广州蓄能水电厂500 kV母线差动保护故障分析
变电站500kV线路差动保护误动作分析
变电站500kV线路差动保护误动作分析摘要：随着目前科技的不断进步发展，我国电力行业领域也得到了有效的提升和发展，但发展的背后也伴随着大量的问题，从保护的稳定可靠性而言，目前线路保护误动的几率也是时有发生的，本次主要针对变电站500kV线路差动保护误动作进行相关分析和研究，发生故障大部分是由于线路的FH线L3相单相接地而引起的，所以我们有针对性的分析了其FH线和HQ线的线路保护动作，通过举例误动事件的相关分析，我们应该更加重视电压、电流的二次回路，提高禁止CT二次开路和电压二次短路的风险认识，同时在作业过程中做好相关二次回路的检查和隔离，只有这样我们才可以保证电网的安全运行。
关键词：500kV线路；差动保护；误动作；分析前言某一变电站的一条FH线L3相发生单相接地故障，该故障引起两侧的光纤差动保护L3相电流差动动作，20ms差动保护动作跳开断路器，重合闸动作且重合成功。
同时该变电站还有另外一条500kV的线路，其配置的主保护装置CSC-103A 跳开了L1相，重合成功。
但是过了几秒后，由于FH线的L3相再次发生单相接地故障，这时该两侧的光纤差动保护再次动作，跳开线路两侧的断路器，正在这时HQ线的两侧保护均未动作。
所以就该事件案例进行变电站500kV线路差动保护误动作的相关分析和研究。
一、FH线路保护动作分析发生故障后，经专业人士巡检查找故障地段，我们可以初步确认该变电站的FH线L3相的确是发生了多次的接地故障。
L3相故障发生31 ms时，电流差动保护动作，保护装置有效记录故障时间，3091 ms后，L3相再次发生故障，保护装置的电流差动保护再次动作。
发生故障时H侧的L3相电流约为4.31 A，其差动电流大约在6.16 A。
我们从图一就可以清楚的发现，在第0 ms时，FH线的L3相发生了故障，故障时电流较大，变电站两侧的保护装置检测到有电流且大于动作值的故障电流，这时L3相的电流差动保护动作，成功的跳开了L3相，且重合成功，这时第一次接地故障排除。
500千伏母差保护动作事故分析
关于500千伏I母线第II套差动保护动作的原因分析一、一次设备运行情况公司500千伏系统为一个半断路器接线方式（详见附图2），共4台机组和2条出线，其中第一串直连3号机和x东2号线，第二串（不完整串）直连4号机，第三串直连5号机和x东1号线，第四串（不完整串）直连6号机。
目前4号机组为大修状态，第二串5021及5022开关在断开位，其余开关均处运行状态。
5021、5022开关为ABB 550PM 50-40（550KV、3150A）罐式断路器。
二、二次设备情况5021、5022开关各配8组CT（电流互感器），5021开关的8组CT用途分别为：11LH、12LH为短引线差动保护用，13LH和14LH为发变组差动保护用，15LH为仪表用，16LH、17LH为母差保护用，18LH为失灵保护用。
4号机组7月30日开始大修后，发变组保护、5021、5022开关失灵和短引线保护均停用，只有母差保护处于运行中，500千伏I、II母线均配备双套南瑞继保RCS－915E母线差动保护。
三、事故经过8月12日上午8:45分左右，继电班工作人员在进行5021开关套管CT大修伏安特性和二次阻抗测试工作，使用型号为汉迪750A型伏安特性测试仪。
约9:45分继电班工作人员准备对5021开关失灵保护用的18LH（第18组电流互感器，即CT）试验时，误将A4161当做了A4181（附图1）进行试验接线，造成测试二次阻抗时的试验电流加到500千伏I母差保护II A4161回路中，致使I母线第II套差保护动作于5011、5031、5041开关跳闸，造成500千伏I母线失电。
四、原因分析根据500千伏I母线第II套差动保护动作报告：动作日期及时间为2011.08.12 09：50：11：590；动作类型为：稳态量差动；差流最大有效值：0.85A；动作相别：A相，差动保护定值（动作差流）为：0.7A。
经分析可知，因继电保护工作人员误将试验电流接入I母线第II套差保护A相中，致使差动保护回路中产生差流0.85A，且大于差动保护动作电流条件0.7A，造成I母线第II套差保护动作。
母线差动保护动作跳闸原因分析
母线差动保护动作跳闸原因分析
内部故障是指由母线保护自身的故障引起的动作跳闸。
其中包括母线
元件故障、汇流条故障等。
母线元件故障是一种常见的内部故障，主要包括绝缘失效、接触不良、内部短路等情况。
当绝缘失效时，会导致带电部分与地或其他相接触，引
起电流不平衡，从而使母线差动保护动作跳闸。
接触不良是指接头或触头
之间的接触电阻过大，电流无法正常通过，导致电流不平衡，触发保护器
动作。
内部短路则是由于元件自身故障引起的，电流会突然增大，导致母
线差动保护器感知到不平衡电流，并跳闸。
汇流条故障是指连接母线的汇流条出现故障，主要包括连接松脱、短路、断裂等情况。
当汇流条连接不良或松脱时，会导致电流通过不平衡，
触发保护器动作跳闸。
汇流条短路或断裂也会引起电流不平衡，从而触发
保护器动作。
外部故障是指与母线保护无关的故障引起的动作跳闸。
这包括线路故障、设备故障等。
线路故障是指与母线相连的线路上发生的故障，主要包括短路、接地
故障等。
当线路发生短路或接地故障时，会导致电流不平衡，从而触发保
护器动作。
设备故障是指与母线相连的设备出现故障，例如变压器、开关等。
当这些设备出现故障时，会导致电流不平衡，从而触发保护器动作。
综上所述，母线差动保护动作跳闸的原因可以归结为内部故障和外部
故障两类。
内部故障主要包括母线元件故障和汇流条故障，而外部故障主
要包括线路故障和设备故障。
了解这些原因可以帮助我们更好地理解母线
差动保护的工作原理，并且有助于我们及时发现和排除故障，确保电力系统的安全运行。
广州蓄能水电厂A厂500kV电缆外护层故障检测及原因分析
广州蓄能水电厂A厂500kV电缆外护层故障检测及原因分析王硕
【期刊名称】《电网技术》
【年(卷),期】2008(0)S2
【摘要】以广州蓄能水电厂A厂500kV高压电缆外护层故障处理过程为例,介绍了高压电缆外护层故障的类型、故障原因、故障检测技术及应对措施,提出了高压电缆的日常维护建议,对高压电缆的维护、故障检测、故障处理等具有一定的参考价值。
【总页数】4页(P307-310)
【关键词】高压电缆;接地点;绝缘测量;预防性试验
【作者】王硕
【作者单位】中国南方电网调峰调频发电公司
【正文语种】中文
【中图分类】TV734
【相关文献】
1.110 kV电力电缆外护层绝缘电阻值降低的原因分析 [J], 刘海波
2.广州蓄能水电厂500kV母线差动保护故障分析 [J], 江裕熬
3.广州蓄能水电厂高压充油电缆外护层接地方式介绍及分析 [J], 文超
4.220kV电缆护层外绝缘损坏原因分析及处理措施 [J], 唐嘉宏
5.直埋型电缆外护层破损原因分析及影响 [J], 张盼盼;李健
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分析500kV变电站变电运行故障分析及处理
分析500kV变电站变电运行故障分析及处理500kV变电站是电网系统中重要的一个组成部分，它承担着输送电力、升压电压、分配电能等重要功能。
但是在运行过程中，难免会出现各种故障，如何准确快速地分析并处理变电运行故障，对于保障电网安全稳定运行具有重要意义。
本文将围绕500kV变电站变电运行故障的分析及处理进行深入探讨。
1. 电压异常500kV变电站作为电网的关键节点，电压异常可能会对电网产生重大影响。
电压异常故障可能有多种原因，如变压器内部故障、负荷突然变化、短路等。
对于电压异常故障，需要及时进行分析并处理，以减少对电网的不良影响。
2. 母线故障母线是500kV变电站的重要组成部分，承担着输送电能的重要任务。
母线故障可能会导致对电网主干的影响，甚至导致电网的瘫痪。
及时分析母线故障的原因，并采取有效措施进行处理是非常必要的。
3. 设备故障500kV变电站内的设备包括变压器、断路器、隔离开关等，任何一种设备的故障都可能对电网产生不良影响。
设备故障的分析及处理需要具有一定的专业知识和经验。
及时排查设备故障的原因，并进行维修或更换是保障电网运行的关键。
1. 现场勘察当发生500kV变电站变电运行故障时，首先需要进行现场勘察，了解故障的具体情况。
现场勘察需要综合考虑电压、电流、温度及设备状态等因素，以尽快确定故障点和故障范围。
2. 数据分析500kV变电站通常配备有监控及数据采集系统，通过分析系统采集的数据，可以更快速地定位故障发生的位置和范围。
数据分析需要结合现场勘察的结果，综合考虑各种因素，以排除假象并准确定位故障点。
3. 设备测试在确定故障点和范围后，需要对相关设备进行测试，以确定故障设备的具体情况。
设备测试需要结合设备的技术特点和故障表现，采用合适的测试方法，以快速准确地确认设备故障。
1. 设备维修或更换当确定故障设备后，需要及时进行维修或更换。
设备维修或更换需要根据设备的具体情况和故障原因，采用合适的维修方法和技术手段，以尽快恢复设备的正常运行状态。
500kV母线跳闸事故的分析
500kV母线跳闸事故的分析目前，电力系统普遍采用的微机型母线保护装置可实现母线差动保护、母联充电保护、母联过流保护、母联失灵（或死区）保护及断路器失灵保护出口等功能。
在实际应用中，为了方便运行人员灵活操作和防止母差保护频繁操作引起误动等，往往配置独立的母联充电（过流）保护，作为母线、主变、线路充电的临时性保护，而停用母线保护中的母联过流保护。
标签：500kv;母线;跳闸事故1事故过程某日17时08分，某500 k V变电站500 k VⅠ段母线跳闸。
具体情况如下：1.1事故前变电站运行方式1号主变5031开关、2号主变5013开关、B线5023开关、A线5011开关、C线5021开关，第一串联络5012开关、第二串联络5022开关、第三串联络5032开关在运行状态，500 k VⅠ、Ⅱ段母线在运行状态，D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
详见图1。
1.2事故后变电站运行方式1号主变5031开关、C线5021开关、第二串联络5022开关、A线5011开关、第一串联络5012开关在运行状态，500 k VⅠ段母线在运行状态;2号主变5013开关、B线5023开关、第三串联络5032开关在热备用状态、500 k VⅡ段母线5227地刀A、B相在合闸位置;D线5041开关、第四串联络5042开关在检修状态，D线线路在检修状态。
1.3事故经过12时23分，配合D线综自改造及5042开关测控屏更换工作，运行人员向省调申请拉开D线504127地刀、第四串联络504217地刀。
12时58分，省调下令拉开D线504127接地刀闸、第四串联络504217地刀。
13时00分，运行人员操作拉开D线504127地刀。
13时10分，操作完毕。
13时12分，运行人员操作拉开500 k V第四串联络504217地刀。
13时21分，操作完毕。
15时10分，检修人员完成新更换的5042开关测控屏二次接线、二次电缆整理、悬挂电缆吊牌工作。
A电厂500kV升压站母差保护动作剖析
A电厂500kV升压站母差保护动作剖析发布时间：2021-10-20T06:39:02.406Z 来源：《建筑实践》2021年15期5月作者：钟劲阳[导读] 由于设备、环境或人为等因素，电力系统在运行中可能发生各种故障和不正常运行状态钟劲阳广东粤电博贺能源有限公司前言：由于设备、环境或人为等因素，电力系统在运行中可能发生各种故障和不正常运行状态，当电力系统发生故障和不正常运行状态时，都可能引起系统事故，从而造成电力系统全部或部分正常运行遭到破坏，电能质量变成不能适用电设备正常运行的程度，以致造成对用户的停止供电或少供电，甚至造成人身伤亡或电气设备的损坏。
继电保护装置就是指能反映出电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并迅速动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。
因此当电力系统发生跳闸或不正常运行运行状态信号时，可以通过继电保护装置并配合故障录波器能快速、准确找出故障点并消除，尽快恢复供电减少经济损失。
关键词:继电保护、母差、保护动作、故障分析1.事件概况A电厂为新建火电电厂，项目一期装机容量2x1000MW，升压站主接线方式为3/2接线方式，有两串完整串，电压等级500kV，断路器采用现代重工生产的气体绝缘全封闭组合电器（GIS）。
故障发生前站内所有一次设备泄漏电流测试、介质损失角、交直流耐压等电气实验合格，保护装置功能、回路及传动校验完成且结果合格，调试已完成。
2020年01月19日，该厂站进行首次反送电操作，09时44分，电厂500kV 升压站II母母差保护动作，跳开#2主变5023开关，跳开线路甲线5013开关。
2.事件发生过程（一）事件发生前一次设备运行方式主变部分：#1主变压器在热备用状态，#1主变中性点直接接地。
500kV部分：第一串#1主变压器变高5011开关在热备用状态（即5011在分闸位置、50111、50112、50116在合闸位置），第一串联络5012开关在热备用（即5012在分闸位置、50121、50122在合闸位置），线路甲线5013开关在运行状态（即5013在合闸位置、50131、50132、50136在合闸位置），第二串#2主变压器变高5023（即5023在分闸位置、50231、50232在合闸位置）开关在热备用状态，第二串联络5022在热备用状态（即5022在分闸位置、50221、50222在合闸位置），线路乙线5021开关在热备用状态（即5021在合闸位置、50211、50212、50216在合闸位置），I母在热备用状态，II母在运行状态，线路甲线在运行状态，线路乙线在热备用状态。
水电厂500kV单相接地引起母线差动保护误动的事故分析
技术交流218 2015年9月下水电厂500kV 单相接地引起母线差动保护误动的事故分析李文龙 赵 亮 顾少林中国长江电力股份有限责任公司溪洛渡水力发电厂，云南 永善 657300摘要：就一起水电厂500kV GIS 一串内地刀单相接地，由于500kV GIS 各串CT 饱和性的不同，造成母线差动保护误动切除500kV 母线，另造成两台主变重瓦斯动作切除机组的事故原因进行分析，提出了防止类似事故发生的措施，以提高水电厂的供电可靠性。
关键词：500kV ；GIS ；保护动作；重瓦斯动作 中图分类号：TM773 文献标识码：A 文章编号：1002-1388(2015)09-0218-01由于水电厂500kV GIS 串内、串外接地刀闸多，保护所用CT 类型较多，主变重瓦斯继电器动作定值难界定，设备运行环境复杂，因此在水电厂设备跳闸事故中，保护误动切除带负荷机组占据了很大一部分。
为了提高水电厂机组运行的可靠性，减少用户停电时间，维持厂用电的稳定性，以某一水电厂500kV GIS 一串内地刀单相接地引起母线差动保护误动，主变重瓦斯动作，导致切除机组，厂用电供电方式变薄弱的事故作为例子进行分析，探讨如何提高500kV GIS 母线保护及主变重瓦斯正确动作率。
1 概述故障前水电厂系统运行方式如图1所示，第1至4串成串运行，第5串#8FB 进串两侧断路器在冷备用状态，出线1、出线2、出线3运行，1FB 、2FB 、4FB 、5FB 、6FB 、7FB 、9FB 运行，电站总出力490万千瓦。
图 1 故障前运行方式事件经过：某日14:36:43，电厂人员合5154开关对8B 空充时，8B 主变差动A 、B 套动作出口跳5154开关；同时，500kV 2M 母线保护A 、B 套动作出口跳5114、5123、5133、5143开关，母线失压；随后1B 和6B 主变重瓦斯分别动作出口，跳5113和5142开关，切除1FB 、#6FB ，甩负荷1400MW 。
广州蓄能水电厂500kV母线差动保护故障分析
广州蓄能水电厂500kV母线差动保护故障分析广州蓄能水电厂500 kV母线差动保护故障分析摘要对广州蓄能水电厂500 kV母线差动保护故障进行分析。
通过对各相电流互感器进行伏安特性试验并相互对比，得出了故障产生的原因：由于一法兰连接螺栓的绝缘套损坏，导致螺栓与母线套形成电流回路，使电流互感器出现寄生电流，造成母线差动保护故障。
广州蓄能水电厂500 kV主接线采用四角形接线，线路接入点形成的两个母线T区，在线路保护安装点以内，由其本身的线路保护进行保护。
主变压器并联点处形成的两个T区，采用母线差动保护(以下简称母差保护)。
1 母差保护的原理及特性广州蓄能水电厂一期500 kV母差保护采用DIFE3110型高阻差动保护，500 kV断路器以QF1及QF2为一侧，QF3及QF4为另一侧，分别装设两套完全相同的高阻抗差动保护87-1，87-2及87-3，87-4。
分相由两套DIFE3110型高阻抗继电器构成，采用被保护区域进出的电流矢量比较原理，取出差流在电阻器R上产生的电压值，作为测量值进入继电器内部与阀值比较。
当外部有故障或无故障时，负荷电流I和I′在通过电阻器R时相位相反，幅值相等，电阻器R上的电压降为零，继电器不动作。
当保护区域内部故障时，电流I和I′同相位使得对应的故障电流在电阻器R上产生一定大小的电压值，当该值大于阀值时启动继电器动作出口，见图2。
保护整定值为：闭锁电压UB=20 V，动作电压 UD=25 V。
保护动作结果：出口跳QF1，QF2或QF3，QF4，1号、2号机组或3号、4号机组跳闸，并启动故障录波器。
2 87-3和87-4故障1998年11月广蓄电厂一期QF2断路器检修期间，发现当3号、4号机组在抽水工况运行时，母差保护87-3，87-4发出闭锁信号。
测量母差保护装置发现L3相有不平衡输出，电阻器R上最高压降21.5 V，且随一次电流成正比例增加，超过了闭锁电压整定值。
3 故障查找与分析1998年11月，对3号、4号机组及QF3，QF4断路器不同运行工况组合进行测试，在QF3合闸，QF4断开时，三相差流在电阻器R 上的压降基本为零；当QF3断开，QF4合闸时，L3相差流在电阻器R 上的压降较大，L1，L2相基本为零。
分析500kV变电站变电运行故障分析及处理
分析500kV变电站变电运行故障分析及处理
500kV变电站是一种高压变电站，主要用于将输电线路的高电压（例如220kV）转换成更高的电压（例如500kV），以便将电能传输到更远的地方。
由于各种原因，500kV变电站在运行过程中可能会出现故障。
本文将分析一些常见的故障，并提供相应的处理方法。
一种可能出现的故障是绝缘故障。
绝缘故障可能是由于设备老化、电气设备维护不当
或恶劣天气条件引起的。
当绝缘故障发生时，可能会导致变电站的设备短路甚至起火。
处
理绝缘故障的方法包括定期进行设备绝缘测试，及时维修或更换受损的绝缘材料，以及加
强设备的保护措施，以防止灰尘、水分等外部因素对绝缘材料的损害。
第二种可能的故障是过载故障。
过载故障可能是由于负荷过大、设备过载或电力系统
运行异常引起的。
当发生过载时，变电站的设备可能无法处理额外负荷，导致设备过热甚
至损坏。
解决过载故障的方法包括增加设备的容量，改进设备的散热系统，减少负载，以
及及时调整电力系统的运行状态。
除了上述三种故障外，500kV变电站还可能面临其他故障，如噪声问题、操作错误、
设备损坏等。
针对这些故障，可以采取相应的措施，如加强设备维护，提高操作人员的技
术水平，定期检修设备等。
500kV变电站的变电运行故障可能是多种原因引起的，在出现故障时，需要根据具体
情况采取相应的措施进行处理。
通过有效的故障分析和处理，可以保证变电站的正常运行，提高供电可靠性。
500kV变电所变电运行中的故障分析与处理
500kV变电所变电运行中的故障分析与处理
500kV变电所变电运行中可能出现的故障种类有很多，停电后主要分析电器和母线故障。
电器故障原因多种多样，例如电力开关故障，隔离开关故障，铁芯接触不良等。
另外，一些现象也是变电所故障的重要标志，例如变电所高低压有较大变化，高端电流超限，低
端传导损耗大，电杆旁有铁氧体磁场，线路漏电，测试仪器显示短路等。
为了正确诊断和定位故障，变电所应使用多种工具和仪器进行检查。
首先，应采用复
数频谱、瞬变频谱或电流桥对设备故障进行分析。
其次，采用脉冲功率谱监视变电设备的
空心、接触、转换错误等故障。
另外，采用各类绝缘检验设备，如低压漏电检测仪、绝缘
故障定位仪等，从而获得串联电阻和绝缘抗压变化的实时视图。
最后，还可以采用非破坏
性检测方法对交流电容器的自动示值进行分析，以便快速准确地确定故障。
变电所变电运行中故障发现后，应采取相应的处理措施。
首先，永久性解决故障需要
进行维修或检修，如交换受损电阻器或母线绝缘；其次，可采取临时性措施恢复正常运行，如改善短路状态或更换支柱绝缘；最后，维护故障区域或设备，提高设备及变电所安全性能。
500kV变电所变电运行中，正确准确地进行发现和分析故障，采取切实可行的处理方法，是保障变电所正常运行的关键，也是做好变电所安全管理的重要组成部分。
XX站500kVI母失灵保护动作的分析说明
关于xx站500kV I母失灵保护跳闸的情况分析说明2011年5月18日17时27分，在500kVxx站500kV某线、5061开关投运的过程中，发生一起由于线路保护远跳导致的500kVI母母差保护装臵失灵保护动作，跳开5011、5021、5031、5041、5051开关的不安全事件。
此次事件未造成电量损失。
一、跳闸事件发生经过1、500kV I母失灵保护异常跳闸简要经过：2011年5月18日下午开始进行某线投运工作，17时27分，某线路、5061开关处于冷备用状态，某线线路1、2保护屏收对侧远传信号，远跳就地判据动作发保护三跳至5061开关保护，5061开关保护屏失灵动作动作启动500kV I母1、2号母差保护屏失灵动作，失灵保护动作出口。
2、保护动作情况500kV某线1号保护屏RCS-925装臵远跳有判据动作；500kV某线2号保护屏PRS-725S装臵远方跳闸经故障判据动作；500kV5061开关保护装臵失灵跳本开关动作；500kV I母线1号保护屏失灵动作；500kV I母线2号保护屏失灵动作.3、本次跳闸对系统的影响xx站500kV I母失电。
二、异常跳闸的调查情况经现场检查发现，本侧保护动作无异常，对侧发远传信号至500kV某线1、2号保护屏是是造成500kV母母差失灵保护动作的直接原因。
三、本侧保护动作跳闸原因分析1、2011-05-18 17:27:03,某线线路1号保护、2号保护收对侧远传1开入，对应屏上的远跳保护装臵通道收信开入。
线路保护装臵收远传信号2、两套线路保护屏远跳装臵（925G、725）通道收信开入，满足就地判据（低电流、低有功等），保护装臵远跳就地判据动作，发5061开关三跳命令。
某线1号保护925装臵故障报告1某线1号保护925装臵故障报告2某线2号保护725S装臵故障报告1某线2号保护725S装臵故障报告23、两套线路保护装臵三跳开入到5061断路器操作箱（101，R133；201，R233），启动操作箱TJR继电器，TJR继电器节点通过4CLP2压板（“发变三跳开入”）开入至921G保护装臵，装臵收保护三跳开入命令，保护逻辑“保护三跳起动失灵”启动。
500kV变电站母差失灵保护原理及回路特点的分析 王汉军
500kV变电站母差失灵保护原理及回路特点的分析王汉军摘要：变电站是电力供应的重要环节，如果任意一个环节出现失误，都会影响供电的稳定，而500kV的变电站更是重中之重中，500kV的变电站会把电力调整为多个电压等级，通过输电线路向外传输。
但若是线路中出现故障，而线路断路器拒动，无法迅速隔离故障，导致停电范围扩大及影响线路电路输送的稳定，故我们可根据电网继电保护提出的要求，设置母差失灵保护，在断路器失灵时，保证保护装置迅速切除故障，从而让500kV变电站保持稳定的运行。
关键词：500kV变电站母差失灵保护；回路特点；一次接线引言：500kV变电站内有多个电压等级，依据不同电压等级的一次设备，其使用的母差失灵保护形成的二次回路等有很多不同，故对比不同电压母差失灵保护后的原理，可以为优化500kV变电站母压失灵保护的操作提供理论支持。
1.500kV的母差保护失灵1.1原理500kV母线的发生故障后，母线保护判断为区内故障，具体的保护动作是跳开母线上所有的断路器。
因为500kV为三分之二接线方式，母线上某个断路器断开后，电力系统可以正常供电，但其必须保证的前提是，线路上所有的断路器都可以正常使用，并处于运行状态，故为简化回路的操作，让保护动作更加安全、可靠，在500kV母差失灵保护的逻辑中，没有了有压闭锁的条件。
当500kV断路器失灵后，出现故障区域的断路器会被切除，而其他区域可以继续运行。
比如某500kV变电站使用的5012断路器，该断路器保护装置的型号是RCS-921，它进行失灵保护时，会跳5011、5013两个相邻开关的两组线圈。
1.2回路500kV变电站有特殊的接线方式，比如一次接线，它使用的是三分之二的断路器接线，设置在1M、2M的保护上。
母线任意一段的保护都设置了两套装置，用于母线的主保护及断路器的后备保护，要求两套保护为不同的厂家配置及两套保护为完全独立，没有任何联系，即任一套保护故障不影响另一套保护的正常运行。
分析500kV变电站变电运行故障分析及处理
分析500kV变电站变电运行故障分析及处理500kV变电站是电力系统中的重要组成部分，其稳定运行对于保障电网的安全供电至关重要。
然而，在变电站的运行过程中，难免会出现一些故障，这些故障会对电网的运行产生不良影响，因此需要对故障进行及时的分析和处理。
一、故障表现在变电站的运行过程中，通常会发生如下的故障表现：1.变电站输出电压或电流突然降低或断电。
2.变电站输出电压或电流波动很大，且无明显规律性。
4.变电站设备异常声响，如电缆断裂音、开关机构异响等。
以上表现都可能是变电站出现故障的信号，需要及时对其进行诊断和处理。
二、故障原因1.设备老化或故障损坏。
2.操作不当或维护保养不到位。
3.外部干扰或跳闸误动。
4.气象原因引起的故障，如雷击、风吹冰挂等。
不同的故障原因需要采取不同的措施进行处理。
三、故障处理在出现故障时，需要立即采取以下措施进行处理：1.立即停止发电设备或主变，防止故障扩散。
2.及时隔离故障区域，并确保人员安全。
3.对故障进行分析，找出故障原因。
4.根据故障原因采取相应的措施进行处理，如更换故障设备、修复电气线路等。
5.对处理结果进行检查，确保故障得到彻底消除。
四、预防措施为了避免发生故障，需要采取以下预防措施：1.加强设备维护保养工作，及时检修老化设备。
2.建立完善的操作规程和安全管理制度，确保操作正确规范。
3.加强设备的智能化监控和自动化控制，减少人为因素的干扰。
4.做好环境保护和气象预警工作，减少气象原因引起的故障发生率。
总之，对于500kV变电站变电运行故障，如果能够及时分析和处理，能够避免出现更大的不良影响。
因此，在平时的运行过程中，需要加强设备的维护保养，严格操作规程，做好环境保护工作，确保变电站的稳定运行。
广州蓄能水电厂500kV主变高压套管介损-电容异常及对策
广州蓄能水电厂500kV主变高压套管介损\电容异常研究及对策摘要:分析广州蓄能水电厂500kv主变高压套管在运行过程中出现介损及电容异常的原因，并提出相应的解决方法。
关键词:主变；高压套管；环氧树脂浸纸；电容；介损0前言广州蓄能水电厂自投产以来，作为系统主力调峰、调频电厂，对系统的安全稳定运行起着十分重要的作用，而主变高压套管运行的稳定性及可靠性将直接影响电厂的安全运行。
本文就主变高压套管在运行中出现的某些异常进行深入研究并提出了相应的解决对策。
1.主变高压套管简介广州蓄能水电厂主变原高压套管是uktrench生产的500hc366型环氧树脂浸纸干式套管，这种电容套管采用干态皱纹纸绕制套管的电容芯，在层间夹有铝箔纸组成的25个电容屏,在真空干燥下整体进行环氧树脂浸渍、固化、车削成型、表面涂釉、中间装上安装法兰，套管电容芯最外层通过末屏直接接地。
该类型套管具有质量轻、安装方便简单等特点，自投产至今已经有十余年的运行历史。
2.高压套管介损、电容异常原因研究及解决措施2.1高压套管运行情况近年来，广州蓄能水电厂主变高压套管运行状况不稳定，存在着较大的安全隐患。
曾多次因套管电容量变化值不能满足相关规程要求而被迫更换高压套管，造成设备被迫停运和重大经济损失，具体情况如下：2002年07月19日，＃6主变c相高压套管因电容量超标4.1%、介损为2.11%而被更换；2003年12月07日，＃5主变b相高压套管因电容量超标4.36%、介损为2.139%而被更换；2004年11月07日，＃7主变c相高压套管因电容量超标8.37%而被更换；2006年07月02日，＃6主变b相高压套管因电容量超标9.1%而被更换；2006年08月05日，一直运行相对稳定的＃8主变c相高压套管，其电容值也从335pf增长至348.3pf，增幅为4％，虽然未达到规程规定的5%的警戒值，但根据厂家关于该型号套管的维护建议：套管的电容量不应超过额定值的4%，当电容量超过4%，该套管运行处于危险状态，需要立即更换。
500kV变电站的故障处理及其运维分析
500kV变电站的故障处理及其运维分析随着我国电力行业的发展，电力系统的规模越来越大，人们在日常生活中对用电的稳定性的要求也越来越严格。
电力系统一旦发生故障，就会对社会造成严重影响。
为了提高500kV变电站的稳定性就要加强对其的重视度，并在变电站发生问题的时候及时找出故障原因并采取有效地维护处理方法。
标签：500kV;变电站;故障处理;运维1 引言我国人口基数世界第一，因此对于居民生活而言，电力的供应必不可少，要想保持社会的正常运转和居民的正常生活，必须对电力供应系统进行及时维护，同时需要确保电力供应系统的正常运转。
根据实际工作数据显示，导致电力供应系统出现运行故障的重要原因之一就是变电站运行故障，因此加强对变电站运行过程的监督管理，加强对变电站运行故障的研究，进而提出解决运行故障的有效措施对于变电站的正常运行具有重要意义，同时对电力供应系统的正常运转具有重要作用。
此外，除了生活用电之外，我国工农业以及第三产业的发展都需要电力支持，因此保障电力系统的正常运行对于我国国民经济的正常运行也有重要意义。
2 500kV变电站常见运行故障2.1母线损毁故障母线是变电器的重要组成部分，在日常运行中极易出现损坏，影响变电站的正常运行。
母线损毁的主要原因是日常运行中的自然损耗，与其他线路的挤压、碰撞，电压不稳定，变电设备安装不正确等。
2.2开关损坏故障电路中的隔离开关起到了隔离作用，在无灭弧能力的支持下，即便缺乏负荷电流，同样能进行分电路和合电路。
隔离开关经常发生故障，主要是载流回路负荷超量产生大量热量引起的。
这种故障通常发生在接头和线桩位置，由于载流回路的接触面偏窄，热量得不到及时散出，导致载流回路过热。
2.3线路损坏故障线路损坏故障是变电站变电运行过程中常见的一种故障。
线路是变电站变电运行过程中的重要部分，是输送电力能源的媒介，是变电运行安全与稳定的关键。
目前，在变电运行中，自然损耗和线路运行压力过大等原因都会导致线路出现开裂、损坏，进而引发故障问题，影响变电运行的安全与稳定。
500kV母线侧刀闸分闸操作异常的分析及处理
500kV母线侧刀闸分闸操作异常的分析及处理杜文静（广东电网有限责任公司珠海供电局,519000）摘要：本文主要对某500kV变电站在进行500kV线路停电倒闸操作中，500kV母线侧刀闸多次出现分闸异常事件进行分析，得出主要原因以及提出发生类似事件应该如何正确处置。
该事件主要是因为500kV母线侧垂直伸缩式刀闸因动静触头无法正常分开而导致分闸异常，进一步可能发生母线扯落事故。
总结经验，提出正确的应急处置方法，减少刀闸操作异常时间，对保证电网稳定安全运行有重大意义。
关键词：500kV母线侧刀闸;层级式检查;应急处置方法Analysis and treatment of abnormal operation of 500kV bus side gatebranchDu Wenjing(Guangdong Power Supply Bureau of Zhuhai Power Grid Co., Ltd.519000)Abstract：This pape r mainly in a 500kV substation were 500kV power switching operation,500kV busbar side switches appeared several times tripping incident analysis, it is concluded that the main reason and put forward the occurrence of similar incidents should how to correct disposal. The event is mainly because the 500kV bus side vertical telescopic knife for contact to separate normal tripping caused abnormal,further possible off bus accident.Sum up the experience, put forward the correct emergency handling method, reduce the abnormal operation time,to ensure the safe operation of the power grid is of great significance.Keywords：500kV bus side switches;hierarchical inspection;emergency disposal method1 对500kV刀闸操作异常事件的简要了解操作任务：将500kV出线一由热备用转冷备用。
一起500kV主变差动保护动作的原因分析及处理
３ 保 护动作 原 因分析
在＃ １ 机组 调试 期 间 ， 进行 ＃ １ 机组 带 ＃ １ 主变 升流 、 升压 试 验准 备 工 作 时 ， 安 装 单 位 调试 人 员进 行 ５ ０ １ ３断 路器 保 护 柜 Ｔ ２
６ 小 结
这起 ５ ０ ０ ｋ Ｖ主变 差 动 保 护 动作 ， 主要 原 因 是 差 动保 护 ｃ Ｔ 回路接 线 问题 引起 。事 件 发生 后 陆续 对全 厂 主 变差 动 保护 高压
侧ｃ Ｔ回路 进 行 了改 造 ， 从 根 本 上 消 除 了主变 高 压 侧 差 动 保 护 ｃ Ｔ合 电流 回路 存在 的 隐患 。 参 考文 献
变压 器 差动 一短 引线 保护 １ Ｃ Ｔ短接 工作 ， 首 先把 ５ ０ １ ３ 断 路器 保 护柜 内 １ ０ Ｄ： ４ 、５ 端 子 短接 片松 开 ， 当插入 短 接 片时 ，引起 ＃ ２ 主变 差动保 护增 量 动作 。 分析 原 因为 ： 当短接 Ｔ Ａ ４ ５ Ｉ Ｏ Ｄ：１ 、２ 、３ 、４ 端 子时 ， 造 成 去 ＃ ２主变 高压 侧 电流 因为 分流 而减 少 ， 如图 ６ 示 。＃ ２主变 低 压侧 电流为 正 常 电流 ， 主 变差 动 保护 装置 中出现 差流 ０ ． ０ ４ １ Ａ ， 大 于增 量差 动保 护 动作 值 （ ０ ． ０ ３ ５ ２ Ａ ） ，引起 ２号主 变差 动 保护
图 ７ 将 高压 侧 Ｃ Ｔ分 别 引至 ＃ ２变 压 器保 护 Ａ屏
值与主变低压侧 Ｃ Ｔ的采 样 值 进 行 综合
根 据保 护动 作 报告 图 ３及 故障 装置 波形 图 ４所示 ，＃ ２ 主变 Ａ相 差 动 电流 为 ０ ． ０ ４ １ Ａ ，Ｃ相 差 动 电流 为 ０ ． ０ ４ ２ Ａ ， 大 于 主 变 增量 差动 保 护动 作值 （ Ｏ ． ０ ３ ５ ２ Ａ ） ， 满 足动 作 条件 ， 保 护 动作 正 确 。详见 图 ３ 、图 ４ 。
500kV线路差动保护动作原因分析
500kV线路差动保护动作原因分析发布时间：2022-12-20T02:09:56.105Z 来源：《中国电业与能源》2022年第15期作者：付佳斌[导读] 结合一起500kV线路差动保护动作事故，付佳斌国网山西省电力公司超高压变电分公司山西太原030000摘要：结合一起500kV线路差动保护动作事故，分析了差动保护动作的原因，探讨了电流二次回路接线和一次通流检查验收的重要性，并提出了防范措施，可为电厂避免类似事故提供借鉴。
关键词：500kV；线路差动保护动作；原因分析1.故障情况2010年，某变电站1条500kV线路FH线L3相发生单相接地故障，2侧光纤差动保护L3相电流差动均动作，跳开L3相2侧断路器，并重合成功。
该变电站另1条500kV线路HQ线1套线路保护装置CSC-103A本侧（H侧）光纤差动保护动作，跳开L1相，并重合成功；对侧（Q侧）光纤差动保护未动作。
3s后，FH线L3相再次发生单相接地故障，FH线2侧光纤差动保护L3相电流差动再次动作，跳开2侧断路器，而HQ线2侧保护均未动作。
2.FH线路保护动作分析经线路巡检，确认FH线L3相发生单相接地故障。
FH线线路保护31ms时，L3相电流差动保护动作，3091ms时，L3相电流差动保护再次动作，故障时，H侧L3相故障电流约4.31A，差动电流约6.16A。
图1为FH线H侧保护装置录波图。
从图1可以看出，FH线在0ms时L3相故障（区内故障），且故障电流较大，两侧保护装置L3相电流差动保护动作（差动保护高定值：0.3A），跳开L3相，并重合成功；3s后，FH线L3相再次故障，2侧保护L3相电流差动保护再次动作。
因为2侧保护装置动作后均未整组复归（如果保护单跳5s后，故障相仍无电流，程序则转至整组复归），一直处于启动状态，保护三跳不重合，故障线路被切除，FH线路保护动作行为正确。
3.2H侧波形畸变原因分析 TA二次侧所接负载一般为测量仪表、继电器电流线圈等，它们匝数少，阻抗小，通过的电流非常大，近似于短路状态。
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广州蓄能水电厂500 kV母线差动保护故障分析
广州蓄能水电厂500 kV主接线采用四角形接线，线路接入点形成的两个母线T区，在线路保护安装点以内，由其本身的线路保护进行保护。
主变压器并联点处形成的两个T区，采用母线差动保护(以下简称母差保护)。
1母差保护的原理及特性
广州蓄能水电厂一期500 kV母差保护采用DIFE3110型高阻差动保护，500 kV断路器以QF1及QF2为一侧，QF3及QF4为另一侧，分别装设两套完全相同的高阻抗差动保护87-1，87-2及87-3，87-4。
分相由两套DIFE3110型高阻抗继电器构成，采用被保护区域进出的电流矢量比较原理，取出差流在电阻器R 上产生的电压值，作为测量值进入继电器内部与阀值比较。
当外部有故障或无故障时，负荷电流I和I′在通过电阻器R时相位相反，幅值相等，电阻器R上的电压降为零，继电器不动作。
当保护区域内部故障时，电流I和I′同相位使得对应的故障电流在电阻器R上产生一定大小的电压值，当该值大于阀值时启动继电器动作出口，见图2。
保护整定值为：闭锁电压UB=20 V，动作电压UD=25 V。
保护动作结果：出口跳QF1，QF2或QF3，QF4，1号、2号机组或3号、4号机组跳闸，并启动故障录波器。
287-3和87-4故障
1998年11月广蓄电厂一期QF2断路器检修期间，发现当3号、4号机组在抽水工况运行时，母差保护87-3，87-4发出闭锁信号。
测量母差保护装置发现L3相有不平衡输出，电阻器R上最高压降21.5 V，且随一次电流成正比例增加，超过了闭锁电压整定值。
3故障查找与分析
1998年11月，对3号、4号机组及QF3，QF4断路器不同运行工况组合进行测试，在QF3合闸，QF 4断开时，三相差流在电阻器R上的压降基本为零；当QF3断开，QF4合闸时，L3相差流在电阻器R上的压降较大，L1，L2相基本为零。
判断故障为QF4出线侧L3相电流互感器54LRB006TI或54LRB007TI 有问题。
为进一步确定故障性质，又对87-3，87-4二次电流回路进行了对线及电流互感器极性试验，结果一切正常。
同年12月进行了87-3，87-4的二次电流回路功率六角图检验，由此可判断电流互感器极性及接线正确。
通过分析认为：
a)可能QF4断路器出线侧两组电流互感器有故障；
b)可能是电流互感器一次回路存在寄生回路，使二次产生不平衡输出。
为此，重点检查了QF4出线侧法兰螺栓的绝缘套，未发现故障。
1999年2月，断开QF3及QF4，进行电流互感器伏安特性试验。
L3相的两组电流互感器的伏安特性与QF4相截然不同。
在重做L3相电流互感器伏安特性试验时，发现有一法兰连接螺栓发热烫手，拆开该螺栓绝缘套侧螺母，发现绝缘套下部断裂，使螺栓接触母线套管接地。
将该绝缘套更换后，重做电流互感器伏安特性试验。
电流互感器伏安特性恢复正常。
QF3，QF4投运后，母差保护87-3，87-4不平衡电流消失，母差保护恢复正常。
绝缘套损坏后螺栓通过母线套管接地，螺栓与母线套形成电流回路。
在此状况下运行，母线套管上产生一感生电流，使电流互感器感受到的电流为Ia＋I′a(Ia为一次侧工作电流，I′a为感生电流)，Ia与I′a的方向相反。
假设螺栓与法兰完全金属接触，则Ia=I′a，故电流互感器感受到的电流为零。
故障现象类似某组电流互感器断线或极性接反的情况。
4存在的问题
4.1电流互感器伏安特性
电流互感器型号为5P20，20 VA。
从这次伏安特性试验的结果看，其拐点电压约560 V，可能不能满足高阻母差保护电流互感器需有较高拐点电压(如大于800 V)的要求，应采取相应的补救措施。
4.2螺栓绝缘套损坏
引起这次故障的原因为螺栓绝缘套破裂，使螺栓接地导致电流互感器出现寄生电流。
虽然不能准确探究螺栓绝缘套如何损坏，但也不排除在安装时未用规定的力矩扳手，用力过大，使绝缘套破裂，长期运行中，振动使螺栓接地。
有鉴于此，对GIS交接试验应加强全过程的质量管理，并要求进行母线所有电流互感器的伏安特性试验，防患于未然。