路电流；#1、#2主变同跳后，10kV 1M、2M母线电压未即时消失，其中10kV 2M母线电压支撑了6275ms 后才完全消失。

综上分析，初步判定本次#1、#2主变跳闸原因为：110kV线发生C相故障，对侧开关保护正确动作切开开关后，由于本侧#1、#2主变不接地运行，同时相当数量小电源的存在，导致两台主变中性点零序电压升高，#1、#2主变中性点零序过压保护动作后切除主变三侧开关。

一起110kV变压器间隙保护动作跳闸的故障分析

一起110kV变压器间隙保护动作跳闸的故障分析摘要：本文介绍了一起复故障导致主变跳闸的事故，该起事故由10kV侧发生，发展至另一台主变10kV 侧，伴随该主变110kV进线断相，进而导致主变间隙保护动作跳闸。

在事故处理中，由于现场情况复杂，保护信息获取困难，未能判断出110千伏线路上仍存在断线故障点，送电时该主变再次跳闸。

本文详细分析了主变两次跳闸时保护的动作情况，结合间隙保护的原理、断相故障分析等，得出保护均正确动作的结论。

同时提醒电网运行人员，当电网发生单一故障诱发多点故障时，获得确切的保护信息及理清事故发生的逻辑关系是判定故障的重要手段，并且对某些较为少见的电网故障需要进行更加深入的分析并制定应对措施。

关键字：复故障；间隙保护；零序电流保护；断相故障0 引言2012年5月，某110kV变电站（下称A站）发生了一起较为少见的复故障引起主变跳闸的事故，主要原因是由于10kV侧出线开关柜绝缘老化被击穿引发站内1号主变低压侧开关跳闸，后经故障发展，又引起2号主变跳闸。

经现场检查后对2号主变送电过程中，2号主变再次跳闸。

该事故暴露出在现场情况复杂，保护信息无法全面获取时会对事故的判定和处理带来困难，针对这类少见的故障类型下文将进行深入分析并提出几点启示。

1 故障简介1.1 A站正常运行方式图220kV B站图1 A站正常运行方式图110kV A站正常运行方式图如图1所示，110kV分列运行，两台主变中性点均不接地，10kV分列运行，1号主变供10kV I、III段母线，2号主变供10kV II、IV段母线，710、110、210开关均有备自投装置。

1.2 故障处理过程22：28，调度员接监控告A站1号主变201开关跳闸，210开关备自投未动作（被闭锁），10kV III段母线失电。

后查为1号主变低后备保护动作；23：08，调度员接监控告A 站2号主变两侧982、202、102开关跳闸，110开关备自投动作，10kV III 、IV 段母线失电。

浅析主变间隙零序过电压保护动作原因及防范措施

2020年第8期总第399期浅析主变间隙零序过电压保护动作原因及防范措施文清泉（国网四川省电力公司通江县供电分公司，四川巴中636700）2009年08月20日凌晨，巴中市境内遭受雷电暴雨袭击。

03:13:00.508，某110kV 变电站1号主变高后备保护间隙零序电压出口，延时0.3s 跳开通永线152开关、1号主变中压侧301开关、1号主变低压侧901开关，零序电压动作二次值为348.6V ；03:16:46.798，35kV 永沙线353开关、永河线354开关低周减载动作跳闸，动作值为48.8Hz ，造成全站失压，站用电源自动切换至2号外接站用变。

因雷暴雨天气，无法检查室外设备，确定故障原因，08月20日07:13，检查发现110kV 通永线152线路B 、C 相避雷器各动作一次，110kV 母线B 、C 相避雷器各动作一次，1号主变110kV 中性点避雷器动作一次。

07:27全站恢复送电。

1故障前运行方式本站系统连接图及运行方式如图1所示。

110kV Ⅰ段母线：1号主变，1号主变中性点刀闸在分位。

152线路处于运行状态（152作线路和主变高压侧开关用）。

353线路（T 接4个35kV 变电站，且有小水电源）、354线路处于运行状态。

351、352为备用线。

10kV 系统无出线，接有1号站用变及2台电容器组，电容器均热备用。

图1系统连接图及运行方式通永线对侧110kV 变电站系统连接图及运行方式如图2所示。

110kV Ⅰ段母线：1号主变，1号主变中性点刀闸在分位。

110kV Ⅱ段母线：2号主变，2号主变中性点刀闸在分位。

母联1132刀闸在合位。

151线路、152线路、154线路处于运行状态。

153线路处于冷备用状态。

图2通永线对侧110kV 变电站系统连接图及运行方式2事故检查经过本站检查情况：03:13:00.508，故障录波装置启动录波，故障分析为通永线152开关跳闸，Ⅰ母U 0越限，波形分析为Ⅰ母Ua 二次电压几乎为零，Ⅰ母U b 、U c 二次电压升高到115V 左右，Ⅰ母U 0达228V ，持续时间为327.5ms ，1号主变高压侧零流为0。

一起线路断线引起主变间隙零序过压动作跳闸事故的分析

一起线路断线引起主变间隙零序过压动作跳闸事故的分析发表时间：2020-09-25T02:40:25.380Z 来源：《河南电力》2020年5期作者：邱上峰[导读] 110kV线路断线，线路未发生接地，线路保护无法判别故障，无法正常动作进行故障隔离，会造成越级动作，扩大停电范围。

（广东电网有限责任公司茂名供电局 525000）摘要：本文介绍了110kV某站110kV线路断线后，线路保护因无灵敏度导致无法动作隔离故障，断线时产生的零序过压导致主变间隙零序过压保护动作的跳开主变两侧开关的故障。

通过详细的对故障进行分析，指出了单母线方式下主变零序过压保护存在的不足，并提出解决该类问题的几个整改意见及措施。

关键词：线路断线；主变零序电压保护；整改意见及措施前言：110kV线路断线，线路未发生接地，线路保护无法判别故障，无法正常动作进行故障隔离，会造成越级动作，扩大停电范围。

因此，讨论此种情况下有效的改进整改意见及措施，为日后避免出现类似问题提供了参考。

一、事故简述2019年7月15日10时40分39秒616毫秒（基准时间），110kV金X线发生两次BC相间短路故障，其中在线路重合时发生C相断相。

220kV A站侧金X线线路保护差动保护17ms动作跳开关，2130ms开关重合，3610ms差动保护第二次动作出口隔离故障。

110kV B站侧金X线14ms动作跳开关，2080ms重合开关，2630ms#2主变高后备过压保护动作切两侧，3614ms差动保护第二次动作出口隔离故障。

此时B站母线失压，5914ms后110kV备自投动作恢复110kV母线电压，10kV备自投动作恢复10kV#2母线电压，无负荷损失。

故障查线结果：110kV金X线#37塔，发现BC相有放电痕迹，其中C相断线。

二、故障前后运行方式（一）故障前运行方式110kV B站金X线1151、利X线1251、山X线1152、长X线1166、旁路1090、#1主变变高、#2主变变高、#3主变变高开关挂110kV 1M运行，#1主变变低开关挂10kV 1M运行，#2主变变低开关挂10kV 2M运行，#3主变变低开关挂10kV 5M运行，10kV母联500开关分位，10kV分段505开关分位。

一起线路故障引起的零序I段动作跳闸原因分析及预防措施探讨

一起线路故障引起的零序I段动作跳闸原因分析及预防措施探讨摘要：变电站内部及送出线路最容易发生事故的设备就是电缆线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数项目现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流I段动作大多数是一次设备异常引起的保护动作。

本文结合工作中的35KV光伏电站开关站接地变零序保护动作跳闸的实际案例，从引起跳闸的原因着手，阐述了事故检查过程及预防措施，深入分析一起线路故障引起的零序过流I段动作跳闸事故，通过制定对策，避免开关站再次出现该跳闸事故。

从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。

关键词：光伏电站零序I段动作跳闸原因分析及预防措施1事故过程及设备简介：某光伏电站建设规模为40MW，以2回35kV 集电线路至 35kV光伏电站内开关站，开关站汇集电能后以1回35kV架空线路接入110kV变电站。

光伏区电能汇集后通过13台35kV箱变升压，集电线路原有道路敷设可方便到达开关站，总长约6.5公里。

（1）故障前后电站运行方式故障发生前，某光伏电站35kV送出Ⅰ回线在运行状态，站内35kV母线在运行状态。

35kV光伏场区集电Ⅰ回线带负荷17.2MW，35kV光伏场区集电Ⅱ回线带负荷21.1MW，全站送出总负荷38.1MW。

故障发生时，某光伏电站内35kV母线保护装置1M差动相电压保护、1M失灵相电压保护启动，但未动作出口。

故障发生后，某光伏电站35kV开关321、322、323、324、325断路器跳闸。

35kV送出Ⅰ回线，35kV母线、35kV接地变、35kVSVG、35kV集电Ⅰ回线、35kV集电Ⅱ回线均转为热备用状态，全站送出总负荷变为0 MW。

（2）事件发生经过2022年11月22日16时59分09秒860毫秒，某光伏电站35kV接地变兼站用变高压侧零序I时限保护动作出口，（动作电流1.058A，动作时限735ms）。

跳开35kV集电Ⅰ回线324断路器、35kV集电Ⅱ回线325断路器、35kV SVG 322断路器、35kV送出Ⅰ回线321断路器、35kV接地变323断路器。

110kV主变压器间隙保护误动作原因分析及处理措施

关键词：１１０ｋＶ；主变压器；变电站；间隙保护
１１０ｋＶ某变电站是１１０ｋＶ电网核心变电站机构之一，其主要职其务必满足国家标准。需要特殊提到的一点是，自备应急电源和对
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应电网电源二者间应进行正规电气闭锁装置设置与正规机械闭锁
制和对应过压保护投入机制均保持正常平稳运行态势，间隙过流定具体流向最终会产生相位改变，所以需要借助此模式加以辅助操
值详细量度为４Ａ，需要注意的是，正规间隙过压定值应为１５０Ｖ，通作，以此来作为基本判断依据，从而进行闭锁间隙保护要素创建。基
过间隙零序过流０．５ｓ以及零序过压Ｏ．５ｓ后，主变压器设备三种位置层电网综合自动化监控结构系统创建会增加优异逆向预警定位能
科学合理调整，首要一点为小电源并网线路切除，目标在于保障失
某变电站１１０ｋＶ线路万赞Ｉ线发生Ｖ相接地短路不良状况，基压符合通过上级重合闸媒介加以调整，以至最终实现自投供电的完
础性故障距离为９ｋｍ，Ｉ线距离Ｉ段保护行为，５２ｍｓ之后１７１断路器美恢复。
装配备１台数量的ｌｌ０ｋＶ主变压器设备，最终联络站点电压均为装置设置，旨在有效遏制倒送电状况产生。
２２０ｋＶ。ｌｌ０ｋＶ侧选取内桥接线模式为主要操作手段，以桥背投模式
针对终端变电站中的低压现状，需对并网小电源进行整体规划
为主，分位处位置为分段１０１断路器设备，需要注意的是，此时与处理，有效借助间隙动作保护机制进行并网线切除，旨在防止小

主变保护误动跳闸事故分析及处理

主变保护误动跳闸事故分析及处理摘要：通过一起主变保护装置误动跳闸事故的分析及处理，从而为主变继电保护的设计、维护和检修管理提供参考依据。

关键词：变压器保护试验误动跳闸分析处理引言变压器是电力系统的重要设备之一，它的故障将对供电可靠性和系统的正常运行带来严重影响。

水电站变压器继电保护装置对于水电站来说是保障水电站正常运行非常重要的基础设备，它能可靠准确反映变压器的内部故障和外部故障。

当变压器的内部或者外部发生故障时，能够很准确、很快速的将供电系统中发生故障的元件进行隔离，这样可以有效的把故障元件对其它元件造成的破坏降到最低，减少对供电系统的破坏，最大程度的保证供电系统能够正常的运行。

所以变压器保护装置必须满足选择性、快速性、灵敏性和可靠性。

一、水电站概况四川省某坝后式水电站，总装机3×50MW，多年平均发电量 6.1亿度，设计利用小时为4064h,电站保证出力为36.8 MW。

三台发电机分别接成发-变组单元接线，各经一台63000kVA的主变压器升压为220kV,经220KV线路送至220kV变电站并入四川主网。

电站采用全计算机监控系统，于2011年11月正式投产发电。

二、事故经过及处理2013年1月5日电站2号机组及2号主变处于检修状态，1号、3号机组各带50MW负荷并网正常运行。

16时47分，1号主变2号保护柜的间隙零序电压保护动作，1号主变高压侧开关201DL分闸动作，1号发电机1DL分闸动作，1号机甩负荷至空转态，41B厂变高压侧41DL开关跳闸，厂变备自投动作。

跳闸事故发生后，值长马上通知维护人员到现场进行检查，要求检修试验单位试验人员（2号主变保护装置试验）立即停止工作。

16时52分值长汇报调度1号主变事故跳闸情况，初步检查怀疑检修单位进行2B主变1号保护装置开口三角形加试验电压时，试验电压串入1号主变2号保护装置，导致1号主变间隙零序电压保护误动。

通过电站技术人员进行相应的检查处理，并经省调同意于1月6日1时01分将1号主变及10kVⅠ母由热备用转运行，1号主变运行正常。

110kV变压器间隙零序保护动作探析

110kV变压器间隙零序保护动作探析【摘要】110千伏变压器间隙零序保护动作，是110千伏变压器在运行过程中出现运行障碍的时候，自动实行的一种保护动作，本文通过介绍实例，分析了110千伏变压器间隙零序保护的主要动作原理，以及分析了间隙零序保护动作的全过程和提高得措施。

【关键词】110千伏变压器；间隙零序保护动作；原理110千伏变压器属于大功率的设备，在运行的时候，会出现中性点电压升高造成中性点绝缘损坏故障现象，为了避免这些故障造成对企业和工作人员的危害，在变压器中性点安装一个放电间隙，放电间隙的另一端接地。

当中性点电压升高至一定值时，放电间隙击穿接地，保护了变压器中性点的绝缘安全。

这种方法是目前解决这个现象的主要方法。

1、事故概述故障的运行方式：某电站变1、2号主变压器正常运行。

110千伏中性点隔离开关合在启动中使隔离点开关关闭，这样在把中性点隔离开关断开；使断路器能够正常运行，对于110kV一号和二号母经母联112断路器并列运行，在各个链路断路器济进行互感器母运行时，这样能够各个系统能偶正常运行，进行出线运行。

2、事故经过某供电局供电线路发生故障，通过对保护动作报告的研究，确定事故等级为A级，是由于永久性接地故障引起整个线路发生故障。

整个线路处于零序I段。

实施保护动作后，重合闸动作，重合到故障点后，1跳开断路器，这样就造成了110千伏变压器启动了主变高压侧间隙零序保护动作，跳开线路中的断路器，这样就造成了变电站全站失点。

3、变压器间隙零序保护动作构成原理这种变压器间隙零序保护工作应用在110千伏变压器中，主要是为防止变压器在工作过程中，电压对变压器在工作过程中产生的危害，这种110千伏便也器在工作中，其中的中性点采用不接地进行放电间隙保护。

这种放电间隙装置一般都安装在变压器的中性点与地线连接之间。

如果变压器系统发生了接地故障，对于这个相关的中性点就会直接接地，这样110千伏变压器就会全部跳闸，但是与电源连接的中性点，如果不接地变压器这种故障现象仍然保存在电网中，会使整个电网零序电压值升高，直到零序电压值升高到接近变压器额定电压为止。

AA001-1主变跳闸事故的分析及处理（合集五篇）

AA001-1主变跳闸事故的分析及处理（合集五篇）第一篇：AA001-1主变跳闸事故的分析及处理题目：AA001-1主变跳闸事故案例分析及处理一、案例介绍某电厂某年某月某日，新建一回南德线，某电建公司施工，办理了开工通知单和双签发工作票（工作监护人未填，根据厂内工作实际情况，检修部临时指派人员监护，未指定专人进行监护跟踪），编写了施工方案，其中在调试施工组织设计篇“9 危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求。

某月某日17：00，施工人员在南德线汇控柜（柜内交直流电源已拉电）将00ADA35-1170、00ADA35-1171两根电缆接入端子排I4排编号48、49接点，19:00工作完成。

第二天早晨封堵施工人员未经许可私自进入GIS对南德线汇控柜进行防火封堵，当时雷雨交加，天昏地暗，GIS室内光线不够，施工人员私自将南德线汇控柜内交直流电源开关送上。

8：38：22NCS发出GIS站110V 直流Ⅰ、Ⅱ母线正极接地报警，08：38：26，#1、#2主变高压侧开关2201、2202跳闸，随即#1、#2发电机出口断路器开关801、802跳开，#1机组（负荷300MW）、#2机组（负荷250MW）跳闸，厂用电失压，柴油发电机启动成功。

运行人员立即紧急停机，随后运行人员到机组电子间、GIS检查未发现发变组保护、母差保护、线路保护动作信号，GIS站110V直流绝缘监测装置显示主变电度表屏接地报警，电阻值为0。

事故调查时，发现GIS直流母线电压波形有突变（约310V左右）且有脉动，见附图1，立即对南德线汇控柜进行排查，当断开报警电源及指示灯电源开关后，直流接地报警立即消失，母线电压波形正常。

现场检查汇控柜发现：I5端子排的48、49端子上查线人员核对正确后用黑色油漆笔做好了标记（附图2），但是该端子上未接线，再次检查发现I4端子排的48、49端子上接入新电缆。

关于一次电网事故的继电保护动作分析

关于一次电网事故的继电保护动作分析关于一次电网事故的继电保护动作分析摘要220kV变电站110kV出线由于山火，引起一系列继电保护装置动作跳闸，造成变电站110kV母线失压。

针对此次事故就继电保护动作情况进行分析，并对开关保护越级跳闸误动原因提出整定值的管理及开关机构维护的整改意见。

关键词 220kV变电站；继电保护装置；动作分析1 事故前的运行方式台山站：1号主变220kV侧中性点221000、110kV侧中性点11000地刀在合闸位置，2号主变220kV侧中性点222000、110kV 侧中性点12000地刀在断开位置。

台山站：110kV1M母线与110kV2M母线经110kV母联100开关并列运行；1号主变110kV侧101、110kV台北线121、110kV台长线122、110kV台联线125、110kV台红线126挂110kV1M母线运行；2号主变110kV侧102、110kV台斗乙线127、110kV台湖线129、110kV台塔甲线130挂110kV2M母线运行。

北区站、长塘站，公益站：110kV台北线、110kV台长线、110kV长公线、110kV北公线环网运行，带北区站、长塘站、公益站负荷。

白沙站：由塔山站110kV塔沙线供电。

2 事故经过2009年7月22日11h44min06s472.9ms，110kV台斗乙线C 相故障，台山站110kV台斗乙线零序过流Ⅰ、距离Ⅰ段保护动作，因开关拒动。

引起零序过流Ⅱ、Ⅲ段，距离Ⅱ、Ⅲ段相继动作。

11h44min08s809.5ms：台山站l号主变110kV侧零序方向过流Ⅱ段第二时限（t=2.3s）动作，跳开l号主变三侧开关。

11h44min09s159.7ms：台山110kV台联线零序过流Ⅱ段动作，开关跳闸，不重合。

11:44:09：778.9s：台山站2号主变复合电压方向过流Ⅰ段第一时限（t=3.3s）动作，跳110kV母联100开关，引起台山站110kv1M母线失压，同时引起北区站、长塘站、公益站、联盛站、红岭站等5个110kV站全站失压。

一起220kV主变高侧间隙零序电压保护动作的事故分析

一起220kV主变高侧间隙零序电压保护动作的事故分析摘要：针对某220kV主变高侧间隙零序电压保护动作事件，通过现场实际事故分析及模拟试验验证，最终找到高侧间隙零序电压保护动作的直接原因，并利用此次事故发生的原因进一步总结了220kV电压等级的主变保护的安装、调试、定检时的标准流程、试验方法的不足之处，以及在此基础上提出了相关的改进措施和解决方案，确保主变保护间隙零序电压保护的正确动作。

关键词：间隙零序电压保护；误动；事故分析引言220kV某站2012年12月投入运行，是该地区重要的枢纽变电站之一，平均日负荷为140MW，220kV某变电站220kV系统运行方式：220kV为双母单分段接线，220kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ母母线并列运行。

该站1号主变跳闸后因站内两台主变并列运行，未损失负荷，但影响与连接的220kV变电变以及这些220kV变电站下一级变电站的安全可靠运行带来很大的威胁[1]。

1 主变高侧间隙零序电压保护动作事故经过当日17时01分，750kV某变正在进行220kV系统解合环操作，系统出现短时三相不平衡。

受此影响，220kV 1号主变安套保护高压侧间隙零序保护测量值为2.26V（二次值），保护装置动作值达到271.607V（二次值），超过主变间隙零序保护定值180V动作门槛，保护出口跳闸，跳开1号主变三侧断路器。

2 主变高侧间隙零序电压动作调查分析2.1 保护装置配置更新前20时30分左右，220kV某变申请1号主变三侧转为冷备用状态，经过现场调试发现如下问题：对1号主变A套保护装置进行试验，在220kV外接零序电压回路加入1.73V 电压，装置面板显示电压为1.731V，如图1所示。

同时保护装置跳闸灯亮，弹出报文“高压侧间隙电流保护动作，动作电流0.0001a，高压侧零序电压保护动作，高压侧外接零序电压207.882V，动作时间493ms”，如图2所示。

继续对220kV 外接零序电压回路加入1.5V电压，装置面板显示电压为1.5001V保护装置跳闸灯亮，同时跳出报文“高压侧间隙电流保护动作，动作电流0.0001a，高压侧零序电压保护动作，高压侧外接零序电压185V，动作时间493ms”。

几起零序过流保护动作事故分析及改进措施探讨

几起零序过流保护动作事故分析及改进措施探讨摘要：随着继电保护技术的发展，主保护不断强化，后备保护逐渐简化，但在很多特殊情况下，主保护往往未能启动，无法快速切除故障，只能依靠后备保护隔离故障来保证人身、电网和设备的安全，对此，本文介绍了几起典型的零序过流保护动作事故，通过分析故障过程、探讨暴露的问题，指出在加强主保护、合理简化后备保护的同时，仍必须重视后备保护的运行维护，以及电网结构的合理性和一次设备的性能。

关键词：主保护；后备保护；零序过流保护；重要性0 引言如果配备了完善的接地距离保护，零序过流保护作为接地距离保护的补充，仅用作切除高电阻接地故障[1]；或是在主保护或断路器拒动等情况下，负责切除故障。

但在某些情况下，系统的稳定和设备的安全都有可能受到影响，本文便根据运行中零序过流保护动作的几起典型案例，如山火、人为责任、保护拒动等原因引起零序过流保护动作，对事故过程、暴露的问题进行了分析和探讨。

1 山火引起零序过流保护动作事故1.1 事故过程简介图1、图2为某500kV线路A相因山火引起高阻接地故障时的两侧录波，其中A侧零序II段保护动作，直接三跳；B侧差A相动保护动作，单跳A相，重合不成功三跳。

图1 A侧故障录波图2 B侧故障录波1.2 事故过程分析（1）根据两侧录波，故障时故障电流突变相对较小，故障后故障电流逐渐变大，故障相电压超前电流的角度较小，由此判断线路上发生了高阻接地故障。

（2）在近故障侧（A侧）保护感受到的故障电流较大，故障发生后，保护装置能够立即启动；而远故障侧（B侧），保护装置感受到的零序电流（0.04A 左右）和电流变化量均小于装置整定定值，故在故障发生后2340ms左右都未能启动。

差动保护动作条件为装置启动、差流满足且收到对侧的允许信号。

故障发生后，两侧差动电流可以很快达到差动动作定值，但是由于B侧保护装置未启动，无法给A侧发允许信号，故相差保护不能动作。

而针对高阻接地故障、可以不经对侧允许信号动作的零序差动元件，需检测到本侧零序电压（3U0）达到定值，随后将跳闸令发到对侧联跳对侧。

一起主变间隙零压保护误动原因分析及防范措施

一起主变间隙零压保护误动原因分析及防范措施伊波【摘要】对一起110kV线路接地故障造成主变间隙零压保护动作的案例进行了深入分析和思考,就发现的问题提出了具体整改措施.【期刊名称】《铜仁学院学报》【年(卷),期】2010(012)005【总页数】3页(P130-132)【关键词】主变;间隙零压保护;误动;原因分析;防范措施【作者】伊波【作者单位】吴忠供电局,调度通信中心,宁夏,吴忠,751100【正文语种】中文【中图分类】TM77随着地区电网的迅速发展，设备的安全稳定运行就显得尤为重要。

本文分析了一起110kV线路接地故障造成主变间隙零压保护动作的案例，从专业的角度进行了思考，提出了工作改进措施，对同行业工作者有一定参考价值。

某年9月15日6：17，某供电公司110kV变电站C两台主变三侧跳闸，110kV 线路2跳闸，重合成功。

原因为变电站B的110kV线路2发生单相接地故障，引起变电站C两台主变高后备间隙零压保护动作，主变三侧开关跳闸，变电站C全所停电。

供电示意图如下所示：线路1：架空导线LGJ-300，长度30.7km。

线路2：架空导线LGJ-185，长度25.864km。

CT变比：300/5。

接地距离Ⅱ段定值：0.67Ω，0.3S；接地距离Ⅲ段定值：0.98Ω，0.6S。

零序Ⅱ段定值：16.5A，0.3S；零序Ⅲ段定值：10A，0.6S。

变电站C主变零序过压定值（两台主变相同）：150V，0.3S。

由整定计算软件计算分析，线路2末端发生单相接地故障时，变电站C及变电站B的110kV母线电压见表一、表二。

中性点（电源点）直接接地系统发生接地故障时，中性点零序电压为零，接地点零序电压最高；接地故障点距离系统中性点愈远，接地点的零序电压愈高。

根据线路2末端发生单相接地故障时，变电站C的110kV母线零序电压的计算结果可以看出，零序电压（3U0）大方式下为111.303kV、二次值为175V，小方式下为97.562kV、二次值为154V，均达到变电站C主变零序过压定值150V，且因线路2接地距离Ⅱ段动作时间同变电站C主变间隙零压跳闸时间同为0.3S，故而造成线路2末端接地故障，从而引起变电站C主变跳闸。

分析110kV变电站主变跳闸事故的分析

分析110kV变电站主变跳闸事故的分析摘要：本文详细介绍了110kV变电站发生的主变跳闸事故，通过详细的事故分析，提出了110kV线路发生故障可能出现的电网损失问题，并且对不同运行模式下110kV单相短路故障进行分析，为电网调度人员分析路线断线原因提供依据。

通过110kV主变跳闸事故，可以为低压变电站系统处理失电负荷提供参考，使电网发展更加迅速。

关键词：110kV变电站；主变跳闸；事故处理现代电网在运行过程中，发现了电网设备老化的问题，而逐渐增长的电网覆盖范围，其设备的更新换代速度也无法满足负荷增长速度。

在电网运行高峰时段，或者天气环境恶劣的时段，都会导致电网线路超负荷，最终导致线路断线，而短线模式基本为单相断线为主。

为了分析110kV线路的单相断线故障可能导致的影响，需要详细分析其主要的故障原因，找出解决方法，才能使我国电力行业获得更好的发展。

一、故障详情与分析本文详细分析2012年8月16日某110kV电网发生的主变跳闸事故，本次属于间隙过压问题导致的保护跳闸，经过调查发现，110kV供电线路的事故引发原因是线路15号U相子线断裂导致的问题。

（一）故障分析电网变电站110kV主变采用直接接地方法，如图一所示。

110kV变电站主变保护标准值为130V，该阶段02TV三角电压最大值180V 已经超过标准值，导致主变过压，产生保护性动作跳闸。

（二）110kV单相断线危害分析一旦110kV发生线路U相断线后，其负责的供变电所将缺少相电压，而且会影响未故障线路的相电压。

由此影响导致，10kV变电线路电压降至UAB=0.8UL=-UBC，UCA降至0，相电压UA=-0.8UP=UC，UP=UB，与此同时用户三相电压降低，使用户无法正常用电。

电网产生的负荷包括三相电机、灯光照明、单相电机，在电压下降的情况下，三相电机、UW单相电机、荧光灯将无法正常运行，如果电压过低会导致其停止工作，负荷逐渐下降。

在剧烈变化的系统参数影响下，可能导致铁磁谐振，并且发出谐振过电压。

一起线路故障引起主变中性点间隙击穿的原因分析

一起线路故障引起主变中性点间隙击穿的原因分析张强;吴绍武;王德全【摘要】某变电站110kV进线线路发生单相接地故障时，引起该变电站不接地主变中性点间隙零序保护动作切除运行中主变。

通过现场检查及故障录波图，对线路故障而主变保护动作的原因进行了分析，并提出了针对性的建议，以保证系统设备的安全运行。

%The transmission line of a substation occur a 110kV single phase grounding fault which causes the action of the main transformer neutral point gap zero sequence protection and the cutting of main transformer operation. Through inspection of fault place and recorded fault data, the paper analyses the cause of the action of the main transformer protection caused by line fault, and gives some specific recommendations in order to ensure the safe operation of the system equipment.【期刊名称】《电气技术》【年(卷),期】2016(000)011【总页数】4页(P153-156)【关键词】继电保护;单相接地;间隙零序;间隙击穿【作者】张强;吴绍武;王德全【作者单位】江苏省电力公司淮安供电公司，江苏淮安 223002;江苏省电力公司淮安供电公司，江苏淮安 223002;江苏省电力公司淮安供电公司，江苏淮安223002【正文语种】中文在我国电力系统中，110kV系统属于有效接地系统，110kV变电站中的主变大多采用分级绝缘且部分接地。

220kV主变间隙保护误动事故分析及防范

⒛ :936.1,AN故障,N相二次电流为 2.896A。 (4)1号主变 110kV侧故障录波屏显示:12:56: ⒛ :936,110kV甲线 AN故障,故障距离 19.38
11G
图
1
⊥变保护配置示意
该变电站主变保护配置如图 l所示。
,零序过流保护的电流回路取自 1LH,间隙过流保护的电流取自
(收梳日 :2009 期
图3
⊥ 变端了箱接线
10 14)
欢∷ 避△盯以Ⅱ艮碥
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2
误动原因分析从 110kV侧故障录波数据可以看出 ,该故障点
2种保护只能有 1种起作用。
由于变压器中性点接地的不确定性 ,主变保护在定值整定、现场调试时 ,零序过流保护和间隙过 “ ” 流保护作为主变的主要保护 ,者阝同时调试、投要入运行。零序过流保护的电流取自中性 `茕套管电流互感器 ,间隙过流保护的电流取自中性点放电间隙互感器。取自这 2个电流互感器的接线先接到主变端子箱 ,然后由主变端子箱引到主变保护装置。当这 2 个回路接线错误 ,例如在端子箱内发生接线交叉
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别的 ,是多种因素的结合和巧合 ,只有不断地总结、积累 ,依靠一丝不苟的工作态度 ,正确完各的试验方法和手段 ,才能将误动的概率降到最低。

一起主变间隙零流保护误动的原因分析及防范措施

一起主变间隙零流保护误动的原因分析及防范措施摘要：文章分析了地区电网由于雷击造成的线路瞬时性接地故障，从而导致变电站主变间隙零流保护因与线路保护配合不当造成跳闸，致使全站失压的事故原因，参考相关规程文献，指出其存在的问题，并提出相应的解决办法。

关键词：主变；间隙零流保护；误动；原因分析；防范措施1 引言在地区电网中，经常发生110 kV线路发生瞬时性接地故障，由于间隙距离不能躲过线路接地时产生的过电压，造成间隙击穿放电，主变间隙零流保护动作跳闸，线路电源侧开关重合成功后不能恢复正常供电的情况。

本文分析了地区电网由于雷击造成的线路瞬时性接地故障，导致某变电站主变间隙零流保护因与线路保护配合不当造成主变进线及中低压全部跳闸，致使全站失压的事故原因，并通过参考相关规程文献，结合相关实际情况，找出其存在的问题，提出了相应的解决办法。

2 事故经过2011年7月20日15时21分30秒，110 kV线路129保护装置接地距离II 段、零序过流II段动作，129开关跳闸，重合成功，测距为距129开关36.714 km （线路全长35.9 km），AC相接地短路故障。

在线路129跳闸的同时，对侧1号主变110 kV间隙零流保护动作，高压侧进线开关143（该断路器无保护设置）、主变中压侧301、低压侧501开关跳闸，导致全站失压（该站只有一台主变）。

2.1 一次系统接线方式系统接线方式如图1所示。

跳闸前的运行方式为：1号主变运行，供35 kV 系统、10 kV系统负荷，配置间隙零流保护；对侧129线路保护配置距离、零序电流保护，重合闸为投入状态。

2.2 现场检查情况站内一、二次设备均正常，经分析129线路保护和变电站1号主变间隙过流保护动作报告和录波图得出：两侧保护整定动作时间相同，在发生单相接地故障时，产生零序过电压引起1号主变间隙击穿，间隙过流保护动作，跳开主变三侧开关，致使全站失压。

根据当时雷雨天气情况，确定是雷击线路，造成线路129开关跳闸。