35KV母差保护范围及动作过程
35kV变电站现场运行规程
·35kV变电站现场运行规程第一章总则第1条为保证变电站的安全、经济运行，加强变电站的运行治理，特制定本规程。
第2条电力局(公司)主管生产局长、生技科、县调、变电站及各级变电运行职员应熟悉本规程。
第二章变电站模式和设备调管范围第3条变电站模式1、常规变电站2、农村小型化I模式变电站3、农村小型化II模式变电站4、箱式变电站第4条调管设备的划分及运行1、地调调管设备：2、县调调管设备：3、本站调管设备：4、县调或本站调管设备的运行第5条计划检验按月度检验计划任务书的安排提前一天申请停电;计划临时检验，影响对外供电的，应提前三天向调度提出停电申请;不影响对外供电的，应提前一天提出申请，停电时间以调度的批复为准。
第三章电气设备的巡视第一节设备巡视制度第6条设备巡视应严格按照《安规》中的要求，做好安全措施。
第7条正常巡视：变电站内的日常巡视检查，除交接班巡视外，天天早晚高峰负荷时各巡视一次，每周至少进行一次夜间熄灯巡视。
第8条在下列情况下应进行特殊巡视1、新投运或大修后的主设备，24小时内每小时巡视一次。
2、对过负荷或异常运行的设备，应加强巡视。
3、风、雪、雨、雾、冰雹等天气应对户外设备进行巡视。
4、雷雨季节特别是雷雨过后应加强巡视。
5、上级通知或重要节日应加强巡视。
第9条巡视时，应严格按照巡视路线和巡视项目对一、二次设备逐台认真进行巡视，严禁走过场。
第10条巡视高压室后必须随手将门关严。
第11条每次的巡视情况应进行记录并签名;新发现的设备缺陷要记录在“设备缺陷记录本”内。
第二节主设备的巡视项目第12条主变压器的巡视检查项目1、正常巡视1) 变压器运行声音是否正常。
2) 变压器油色、油位是否正常，各部位有无渗漏油现象。
3) 变压器油温及温度计指示是否正常，远方测控装置指示是否正确。
4) 变压器两侧母线有无悬挂物，金具连接是否紧固;引线不应过松或过紧，接头接触良好，试温蜡片无融化现象。
5) 呼吸器是否通畅;硅胶是否变色;瓦斯继电器是否布满油;压力开释器(安全气道)是否完好无损。
某光伏电站35kV升压站母差保护动作事故分析
2020.12 EPEM131新能源New Energy某光伏电站35kV升压站母差保护动作事故分析中电投电力工程有限公司 杨 锐摘要：分析某光伏电站35kV母差保护的一次动作事故原因、造成的损害以及处理结果，总结了光伏电站二次保护的运行注意事项。
关键词：母差保护；电流互感器某光伏发电站发电容量12MW，电站升压站35kV 系统采用单母线接线方式，通过35kV 线路接入220kV 某变电站35kV 侧3605断路器，2017年6月30日首次并网运行。
35kV 系统配置有1#SVG 481断路器、1#接地变482断路器、集电I 线483断路器、集电II 线484断路器、35kV 线路486断路器、#1站用变4805断路器、备用断路器485以及母线PT 共六个间隔。
35kV 母线配置一套长园深瑞提供的BP-2CA-G 型母差保护，#1接地变配置有东唐电气设备有限公司提供的DT-XHKII-PC 型偏磁型消弧线圈成套装置1套，投入跳闸。
1 事故经过1.1 事故前运行方式故障发生前光伏电站设备运行正常，天气晴。
35kV 站用变I、SVG 481开关、接地变482开关、集电Ⅰ线483开关、集电Ⅱ线484开关、集电Ⅲ线（备用）485开关、35kV 线路486开关为运行状态，各发电单元与系统并网发电。
1.2 事故经过2020年6月5日09时13分，消弧线圈检测到系统有接地点并发出告警信号，报文显示选线装置未能选出接地故障间隔。
收到报警信号后，现场运行人员检查各间隔及保护装置，未发现异常。
随后接到地调电话询问站内母线及线路接地告警相关情况，运行人员向地调回复“消弧线圈检测到系统有接地点，控制装置发出接地告警”，之后运行人员再次检查全站设备，仍未未发现异常和接地故障点。
后运行人员接调度命令，采用拉路法准备分开集电III 线485断路器。
尚未操作之时，2020年6月5日09时57分59秒，35kV母线差动保护动作，保护开出跳开1#SVG 481断路图2 消弧线圈及接地选线装置报文图1 电气主接线图图3 35kV 母差保护报文132 EPEM 2020.12新能源New Energy器、1#接地变482断路器、集电I 线483断路器、集电II 线484断路器、集电III 线（备用）485断路器、白垣线486断路器，35kV 升压站全站失电。
35KV变电站现场运行规程
35KV变电站现场运行规程自己看啊2.1 电气设备的状态2.1.1 操作任务是将系统〔或设备〕由一种状态转变为另一种状态。
设备状态可分为：2.1.1 .1 运行状态2.1.1 .2 热备用状态2.1.1 .3 冷备用状态2.1.1 .4 检修状态2.2 调度管理2.2.1 监控、操作人员、变电站留守人员必须服从电网统一管理和统一调度，严守调度纪律，服从调度指挥。
2.3.2 所有电气操作必须执行以下要求：2.3.2 .1 只有当值操作人员有权进行倒闸操作。
在事故处理或特殊检修时方允许非当值操作人员进行指定项目的操作。
2.3.2 .2 修试人员只能进行被修试设备的手动操作，需要进行不带一次电压的电动操作时，须由当值操作员进行，并在工作结束后恢复原来状态，严格执行设备验收传动试验制度。
2.3.2 .3 变电站的一切倒闸操作应由两人操作。
操作队副职操作，正值监护。
2.3.2 .4 倒闸操作应根据《电业安全工作规程》〔发电厂及变电站部分〕及省、市公司的有关规定进行，正确使用安全工器具。
2.3.2 .5 操作时，不得做与操作无关的工作和交谈。
若听到调度电话铃声，操作人员应立即停止操作，接听调度电话。
2.3.2 .6 更改继电保护及自动装置定值应根据“继电保护及自动装置定值通知单”和调度指令进行，并严格执行整定流程。
自己看啊2.3.2 .7 监控、操作人员在接受调度指令时，应启用录音电话，互报单位和姓名，严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录制度，并使用统一的调度术语和操作术语，发令、受令双方应明确发令时间和完成时间，以表示操作的开始和终结，并将时间记入值班记录簿内。
2.3.2 .8 调度同时预发两个及以上的操作任务时，必须按各个任务的操作程序依次进行操作，不得几个任务同时操作。
2.3.2 .9 操作中如发生事故或异常情况时，应立即终止操作，并报告调度，经调度同意后，才能继续进行操作。
2.3.3 变电站的倒闸操作一般应正确掌握以下十二步骤：2.3.3 .1 接受调度预发任务票2.3.3 .2 查对模拟图板填写操作票2.3.3 .3 审查发现错误应重新填票2.3.3 .4 对操作进行预想2.3.3 .5 调度正式发令操作2.3.3 .6 模拟操作2.3.3 .7 逐项唱票并核对设备名称编号2.3.3 .8 操作并逐项勾票2.3.3 .9 检查设备并使系统模拟图与设备状态一致2.3.3 .10 向调度汇报操作任务完成2.3.3 .11 做好记录签销操作票2.3.3 .12 复查评价、总结经验。
35kV电网继电保护
电力变压器保护
变压器相间短路的后备保护
变压器相间短路的后备：
既是变压器主保护的后备又是相邻母线或线路的后备
保护。 保护形式：
过电流保护、低电压起动的过电流保护、复合电压起
动的过电流保护、负序电流保护和低阻抗保护等。
电力变压器保护
过电流保护：
电力变压器保护
低压启动的过电流保护：
电力变压器保护
变压器过负荷保护
电流Ⅲ段一般做后备保护。 Ⅲ段的后备作用：
1)近后备——同一地点电流Ｉ、Ⅱ段拒动的后备
2）远后备——下一个变电站的保护和断路器拒动的后备（防止短路 点不切除）
35kV电网线路保护
4、评价
简单可靠，灵敏性好。 故障靠电源越近，短路电流越大，过电流保护切除故障的时
间越长（不利），故不能作主保护。
5、原理接线 与限时电流速断保护类似，主要区别是：时间继电器的时间整定值 不同。
当变压器内部发生严重故障时，重瓦斯保护动作，瞬 时动作跳开变压器的各侧断路器。
电力变压器保护
瓦斯保护原理接线图
电力变压器保护
轻瓦斯动作值：采用气体容积大小表示；
整定范围通常为：250cm3～300cm3
重瓦斯动作值：采用油流速度大小表示； 整定范围通常为：0.6～1.5m／s。
电力变压器保护
瓦斯保护优缺点：
三段式相间电流保护配置示意图
35kV电网线路保护
阶段（三段）式电流保护的归总原理接线图
阶段式电流保护简单、可靠，在35KV及以下低压配电网络中得到广泛应用。 主要缺点：受电网接线及系统运行方式变化的影响较大。
35kV电网线路保护
阶段（三段）式电流保护的原理展开接线图
35kV电网线路保护
母差定值
35kV母差保护定值变电站名称设备地址电压等级保护装置型号特变电工照壁山光伏一电站35kV母线35kV RCS915AB 序号定值名称整定值整定范围1差动启动电流高值0.55A0.1In～10In2差动启动电流低值0.37A0.1In～20In3比率制动系数高值0.70.5～0.84比率制动系数低值0.60.3～0.85充电保护电流定值19A0.1In～19In6母联过流电流定值19A0.1In～19In7母联过流零序定值19A0.1In～19In8母联过流时间定值10s0.01～10s9母联非全相零序定值19A0.1In～0.5In10母联非全相负序定值19A0.1In～0.5In11母联非全相时间定值10s0.01～10s12TA断线电流定值0.060.06In～In13TA异常电流定值0.040.04In～In14母线低电压闭锁70V2～100V15母差零序电压闭锁6V6～57V16母差负序电压闭锁12V2～57V17母联失灵电流定值19A0.1In～19In18母联失灵时间定值0.15s0.01～10s19死区动作时间定值0.1s0.01～10s运行方式控制字01投母差保护10，102投充电保护00，103投母联过流00，104投母联非全相00，105投单母方式10，106投Ⅰ母TV10，107投Ⅱ母TV00，108投充电闭锁母差00，109投TA异常不平衡判据10，110投TA异常自动恢复10，111投母联过流启动失灵00，112投外部闭锁母差00，1RCS-915AB失灵保护公共整定值1跟跳动作时间10s0.01～10s2母联动作时间10s0.01～10s3失灵保护动作时间10s0.01～10s4失灵低电压闭锁70V2～100V5失灵零序电压闭锁6V6～57V6失灵负序电压闭锁12V2～57V7投失灵保护0变电站名称设备地址电压等级保护装置型号特变电工照壁山光伏一电站35kV母差35kV RCS915AB 支路1失灵保护整定值（35kV送出线路）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1支路2失灵保护整定值（接地变）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1支路3失灵保护整定值（SVG变）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1支路4失灵保护整定值（光伏一线）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1支路5失灵保护整定值（光伏二线）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1支路6失灵保护整定值（光伏三线）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1变电站名称设备地址电压等级保护装置型号特变电工照壁山光伏一电站35kV母差35kV RCS915AB支路7失灵保护整定值（光伏四线）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1支路8失灵保护整定值（照特线）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1支路9-19失灵保护整定值（备用）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1支路20失灵保护整定值（备用）1失灵启动相电流19A0In～19In2失灵启动零序电流19A0.1In～19In3失灵启动负序电流19A0.1In～19In4投零序电流判据00,15投负序电流判据00,16投不经电压闭锁10,1母差保护系统参数定值1TV二次额定电压57.7V2TA二次额定电流1A3支路01线路编号送出线路（800/1)备注1（基准变比）4支路01TA调整系数15支路02线路编号接地变（50/1）6支路02TA调整系数0.0637支路03线路编号SVG变（50/1）备注18支路03TA调整系数0.0639支路04线路编号光伏一线（150/1）备注110支路04TA调整系数0.1911支路05线路编号光伏二线（150/1）备注112支路05TA调整系数0.1913支路06线路编号光伏三线(150/1)备注114支路06TA调整系数0.1915支路07线路编号光伏四线(150/1)备注116支路07TA调整系数0.19变电站名称设备地址电压等级保护装置型号特变电工照壁山光伏一电站35kV母线35kV RCS915AB母差保护系统参数定值17支路08线路编号照特线(500/1)备注118支路08TA调整系数0.62519支路09线路编号备用20支路09TA调整系数021支路10线路编号备用22支路10TA调整系数023支路11线路编号备用24支路11TA调整系数025支路12线路编号备用26支路12TA调整系数027支路13线路编号备用28支路13TA调整系数029支路14线路编号备用30支路14TA调整系数031支路15线路编号备用32支路15TA调整系数033支路16线路编号备用34支路16TA调整系数035支路17线路编号备用36支路17TA调整系数037支路18线路编号备用38支路18TA调整系数039支路19线路编号备用40支路19TA调整系数041支路20线路编号备用42支路20TA调整系数043母联编号母联44母联TA调整系数045母线1编号根据母线实际编号整定1～Ⅷ46母线2编号根据母线实际编号整定1～Ⅷ47I母刀闸位置控制字1007F0000～FFFF48I母刀闸位置控制字200000000～FFFF49II母刀闸位置控制字00000000～FFFF50II母刀闸位置控制字00000000～FFFF51投中性点不接地系统10，152投单母主接线10，153投单母分段主接线00，154投母联兼旁路主接线00，155投外部起动母联失灵00，1备注1、本次下发定值仅适用于本期工程，随着母线上接入设备的增加，需修改母线保护定值。
母线保护技术规范35kV
吉林华能镇赉马力风电场（49.5MW）二期工程系统保护设备技术规范书35kV母线保护吉林省电力勘测设计院2011年7月长春专用技术规范1 标准技术参数投标人应认真逐项填写标准技术参数表（见表1）中投标人保证值，不能空格，也不能以“响应”两字代替，不允许改动招标人要求值。
如有差异，请填写表10投标人技术偏差表。
表1 35kV母线保护标准技术参数表表2 打印机标准技术参数表表3 保护柜标准技术参数表注 1. 项目单位对标准技术参数表中参数有差异时，可在项目需求部分的项目单位技术差异表中给出，投标人应对该差异表响应。
差异表与标准技术参数表中参数不同时，以差异表给出的参数为准。
2. 参数名称栏中带*的参数为重要参数。
如不能满足要求，将被视为实质性不符合招标文件要求。
2 项目需求部分2.1 货物需求及供货范围一览表表4-1 货物需求及供货范围一览表（不带转接屏方案）表4-2 货物需求及供货范围一览表（带转接屏方案）注双母线主接线时应配置模拟盘。
表5 可选择的技术参数表2.2 必备的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表表6 必备的备品备件、专用工具和仪器仪表供货表表6（续）2.3 图纸资料提交单位经确认的图纸资料应由卖方提交表7所列单位。
表7 卖方提交的须经确认的图纸资料及其接收单位2.4 工程概况2.4.1项目名称：吉林华能镇赉马力风电场（49.5MW）二期工程2.4.2 项目单位：马力风电场2.4.3工程规模：220kV线路1回，主变2台，35kV线路6回，35kV主接线为单母分段2.4.4工程地址：吉林省镇赉县2.4.5交通、运输：2.5 使用条件表8 使用条件表注表中“招标人要求值”为正常使用条件，超出此值时为特殊使用条件，项目单位可根据工程实际使用条件进行修改。
2.6 项目单位技术差异表项目单位原则上不能改动通用部分条款及专用部分固化的参数。
根据工程使用条件，当污秽等级、海拔高度等与标准技术参数表有差异或对通用部分条款有差异时，应逐项在“表9 项目单位技术差异表”中列出，并以差异表给出的参数为准。
35kV母线差动保护的调试
35kV母线差动保护的调试周剑平（镇海炼化检安公司）摘要：对BUS1000母线差动保护继电器的原理进行分析，介绍了镇海炼化公司第二热电站35kV母线差动保护的调试方法。
通过合理的调试，减少由于35kV母线差动保护出现误动而引起故障。
关键词：继电器差动保护调试1 概述镇海炼化公司第二热电站35kV及110kV母线的差动保护采用美国通用电气公司（GE）生产的BUS1000保护装置，BUS1000保护装置是一种高速静态保护系统，动作时间可达到10毫秒，灵敏度高，防误动性能好，运行中如出现电流回路断线，经10秒延时即闭锁继电器出口，防止误动作。
BUS1000保护装置对电流互感器的要求不高，允许各回路的电流互感器具有不同的变比，但变比差异不能超过10倍，互感器的最小饱和电压应大于100V。
2000年8月，发生炼油303线电缆炸裂事故，二电站的35kV母差保护出现误动，至使部分装置失电，影响到生产。
因此，搞清BUS1000保护装置误动的原因及采取何种方法解决，如何通过合理的调试来验证保护装置的完好显得尤为重要。
2 BUS1000保护装置的动作原理图1和图2分别为BUS1000保护装置内部故障及外部故障的原理图。
图1 内部故障时BUS1000原理图图2 外部故障时BUS1000原理图被保护母线上各线路的电流互感器（即主电流互感器）二次电流经BUS1000装置中的辅助电流互感器转换为统一的0～1A的电流，再经电流/电压转换板变成0～1V交流电压信号，经整流后成为直流电压信号。
由图中可以看出，整流后的直流电压VF 与各线路的电流之和成正比，VD与各线路的电流之差成正比。
BUS1000保护装置是一个比率制动差动保护，用VF 作制动量，反应制动电流IF，V D 作动作量，反应差动电流ID，VD和VF经加法器和电平比较器后获得以下动作特性：I D -KIF≥0.1式中：ID－差动回路电流；IF－制动回路电流；K－比率制动系数。
母线差动保护动作事故原因分析和运行注意事项
母线差动保护动作事故原因分析和运行注意事项发布时间：2021-09-17T07:03:06.713Z 来源：《中国电业》2021年第14期作者：单志强郝希华[导读] 在当前电力专业领域中，变电站不同电压等级大部分设计输电母线单志强郝希华神华（无棣）新能源有限公司山东济南 250002摘要：在当前电力专业领域中，变电站不同电压等级大部分设计输电母线，母线通常发生的概率偏低，但是母线发生故障时短路电流大，对系统的影响大，需要快速切除故障。
正是因为这种情况，根据反措的要求35kV以上的系统母线需要配置母线保护。
但是由于运行人员技能水平达不到或者运行的疏忽在母线发生故障时保护并不能正确动作，会引发母线差动保护拒动或是误动事故。
在这种情况下，就有必要深入全面的分析与探讨母线差动保护动作事故的主要原因，并基于此提出相应的改善对策。
下面也主要从这个角度入手，对母线差动保护事故进行深入全面的探讨。
关键词：母线差动保护；保护动作；动作事故引言在整个电力系统操作系统中，母差保护本身是一个非常重要的模块，与整个电力系统的稳定运行有很大关系。
因此，各运营和维护人员也应积极学习平时母差保护和保护失败相关内容，明确保护措施操作原理，认识和掌握母差保护故障和失败问题的改善措施和方法，并更多地投入相关工作。
此外，在电力系统的日常管理中，要在后续开发中积极改变智能保护装置，大大提高整个电力系统的保护技术，最终为电力系统的稳定运行提供强大的保护。
这样可以改善母线差动保护，提高电力系统运行水平。
1、母线差动保护原理因为母线上只有进出线路，正常运行情况，进出电流的大小相等，相位相同。
如果母线发生故障，电流流向故障点，这一平衡就会破坏。
差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。
母线大差是指除母联开关和分段开关外所有支路电流所构成的差动回路。
某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联和分段开关）电流所构成的差动回路。
母线大差比率差动用于判别母线区内和区外故障，小差比率差动用于故障母线的选择。
35kv电压允许偏差值
35kv电压允许偏差值35kV电压允许偏差值是指在35千伏电网中，允许电压超出额定值的程度。
电压偏差是电网运行中常见的现象，它受到多种因素的影响，包括负载变化、电网故障和调节控制等。
对于35kV电网来说，电压偏差的允许范围对电网的稳定运行和负荷分配都至关重要。
本文将从以下几个方面详细介绍35kV电网中电压允许偏差值的意义、计算方法以及对电网的影响。
第一部分：电压允许偏差值的意义1. 保证电网的稳定运行：电压偏差是电网运行中的正常现象，但如果偏差值过大，会影响电力设备的正常运行。
通过设定合理的允许偏差值，可以保证电网在稳定范围内进行运行。
2. 保证负荷分配的合理性：电压偏差与负荷分配紧密相关，过高或过低的电压偏差会导致负荷不均衡，影响电网的功率传输。
设置合理的允许偏差值可以保持负荷的均衡分配，最大程度地提高电网的运行效率。
第二部分：电压允许偏差值的计算方法1. 了解相关标准：国家对于电压允许偏差值有一定的规定，需要了解相关标准，如GB/T12325-2016《交流输电线路电压偏差限值》。
根据标准的要求，可以计算出电压允许偏差值的具体范围。
2. 考虑电网特点：不同的电网具有不同的特点，包括供电范围、传输距离和负荷变化等。
在计算电压允许偏差值时需要结合电网的实际情况进行考虑，以确保计算结果的准确性。
第三部分：电压允许偏差值对电网的影响1. 对电力设备的影响：电压偏差值过大会导致电力设备的损坏，甚至引发事故。
通过合理设定允许偏差值，可以保护电力设备免受损害，延长设备寿命。
2. 对电网负荷分配的影响：电压偏差与负荷分配紧密相关，过高或过低的电压偏差会导致负荷不均衡。
通过设置合理的允许偏差值，可以保持负荷的均衡分配，减少电网负荷分配不合理带来的问题。
第四部分：电压允许偏差值的优化措施1. 定期检测与维护：定期检测电网的电压偏差值，及时发现偏差过大的情况，并采取相应的维护措施，保证允许偏差值在合理范围内。
2. 强化设备调节控制：对于电力设备来说，合理的调节控制是保持电压允许偏差值稳定的重要手段。
35kV及110kV变压器保护整定
35kV及110kV变压器保护1. 计算依据DL/T 1502-2016《厂用电继电保护整定计算导则》DL/T 584-2017《3kV~110kV电网继电保护装置运行整定规程》2. 变压器保护配置1）差动保护2）高压侧后备保护3）中压侧后备保护4）低压侧后备保护5）高压侧接地保护6）高压侧间隙保护，包括间隙零序过流保护、零序过压保护7）非电量保护注1：35kV变压器参考执行。
3. 差动保护变压器装设纵差保护作为内部故障的主保护，主要反映变压器绕组内部、套管和引出线的相间和接地短路故障，以及绕组的匝间短路故障。
1）差动速断定值：按躲过变压器可能产生的最大励磁涌流或外部短路最大不平衡电流整定。
推荐值如下：6300kV A及以下变压器：7~12e I；6300~31500kV A变压器：4.5~7e I；40000~120000kV A 变压器：3~6e I；120000kV A及以上变压器：2~5e I。
2）差动速断保护灵敏度校验原则：按正常运行方式下保护安装处电源侧两相金属性短路进行校验，要求。
3）变压器比率制动差动启动定值：按躲过变压器正常运行时的最大差动不平衡电流整定。
一般取0.3~0.6Ie，建议0.5Ie。
对于特殊变压器，如电炉变等，可适当提高启动电流值，取0.6~0.8Ie。
4）比率制动灵敏度校验原则：按最小运行方式下差动保护动作区内变压器引出线上两相金属性短路校验，要求。
差动保护出口方式：跳开变压器各侧断路器。
4. 高压侧后备过流I段保护对于仅配置差动保护作为主保护的变压器，需增加速断段，包括：所有35kV主变、乙烯110kV主变。
4.1. 过流I段定值整定原则1：按躲过变压器低压侧出口三相短路时流过保护的最大短路电流整定。
式中：：可靠系数，建议取1.3；：变压器低压侧出口三相最大短路电流，折算到高压侧的一次电流。
整定原则2：按躲过变压器可能产生的最大励磁涌流整定。
式中：K：涌流倍数，参见差动保护部分涌流推荐值。
35kV主变压器投运差动保护动作原因
35kV主变压器投运差动保护动作原因摘要：在电路系统当中，电气设备具有流入节点的电流总和为零这一特点，而由于电气设备作为系统中的重要节点，能够实现流入节点和流出节点的电流为等值，因此可以通过设置整定值的方式进行故障时的断路跳开预设，使电气设备得到安全保护。
这种保护措施被称为差动保护。
但是在实际的应用过程中，由于电气设备所处的电路环境不同，受到环境变化影响，同样会出现差动保护动作。
因此为了规避风险，需要对其原因进行判断。
关键词：主变压器；差动保护；保护动作；验收管理一、主变压器差动保护原理1.1差动保护现象电力企业拥有两台35kV主变压器，主体器材由新疆特变生产，差动保护设施由阿哈尔滨自动化公司生产。
开关柜与变压器连接过程中采取空投试验，并未发生异常现象，当整体安装结束之后，维护人员开展投运试验活动，期间反复出现差动保护现象，且检查并未发现其他异常。
复位电力系统故障报警器，反复投运，仍出现差动保护现象。
1.2差动保护动作原理本文研究一种接线方式，具体如图1所示。
A、B、C为变压器高压侧电流，a、b、c为低压侧电流。
当设备在正常运转状态下，高压侧IA值与IA与IB之间的差值相同，IC值与IC和IA之间的差值相同。
主变压器连接组别为Ydll，低压侧电流相位超前30°，回流平衡性会受到影响。
消除不平衡电流需要对整个线路进行补偿，改变接线值，确保回流的流入电流与流出电流值相同，向量之和为0，在设备正常运转期间，不会出现差动保护现象。
二、主变压器差动保护动作原因2.1不平衡电流影响投运35kV主变压器，理想变压器设备运行期间流入电流与流出电流之间处于平衡状态。
但主变压器经常会出现不平衡电流，造成变压器电流不平衡因素比较多，其中包括传变误差、励磁电流涌动、档位变动等。
档位变化引起的电流不平衡现象是指有计划对变压器进行有载调压，按照分接头位置变化调整接入电流，变压器CT始终稳定，变比发生改变，流入电流与流出电流之间出现差额，继而造成电流之间的不平衡。
35KV变电所操作规程
1.5 送电时先送电源，后送负荷，停电时先停负荷，后停电源。
1.6 变压器送电时先送高压，后送低压，停电时先停低压后停高压。
1.9 压负荷时只分开关，不摇断路器。
1.10 全矿停电恢复时应积极与地调联系送电事宜，当Ⅰ段或Ⅱ段任一回路有电时，在主变10KV母线恢复供电后，应先送给主扇、辅扇风机送电;待主扇、辅扇运行后，其它各盘按先生产后生活的顺序一一恢复。
1.11 多组维修人员在同一块盘上同时进行停电作业时，必须各自办理各自的许可手续，值班人员把关，各组间不能相互代替。
送电时只有在所有停电手续全部终结前方能送电。
1.12 认真执行保证人员工作平安的组织措施(工作票制度、工作许可证制度、工作监护制度、工作间断，转移和终结制度)。
1.13 事故原因未查清、设备故障未排除不允许强行送电的;不允许强行带电检修电气设备。
2、停电操作(35KV/10KV)2.1 停电前准备工作：操作人员应查验工作票，根据工作性质(停电或检修)，认真填写工作票，然后按规定着装，携带好必要工具。
3、停送电操作规程3.1 停电3.1.2 只需停真空断路器(运行转热备)：手动操作：旋动本柜上的转换开关由远控、预分转至分闸位置，听到响声、绿灯亮，分闸结束。
3.1.3 (运行转冷备)时执行后, 把断路器摇置试验位置,合上接地刀闸。
3.1.4 需检修作业时,执行和后,开后门,验电、放电、封挂三相短路接地线于负荷侧接地刀闸下口。
3.1.5 挂上停电牌，然后才能进行检修作业。
注：当闭锁中无某种元件时，相应程序省去。
3.2 35KV母联停电检修操作3.2.1 主变为两台分段运行，分断35KV母联前，确认411.412运行，不会造成主变停运。
3.2.2 在主控室分35KV母联真空开关(执行3.1.2)3.2.3 到35KV室将400#柜断路器摇置试验位置,在把4002#柜断路器遥置试验位置，检修时把断路器开前门把断路器拉出，进行检修。
3.3 10KV母联停电检修操作3.3.1 确认分断10KV母联不会造成主扇停运。
35kV线路光纤差动保护技术规格书
35kV光纤差动保护技术要求1 总则1.1本技术条件书提出了对35kV线路保护的技术参数、性能、结构、试验等方面的技术要求。
1.2 本招标文件提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，投标人应提供符合本技术规范引用标准的最新版本标准和本招标文件技术要求的全新产品，如果所引用的标准之间不一致或本招标文件所使用的标准如与投标人所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。
1.3 如果投标人没有以书面形式对本招标文件技术规范的条文提出差异，则意味着投标人提供的设备完全符合本招标文件的要求。
如有与本招标文件要求不一致的地方，必须逐项在“技术差异表”中列出。
1.4 本招标文件技术规范将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。
本技术规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。
1.5 确定中标人后，招标人和中标人须签订技术协议。
在签订技术协议时，由招标组织单位将标书审查会审定并经专家签署的《技术规范》纸质文件，提供给设计单位、运行单位、中标人各1份。
1.6 若中标人完全响应招标书，上述《技术规范》直接作为《技术协议》。
若中标人不完全响应招标书或双方需要补充其他内容，在签订技术协议时，由中标人提供“差异表”以及补充内容的纸质文件，经各方协商达成一致意见后，连同上述《技术规范》共同构成《技术协议》。
1.7 投标人应具备招标公告所要求的资质，具体资质要求详见招标文件的商务部分。
1.8 投标人提供的35kV线路保护应符合招标文件所规定的要求。
1.9 技术协议签订后1周内，双方必须签订商务合同，便于生产厂家及时提供有效的设计资料。
2 技术要求2.1 标准和规范2.1.1 合同中所有设备、备品备件，包括卖方自其他单位获得的所有附件和设备，除本规范书中规定的技术参数和要求外，其余均应遵照最新版本的电力行业标准（DL）、国家标准（GB）和IEC标准及国际单位制（SI），这是对设备的最低要求。
35kV母线保护装置调试报告(母差)
35kV母线保护装置调试报告
安装位置：主控室用途:35kV母差
一.装置电源上电检查:
1.加上直流电源，合装置电源开关，装置直流电源消失时保护不应动作，并应有输出接点以起动告警信号。
直流电源恢复时，装置应能自起动。
2.延时几秒钟，装置"运行"绿灯亮，“信号”绿灯灭，“跳闸”红灯保持出厂前状态(如亮可复归)。
液晶屏幕显示主接线状态。
3.低电压自启动测试:启动值120V.
二.程序版本信息:
三.交流采样检查:
2
：
四.开入量检查:
五.开出量检查:
1.信号接点检查:
2.跳闸输出接点检查:
六.保护功能试验
1.比率制动差动保护：
1.2.3.
2.复合电压闭锁z
七.绝缘检查:
用2500V摇表测量交直流囚路对地绝缘电阻，均大于20MQ。
八. NSR-3T1微机母线保护装置母线保护装贵与后台综合自动化系统通讯正常。
九.继电保护检验结论:
1.装置各元器件己按照出厂技术要求检验，符合技术要求。
2.保护特性己作调试，符合装置技术要求。
3.保护装置屏内绝缘良好，符合技术要求。
试验负责人:
试验人员:。
35KV线路光纤差动保护原理
首先.光纤差动保护的原理和一般的纵联差动保护原理基本上是一样的.都是保护装置通过计算三相电流的变化.判断三相电流的向量和是否为零来确定是否动作.当接在电流互感器的二次侧的电流继电器（包括零序电流）中有电流流过达到保护动作整定值是.保护就动作.跳开故障线路的开关。
即使是微机保护装置.其原理也是这样的。
但是.光纤差动保护采用分相电流差动元件作为快速主保护.并采用PCM光纤或光缆作为通道.使其动作速度更快.因而是短线路的主保护！另外.光纤差动保护和其它差动保护的不同之处.还在于所采用的通道形式不同。
纵联保护的通道一般有以下几种类型：1.电力线载波纵联保护.也就是常说的高频保护.利用电力输电线路作为通道传输高频信号；2.微波纵联保护.简称微波保护.利用无线通道.需要天线无线传输；3.光纤纵联保护.简称光纤保护.利用光纤光缆作为通道；4.导引线纵联保护.简称导引线保护.利用导引线直接比较线路两端电流的幅值和相位.以判别区内、区外故障。
差动保护差动保护是输入CT（电流互感器）的两端电流矢量差.当达到设定的动作值时启动动作元件。
保护范围在输入CT的两端之间的设备（可以是线路.发电机.电动机.变压器等电气设备）。
中文名差动保护外文名Differential protection目录1.1概述2.2原理3.3技术参数4.▪环境条件1.▪工作电源2.▪控制电源3.▪交流电流回路4.▪交流电压回路5.▪开关量输入回路1.▪继电器输出回路2.4功能3.5主要措施4.6缺点概述编辑电流差动保护是继电保护中的一种保护。
正相序是A超前B,B 超前C各是120度。
反相序（即是逆相序）是 A 超前C,C超前B 各是120度。
有功方向变反只是电压和电流的之间的角加上180度.就是反相功率.而不是逆相序[1]。
差动保护是根据“电路中流入节点电流的总和等于零”原理制成的。
差动保护把被保护的电气设备看成是一个节点.那么正常时流进被保护设备的电流和流出的电流相等.差动电流等于零。
35KV母线保护
（1）腾晖1回线保护装置采用南瑞继保电气有限公司的RCS-9613CS保护装置，该保护装置具有完整的光纤差动、过流、过负荷、零序保护及重合闸等保护功能及装置告警功能。
实际现场投运的保护为：
①比率差动保护：启动定值：2.5A；制动系数1：0.3；制动系数2：0.75；差动电流定值：5A; 二次谐波制动系数：0.15。
②过流1段：定值：43A;
③过流3段：定值：5A；延时：0.6S。
④过负荷：4.2A; 延时：9S。
还包括PT断线、CT断线闭锁差动等。
（2）35KV母线保护装置采用南瑞继保电气有限公司的RCS-915保护装置，该保护装置具有母线差动、母线失灵、母线充电、母线过流等功能，实际现场投运的保护为：母线差动保护：差动起动电流高值：2.5A；差动起动电流低值：2.25A；比例制动系数高值：0.7；比例制动系数低值：0.5 。
5-35kV母差保护
工程名称：试验日期：XX年 XX 月XX 日35kV XX母差保护屏：
1.铭牌:
2. 校验码检查:
3.逆变电源检查：
4．交流电流通道精度检查:
1)电流有效值检查:
2)电压有效值检查:
工程名称：试验日期：XX年 XX 月XX 日35kV XX母差保护屏：
5.开入量检查:
6.开出接点检查:
工程名称：试验日期：XX年 XX 月XX 日35kV XX母差保护屏：
7.保护试验：
7.1）差动保护：
7.2）差动保护制动特性试验：
7.3）电压闭锁元件检查：
8.装置异常试验:
工程名称：试验日期：XX年 XX 月XX 日35kV XX母差保护屏：
9.整组试验：
1）保护跳闸：
2）其它检查：
10.二次回路绝缘检查：
11. 使用仪器、仪表:
12. 试验结果:
试验人员：试验负责人：。
某35kV开关柜母线故障及运维措施研究
某35kV开关柜母线故障及运维措施研究摘要：本文基于2017年5月23日某供电公司下属变电站35kV开关柜母线故障及运维措施做详细的分析。
关键词：35kV开关柜；故障分析；运维措施某供电公司下属变电站35千伏一/六段母差保护六段动作，跳开3号主变35千伏六段开关，同时闭锁35千伏一/六段分段自切，下级用户低压侧均自切成功，未造成负荷损失。
现场检查发现3号主变35千伏六段开关分闸位置，35千伏六段压变避雷器仓、备28仓开关柜顶盖掀开。
该站35千伏五、六段开关柜设备型号：KYN61-40.5，生产厂家为国内某开关柜生产厂商。
经调阅故障录波报告，发现起始故障相别为B、C相，后延续10毫秒发展成三相故障。
1、故障过程及原因1.1故障过程根据保护动作情况及录波图分析，故障初始为B、C相间短路，经10ms后转化为三相短路故障，故障电流峰值约14kA，持续530ms后母差保护动作切除故障，保护动作正确。
经现场打开35千伏六段压变避雷器仓柜体检查，发现母线桥厢内部A、B、C相有短路烧灼痕迹，B相绝缘套脱落，压变避雷器外观熏黑。
后经仔细检查， B相母线连接处和C相母线连接处均严重烧蚀，金属连接螺栓熔化，而A相母线位于穿墙套管内的等电位点熔穿，等电位辫子线熔断，热缩套爆裂。
1.2原因分析经现场查看，该开关柜的结构型式、尺寸等各方面均与ABB公司ZS3.2型开关柜类似，但产品加工工艺及细节设计存在不同。
1）母线室内设置四块绝缘挡板，此设计对触头盒相间隔离，增加了触头盒间绝缘强度，但使得母线相间在绝缘板受潮或绝缘强度降低时容易产生相间击穿。
2）母排使用双层热塑套形式，内层为母排制作时按工艺要求套装，热塑及贴合度较高，外层热塑套为后期增加，厂内工艺粗糙，热塑不均匀，贴合度差，内外层间存在气体间隙。
双层热塑套型式上在两层热塑套间容易受潮凝露，加工工艺粗糙更容易产生此类缺陷。
3）母线接头绝缘罩加工工艺粗糙，绝缘罩内圈存在大量毛刺，且该部位处于多种绝缘介质交界面（热塑套、绝缘罩及空气），电场容易产生畸变，导致绝缘强度降低，易发生放电或击穿4）现场解体未见母排接触面存在长期过热痕迹，发现一处母排热塑套将接线桩头包裹，由此看出该设备厂工艺管控存在较大问题，现场发现多处质量工艺控制不良情况，也是造成本次母线故障的外部因素。