2浅谈分相式主变运行方式、保护配置及事故处理.doc
220kV主变跳闸及35kV母线失压事故分析及防范措施
２２０ｋＶ主变跳闸及３５ｋＶ母线失压事故分析及防范措施杨 鑫 黄佳林 陈 懿（国网上海市电力公司超高压分公司）摘 要：本文介绍某２２０ｋＶ变电站２号主变第一、二套接地变零序过流保护动作，导致２号主变跳闸；３５ｋＶ二／三段分段自切后加速动作，自切动作不成功，导致３５ｋＶ三段母线失压。
分析继电保护装置动作情况及一次设备检查情况，制定相应反事故措施及注意事项，减少类似事件的发生。
关键词：接地变零序过流保护动作；主变失电；三段母线失压；自切零序后加速动作０ 引言２２０ｋＶ主变在电力系统电力变换中处于重要的地位，电压等级高、容量大的变压器，一旦发生故障，将造成重大影响，严重时甚至会引发爆炸，对附近居民社会生活以及企业发展带来十分严重的后果。
为保证变压器长期安全稳定运行［１ ４］，降低变压器故障发生，提高变压器运维质量，防止设备事故，避免重大经济损失具有极为特殊的意义。
１ 系统运行方式介绍变电站２２０ｋＶ为双母线带旁路接线方式［５ ６］，２２０ｋＶ母联合位双母线并列运行，３５ｋＶ母线分段运行。
２号主变２２０ｋＶ副母运行容量为１５０ＭＷ，３５ｋＶ侧分别送三、四段母线。
故障时该变电站未许可工作票，未执行倒闸操作票。
２ 事故简况及原因分析２ １ 事故简要过程２０２２年１１月１０日１４：１０：５７ ６３９，２２０ｋＶ变电站２号主变第一、二套接地变零序过流Ｉ段保护动作，２号主变３５ｋＶ三、四段开关分闸；２号主变第一、二套接地变零序过流ＩＩ段动作，２号主变２２０ｋＶ开关分闸；二／三段分段自切零序后加速动作，三段母线失压。
具体保护动作情况见表１。
表１ 保护动作情况时间动作情况１４：１０：５７：６５３２号主变第一套、第二套保护启动１４：１１：０１：６５９２号主变第一、二套保护接地变零序过流Ｉ段动作（续）时间动作情况１４：１１：０１：６８１２号主变３５ｋＶ四段开关分闸１４：１１：０１：６８３２号主变３５ｋＶ三段开关分闸１４：１１：０１：７６４３５ｋＶ张啦３Ｇ３８４保护启动１４：１１：０２：００７３５ｋＶ张绩３Ｇ３８１保护启动１４：１１：０２：１５９２号主变第一、二套保护接地变零序过流ＩＩ段动作１４：１１：０２：１７０２号主变２２０ｋＶ第一、二组出口动作１４：１１：０２：１９５２号主变２２０ｋＶ开关分闸１４：１１：０６：０６６３５ｋＶ四／五分段自切动作１４：１１：０６：０７０３５ｋＶ四／五分段自切合分段动作１４：１１：０６：１３４３５ｋＶ四／五分段开关合闸１４：１１：０６：２０８３５ｋＶ二／三段分段自切动作１４：１１：０６：２２７３５ｋＶ二／三段分段自切合分段动作１４：１１：０６：２７７３５ｋＶ二／三分段开关合闸１４：１１：０６：４９３３５ｋＶ二／三段分段自切后加速动作１４：１１：０６：５１７３５ｋＶ二／三分段开关分闸２号主变第一、二套接地变零序过流Ｉ段保护动作，２号主变３５ｋＶ三、四段开关分闸，故障点未切除，３５ｋＶ三段母线出线张啦３Ｇ３８４、张绩３Ｇ３８１线路保护启动；０ ５ｓ后２号主变第一、二套接地变零序过流ＩＩ段动作，２号主变２２０ｋＶ开关分闸，故障电流切除。
110kV塘口站#2主变低后备保护动作分析
110kV塘口站#2主变低后备保护动作分析摘要：由于现阶段变电站数量众多，且投运年限不一，一次设备老旧已经是阻碍变电站稳定运行的重要因素。
变电站改造进度已经跟不上设备需要更换的进度，因而，由于变电站设备老旧导致开关越级跳闸事件时有发生，加速老旧变电站一次设备改造已经是迫在眉睫的任务。
关键词：保护;老旧; 越级跳闸; 动作分析一、事件前运行方式110kV塘口站110kV母线为单母分段接线。
正常运行方式下，#1变高1101开关在合位，#2变高1102开关在合位，110kV母联1012开关在合位。
10kV母线为单母分段接线，10kV母联500开关处于运行状态，#1主变变低501开关在合位，#2主变变低502开关在合位，如下图1所示。
图 1 事故前系统运行方式二、事件简述2022年05月13日08时29分03秒956毫秒，110kV塘口站10kV F18、F21馈线发生短路故障，均为过流I段保护动作跳518开关、521开关。
2022年05月13日08时29分04秒494毫秒，#2主变低后备保护复流I段T1动作，跳500开关；08时29分04秒687毫秒，#2主变低后备保护复流I段T2动作，跳502开关。
故障点简图如图 2所示。
图 2 故障点简图三、保护动作过程表 1 保护动作时序表保护动作时序图如下图3所示。
图 3 保护动作时序图四、保护动作行为分析运维人员现场对#2主变低后备保护装置、10kV灵石坝线F18 518开关保护装置、10kV坪石镇II线F21 521开关保护装置的动作信息进行了收集。
1、#2主变低后备保护装置动作分析表 2 #2主变低后备保护装置相关定值表根据保护装置动作报文、保护定值和录波图分析如下：对#2主变电流波形进行分析，初始故障为低压侧AB两相短路，经55ms后发展为三相短路故障，故障电流达到复压过流I段定值2.5A（一次值7500A）。
保护启动经538ms复压过流I段I时限保护动作，跳10kV母联500开关，动作短路电流3.486A（一次值10458A）。
主变运行规程
保护配置介绍：I、Ⅱ主变保护采用国电南京自动化股份有限公司的PST-1200系列数字式变压器保护装置，本装置共有三面保护屏，分别为A柜、B柜、C柜。
A柜包括二次谐波原理的差动保护、220kV 侧后备保护、110 kV侧后备保护、35 kV侧后备保护以及220kV分相双跳操作箱；B柜包括波形对称原理的差动保护、本体保护、220kV 侧后备保护、110 kV侧后备保护、35 kV侧后备保护、110 kV侧操作箱（三相）、35kV 侧操作箱（三相）；C柜为失灵保护装置以及220kV、110 kV旁路电流CT切换装置，经切换可分别代Ⅰ或I、Ⅱ主变运行。
各保护功能如下：1、主保护：（1）二次谐波差动(A柜)（2）波形对称原理的差动保护(B柜)2、非电量保护：本体重瓦斯；调压重瓦斯；压力释放1；冷却器故障跳闸；风冷消失跳闸；油温高跳闸。
3、后备保护：3.1 220kV侧后备保护：3.1.1 复合电压方向过流Ⅰ段：复合电压默认采用本侧电压（选用本侧电压不经压板控制）另外可通过投入110 kV侧复压元件、35 kV侧复压元件压板，来选用另外两侧的电压。
被选三侧电压任一侧复合电压条件满足，则220kV侧复合电压方向过流中的复压条件均满足。
3.1.2 复合电压方向过流I、Ⅱ段：复合电压选择同220kV复合电压方向过流I段中的复合电压的选择。
3.1.3复合电压过流：复合电压选择同220kV复合电压方向过流I段中的复合电压的选择。
3.1.4零序方向过流I段3.1.5零序方向过流II段3.1.6零序过流3.1.7中性点过流3.1.8非全相保护3.2 110kV侧后备保护：3.2.1复合电压方向过流Ⅰ段：复合电压默认采用本侧电压（选用本侧电压不经压板控制）另外可通过投入220kV侧复压元件、35 kV侧复压元件压板，来选用另外两侧的电压。
被选三侧电压任一侧复合电压条件满足，则110kV侧复合电压方向过流中的复压条件均满足。
220 kV芙蓉变#3主变“8.30”跳闸事故分析报告
220 kV芙蓉变#3主变“8.30”跳闸事故分析报告摘要：通过对主变事故经过及事故现场的查勘，分析原因，制定预防事故发生的措施。
关键词：事故分析；防范措施1 事故经过2009年8月30日01∶20∶38，长沙电业局220 kV芙蓉变发“10 kV VI段线路接地故障信号”01∶20∶42，芙蓉变#3主要三侧断路器跳闸。
光子牌显示“差动保护动作”、“保护装置告警”。
01∶25地调试送分段300成功。
事故损失负荷2 000 MV A。
2 事故查勘及处理运行和检修人员接到事故通知后，及时赶赴现场进行了事故查勘和恢复工作。
2.1 一次设备检查情况（1）10 kV A、B、C三相分裂电抗器平行布置于电抗器室内，靠近主变一侧接3303刀闸，另一侧接350、360断路器，电抗器室外侧为350侧，内侧为360侧；#3主变10 kV限流电抗器室靠断路器侧的B、C相10 kV母排及母排瓷瓶、墙面上有明显的放电痕迹。
（2）10 kV母排瓷瓶及地面积灰较重（主变站在主要马路旁）地面未见小动物尸体及其他异物。
（3）主变三侧断路器均在分闸位置。
（4）主变及三侧其他设备未发现异常。
（5）绝缘子全通道沿面闪络。
2.2 继电保护装置动作及检查情况（1）#3主变保护装置（双重化共两套主保护，一套是CE公司T60型，另一套是南瑞继保RCS978E型）均“差动保护动作”信号灯亮。
（2）#3主变10 kV侧10台（套）开关柜保护侧控装置中，有5套装置发“接地”故障告警信号。
（3）通过对#3主变保护装置故障录波图分析，发现：①主变低压侧分支350、360开关均基本无故障电流，初步判断故障点不在10 kV出线侧。
②主变中压侧A、B相故障电流相位一致，大小基本相同，C相故障电流相位为A、B相故障电流的2倍，且与A、B相相位相反。
初步判断#3主变低压侧发生两相相间短路故障。
A、B、C三相差流分别为1.11 Ie、1.10 Ie、2.21 Ie，已达到差动保护动作定值。
变电运行案例分析题
1、遇有哪些情况应停用线路重合闸装置？（8分）答:（1）装置不能正常工作时。
（2）不能满足重合闸要求的检查测量条件时。
（3）可能造成非同期合闸时。
（4）长期对线路充电时。
（5）断路器遮断容量不允许重合时。
（6）线路上有带电作业要求时。
（7）系统有稳定要求时。
（8）超过断路器跳合闸次数时2、断路器拒分、拒合的原因有哪些？（6分）答：（1）控制电源消失；（2）断路器分、合闸闭锁；（3）断路器操作控制选择小开关置于“就地”位置；（4）控制回路断线；（5）分合闸回路电气元件故障；（6）是否操作程序有误。
3．两台变压器并列运行条件是什么?否则会引起什么后果? （10分）答：两台变压器并列运行条件如下：(1)电压比相同（2分）(2)百分阻抗相等，允许相差不大于10％（2分）(3)接线组别相同（2分）如果电压比不相同，两台变压器并列运行将产生环流，影响变压器出力。
（1分）如果百分阻抗不相等，则变压器所带的负荷不能按变压器的容量成比例的分配，阻抗小的变压器带的负荷大，也将影响变压器出力。
（1分）变压器并列运行常常遇到电压比、百分阻抗不完全相同的情况，可以采用．改变变压器分头的方法来调整变压器阻抗值。
（1分）接线组别必须是一致的，否则会造成短路。
（1分）4、发出“断路器三相位置不一致”信号时应如何处理？（8分）答：当可进行单相操作的断路器发出“三相位置不一致”信号时，运行人员应立即检查三相断路器的位置，如果断路器只跳开一相，应立即合上断路器，如果合不上应将断路器拉开；若是跳开两相，应立即将断路器拉开。
如果断路器三相位置不一致信号不复归，应继续检查断路器的位置中间继电器是否卡涩，触点是否接触不良，及断路器辅助触点的转换是否正常。
5、变压器过负荷应当如何处理？（10分）答：（1）运行中发现变压器负荷达到相应调压分接头的额定值90%及以上，应立即向调度汇报，并做好记录。
（2）根据变压器允许过负荷情况，及时做好记录，并派专人监视主变的负荷及上层油温和绕组温度（3）按照变压器特殊巡视的要求及巡视项目，对变压器进行特殊巡视。
主变保护装置的配置原则和典型方案
解读主变保护
◦ 变压器通常有以下的后备保护：
过流保护（可经方向和复合电压闭锁）.变压器的过流保护 可作为本身的后备保护亦可作为系统的后备保护，或兼作低 压侧的母线（后备）保护。 阻抗保护 通常在单独配置过流保护无法满足要求或过流保 护无法整定时增设阻抗保护，包含正方向及反方向。 零序过流保护（可经方向和零序电压闭锁） 间隙零序电流电压保护
变压器成套保护装置RCS-978
RCS－978装置中可提供一台变压器所需要的全部电量 保护，主保护和后备保护可共用同一TA。这些保护包括： ◦ 稳态比率差动 ◦ 差动速断 ◦ 工频变化量比率差动 ◦ 零序比率差动/分侧比率差动 ◦ 复合电压闭锁方向过流 ◦ 零序方向过流 ◦ 零序过压 ◦ 间隙零序过流 ◦ 后备保护可以根据需要灵活配置于各侧
◦ 熟悉地区典型
◦ 变压器成套保护装置RCS-978 ◦ 变压器非电量及辅助保护装置RCS-974A/AG/FG ◦ 操作箱 CZX-22R2/CZX-12R2/CJX
变压器非电量及辅助保护装置RCS-974A/AG/FG
◦ 变压器非电量保护
通常变压器内部故障直接反映于变压器内部瓦斯、压力、温度等 非电量特征的变化，特别是轻微故障（如少许的匝间故障）时往 往这些非电量特征的变化比常规的稳态比率差动保护更加灵敏。 非电量保护主要是重动主变本体来的信号。非电量保护动作通常 跳主变各侧，在有备投的情况下有可能需考虑闭锁备投。
解读主变保护
◦ 电力变压器保护主要有电量保护和非电量保护，针对电力变压 器的故障和不正常工作状态进行处理。电力变压器的故障和不 正常工作状态主要有： 绕组及其引出线的相间短路和在中性点直接接地侧的单相接 地短路； 绕组的匝间短路； 外部相间短路引起的过电流； 中性点直接接地电力网中，外部接地短路引起的过电流及中 性点过电压； 过负荷； 过励磁； 中性点非直接接地侧的单相接地故障 油面降低； 变压器温度及油箱压力升高和冷却系统故障
35kV变电所#1主变差动保护及重瓦斯动作事故分析
35kV变电所#1主变差动保护及重瓦斯动作事故分析摘要：35kV变电所运行中通常采用无功补偿和主变调匝来满足对供电利率和供电电压的要求，本文详细阐述了某油田电力部门在这方面的一些具体做法；同时，针对油区光伏并网发电日益发展的当下，对其运行中功率因数的调节进行了针对性的分析，并结合运行实践提出了解决方案，为现场此类问题提供参考。
关键词差动保护；瓦斯保护；变压器油色谱分析引言：2015年8月26日，白豹35kV变电所#1主变差动保护动作，同时伴随着重瓦斯保护动作，在现场情况下，如何尽快判断清楚故障性质、发现故障点并尽快解决考验着我们检修人员的业务素质和处置能力，现将当天保护动作分析及现场处理情况进行阐述。
1.运行现状及保护动作概况电网运行方式白豹35kV变电所电网运行方式为35kV314白王线为进线电源（属于备用电源），经321母联接带白豹#1主变，#2主变热备用，其中#1主变厂家为丹东欣泰，生产日期为2012.09，容量为8000kVA；#2主变厂家为丹东欣泰，生产日期为2011.07，容量为10000kVA。
白豹变当前最高负荷约4804kW，平均负荷4089kW。
1.1 保护动作信息及录波源文件（1）保护动作信息及现场操作情况8月26日14:36分：#1主变比率差动保护动作，全所失压，A相差流7.09A，A相制动值1.52，后台机通讯中断。
14:46分：#2主变332开关遥控合闸失败，就地进行操作成功。
14:58分：#2主变由热备用转运行操作结束。
（当#2主变投入运行时，通讯恢复正常，后台机报警信息上传）14:58分：后台机报，10kVI、II段PT断线，10kVI、II段电容161、162开关低电压保护动作。
（补报信息）14:58分：#1主变轻瓦斯预告，#1主变非电量保护动作，#1主变本体重瓦斯保护动作。
（补报信息）15:01分：后台机报#1主变油温高、有载轻瓦斯报警，有载重瓦斯动作。
（补报信息）15:45分：35kV系统瞬间失压。
电网事故种类及处置探究
电网事故种类及处置探究作者：朱慧清来源：《科技风》2017年第18期摘要：电网事故大体分类为线路故障跳闸、母线故障跳闸、主变故障跳闸、频率和电压异常处置等。
从提高电网工作人员的业务技能水平出发，以阐述电网事故发生的原理为基点，结合宁德电网的事故案例比较详细、深入探究电网的事故种类及事故处置。
关键词：事故案例；探究；事故处置一、事故处置流程（1）事故发生后，地调监控员应根据监控机事故信息迅速判别故障情况，并将故障时间、故障设备、保护动作情况、及对电网造成的影响等情况立即上报调控长并通知相关运维站值班长。
（2）调控长应立即组织调度员拟定事故处置方案，安排地调监控员密切监视故障发展和电网运行情况，调度员应拟定正确的事故处置方案，向运维站值班员下达故障处置调度指令；紧急情况下，由调度员直接向地调监控员下达故障隔离、方式调整等开关操作指令，并通知相关调度机构。
（3）地调管辖设备故障处置，由地调下达指令到县调调控中心，调控中心按转达指令流程指挥运维站进行事故处置。
（4）地调监控员在故障处置过程中，还应加强电网其它厂站运行情况的监视。
（5）事故处置完毕后，调控中心监控员应与运维站现场人员核对相关信号，确认正常后运维人员方能离开现场，双方做好有关记录。
（6）事故处置过程，由调控长向地调及有关领导汇报相关情况。
二、电网事故的判别及处置（一）线路保护配置及跳闸处置原则110kV线路保护配置有三段式和四段式之分，三段式包括相间距离保护、接地距离保护，四段式有零序电流保护等。
而35kV、10kV线路保护配置为：相间短路通常采用三段式或两段式电流保护；单相接地采用PT二次侧开口电压来判断，当大于其设定值时，发接地信号不跳闸，且允许运行2小时。
线路跳闸处置原则：线路跳闸后，地调监控员应结合开关变位、遥测量变化、保护信号等信息判断事故情况，并将以下信息汇报调度员、通知运维人员：（1）事故时间；（2）故障设备；（3）开关及保护动作情况；（4）重合闸是否动作，是否重合成功；（5）对其他线路潮流是否造成严重影响。
变电站典型案例分析
典型案例分析一起220kV线路保护异常跳闸的分析一、事故简述：XXXX年XX月XX日500kV某变电站（以下简称甲站）至220kV某变电站（以下简称乙站)的一条环网运行的220kV线路，因乙站侧TV断线异常，在重负荷情况下引起TV断线相过流保护动作，两侧断路器三相跳闸。
该220kV线路两侧保护配置为：第一套保护包括：国电南自PSL602(允许式光纤纵联保护、三段式距离、四段式零序保护、）+GXC-01（光纤信号收发装置）;国电南自PSL631A(断路器失灵保护）.第二套保护包括:南瑞继保RCS931(分相电流差动保护，具备远跳功能、三段式距离、二段式零序保护)；南瑞继保CZX—12R断路器操作箱。
甲站侧220kV该线路保护TA变比2500/1，乙站侧220kV该线路保护TA变比1200/5，TV断线相过流定值950A（一次值）,线路全长9。
14KM。
931保护重合闸停用，使用602保护重合闸（单重方式)。
XX月XX日2时03分，甲站220kV线路断路器三相跳闸,602保护装置报文显示：XXXX年XX月XX日 02时03分14秒553毫秒000000ms距离零序保护启动000000ms综重电流启动000001ms纵联保护启动000027ms 综重沟通三跳000038ms 故障类型和测距CA相间接地401.40Km000039ms 测距阻抗值 136。
529+j136。
529 ΩRCS931保护装置报文如下：启动绝对时间 XXXX年XX月XX日 02:03:14：560动作相 ABC动作相对时间 00001MS动作元件远方起动跳闸故障测距结果 0000.0kM602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。
931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。
断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC"灯亮.录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。
（见甲站侧931保护故障录波图)此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是：（一）为什么负荷电流情况下,甲站侧保护就地判别条件成立,保护会远跳出口？（二) 为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？（三）为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。
电流互感器二次回路两点接地导致主变跳闸事故分析及防范措施
电流互感器二次回路两点接地导致主变跳闸事故分析及防范措施摘要：电流互感器二次回路有且只有一个接地点，当发生两点接地时，会引起保护装置告警或误动，影响电网设备正常运行。
本文针对某750千伏变电站主变保护因电流回路两点接地而误动作的案例，分析了故障波形和事故发生的原因，并提出了预防和整改措施。
关键词：电流回路；两点接地；变压器跳闸；防范措施1 设备运行方式站内有两台容量为1500MVA的自耦变压器，其接线方式为Yd11。
2号主变高压侧通过7532、7530断路器接入750千伏3/2接线系统；中压侧2202断路器运行于220千伏Ⅱ母；低压侧6602断路器运行于66千伏Ⅱ母。
750千伏2号主变保护采用双套配置，其中A套保护装置为北京四方公司生产的CSC326CE主变保护装置，B套保护装置为南瑞继保公司生产的PCS978GCD主变保护装置。
两套保护均配置有差动保护和后备保护。
2 事故原因查找及处理过程某日04时36分57秒，站内后台监控机频发“2号主变保护B屏PCS978装置异常”“2号主变保护B屏PCS978分差差流异常”动作、复归信号。
驻站人员检查发现主变B套保护中压侧电流A相0.02A、B相0.05A、C相0.05A，零序电流0.05A。
不久，监控后台报“2号主变保护B屏PCS978中压侧CT异常”，就地测量中压侧零序电流达到0.06A左右，较之前有所增大。
05时46分左右，监控后台报“2号主变保护B屏PCS978总启动”“2号主变B套保护中压侧零序过流II段动作”，主变三侧断路器ABC三相跳闸。
事故发生后，专业人员立即开展调查分析。
对于主变保护范围内的一次、二次设备进行检查。
2.1一次设备检查现场查看7532、7530、2202、6602断路器机械分合指示均处于分位，2号主变各侧电流互感器无异味，瓷套无破损、裂纹及放电痕迹，主变油位、油色正常，无渗漏油、无过热等现象，主变中压侧电压互感器外观正常，可基本排除一次设备故障的情况。
500kV变电站电气二次部分介绍及保护配置
500kV变电站电气二次部分介绍及保护配置葛磊电力系统继电保护的基本知识1、电力系统继电保护的作用:电力系统的故障类型:2、电力系统故障可分为: 单相接地故障 D（1）、两相接地故障 D（1.1）、两相短路故障 D（2）、三相短路故障 D（3）、线路断线故障3、电力系统故障产生的原因:4、外部原因：雷击, 大风, 地震造成的倒杆, 线路覆冰造成冰闪,线路污秽造成污闪；内部原因：设备绝缘损坏, 老化；系统中运行, 检修人员误操作。
一、电力系统的不正常工作状态:二、电力系统不正常工作状态：电力系统中电气设备的正常工作遭到破坏, 但未发展成故障。
如：电力设备过负荷, 如：发电机, 变压器线路过负荷；电力系统过电压；电力系统振荡；电力系统低频, 低压。
三、继电保护的基本任务:四、继电保护装置的基本任务是当电力系统中的电力元件发生故障时, 向运行值班人员及时发出警告信号, 或者向所控制的断路器发出跳闸命令, 以终止这些事件发展。
1、电力系统对继电保护的基本要求: （四性）2、选择性：电力系统故障时, 使停电范围最小的切除故障的方式。
五、快速性: 电力系统故障对设备人身, 系统稳定的影响与故障的持续时间密切相关, 故障持续时间越长, 设备损坏越严重；对系统影响也越大。
因此, 要求继电保护快速的切除故障。
六、灵敏性: 继电保护装置在它的保护范围内（一般指末端）发生故障和不正常工作状态的反应能力。
七、可靠性：①保护范围内发生故障时, 保护装置可靠动作切除故障,不拒动。
②保护范围外发生故障和正常运行时, 保护可靠闭锁,不误动。
1、继电保护的几个名词解释:2、双重化配置: 为了满足可靠性及运行维护的需要, 500KV线路保护应按两套“独立”能瞬时切除线路全线各类故障的主保护来配置。
其中“独立”的含义: 各套保护的直流电源取自不同的蓄电池；各套保护用的电流互感器、电压互感器的二次侧各自独立；各套保护分别经断路器的两个独立的跳闸圈出口；套保护拥有独立的保护通道（或复用通道）；各套保护拥有独立的选相元件；3、主保护: 满足系统稳定和设备安全的要求, 能以最快的速度有选择性的切除电力设备及输电线路故障的保护。
变电站保护配置及基本原理
三、距离保护
U/I
正常运行状态，为工作电压和负荷电流之比，为负荷阻抗，其值较大。
U/I
在故障情况下，母线电压下降，电流为短路电流，其比值为短路阻抗， 远小于负荷阻抗。其大小可反应故障点距线路首端的距离。
三、距离保护
三段式距离保护
保护范围 Ⅰ段 动作时间
整定值最小 被保护线路全长的80％～85 ，时间最短
其动作时限按阶梯原则整定。
L1
Ⅰ段 Ⅱ段 Ⅲ段
L2
Ⅰ段 Ⅱ段
L3
Ⅰ段 Ⅱ段 Ⅲ段 Ⅲ段
二、过流保护
过流保护主要用于10~35kV线路。
若线路对端有电源，需要在过流保护中加入方向元 件，反方向故障不会动作。
三、距离保护
U/I
将输电线路一端的电压、电流引入保护装置中，求得电压 和电流的比值，即测量阻抗。
零序Ⅰ段：按躲过本线路末端单相短路时流经保护装置的电
流整定，不能保护线路全长。
零序Ⅱ段：与相邻线路灵敏Ⅰ段配合，不仅保护本线路全长 ，还延伸至相邻线路。 零序Ⅲ段：与相邻线路Ⅱ段配合，是Ⅰ、Ⅱ段的后备保护。 零序Ⅳ段：作为零序电流Ⅲ段后备保护。
四、零序过流保护
零序方向过流保护：零序过流保护+零序方向元件 零序方向元件——比较零序电压和零序电流的相位来区分正反方向的接 地故障。 3U0 3I0
纵联电流差动：两侧保护将CT输入的各相电流换算为数字数据 ，通过光纤数字通信系统的数据通道传送至对侧保护。
两侧保护利用本侧和对侧电流数据按相进行差动电流计算，并 基本原理 进行相应判断，若为内部故障时保护动作跳闸，判断为外部故 障时保护不动作。
保 护
保 护
五、纵联保护-电流差动
线路正常运行及外部故障时：
主变压器差动保护动作原因分析及解决
主变压器差动保护动作原因分析及解决作者：赵军来源：《山东工业技术》2018年第05期摘要：变压器作为电力系统中的重要元件，在电网中的地位非常重要，因此需要给变压器安装可靠的保护装置，随着微机保护的不断应用，数字变压器保护在电力系统中的应用日益广泛，许多电厂将保护改在为微机综保，在保护器的改造过程中由于设计及施工厂家的失误造成变压器保护误动作的事故频繁发生。
由变压器差动保护引起的保护误动频频出现。
当变压器发生区外短路故障时，穿越性故障电流比正常运行时要大的多，尤其短路电流中含有较大的非周期分量，如果有一侧TA严重饱和或两侧TA饱和程度不一样，就可能产生较大的不平衡电流，容易引起差动保护误动[1]。
关键词：主变；差动保护；误动作DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2018.05.1371 系统结构及事故概况某电厂变压器差动保护动作后主要概况。
7月25日16：40分电气车间主控室事故报警器报警，#1主变差动保护动作，#1发电机出口001开关、灭磁开关跳闸，#1发电机所有表计到零，厂用段后台机全部黑屏，紧接着#2发电机有功负荷到零，这时厂用系统已经全部失电，正在运行的#1、#2汽轮发电机停机，#1、#3锅炉灭火。
值长立即安排电气值班员检查厂用段6KV备用电源603开关状态，发现603开关没有自投，即刻抢合603成功，厂用段全部带电并恢复运行系统用电。
送电后，锅炉车间值班干部安排操作工启动#1锅炉风机，并逐步投入煤粉升压，同时组织#3锅炉点火。
17：30分，#1锅炉主汽压力升至3.0兆帕，17：40分#3锅炉并入蒸汽系统。
为确保蒸汽系统快速恢复，#1、#2汽轮机没有启动，在初步原因查明问题集中在#1主变，21：01分#2汽轮机开机并入系统发电。
2 事故原因分析热电厂全厂失电后，在与上级供电公司联系中得知，在#1主变发生差动保护动作的同时，电网与电炼线同一条母线电百线零序动作（A向瓷瓶击穿，保护动作，一次重合闸成功），电网出现大的波动。
分相式断路器失灵保护的现场应用及调试方法探讨
断 路 器 失 灵 保 护 是 指 当 故 障 线 路 或 元 件 的 继 电保 护 装 置 动 作 发 出跳 闸脉 冲 后 ， 断 路 器 拒 绝 动 作 时 ， 能 够 以较 短 的 时 限 切 除 同一 发 电厂 或 变 电 所 内其 它 相 关 断 路 器 ， 以使 停 电 范 围限制 为最 小的一种近后备保护 。 对 于 ２ ０ Ｖ及 以上 系 统 来 说 ， 断路 器 失 灵保 护 是近 后 备 ２ｋ 中 防止 断路 器 拒 动 的一 项 有 效 措 施 …， 在 现 场 实 际 中 ，由 于 但 失 灵 回 路 相 对 较 复 杂 ，往 往 误 动 次 数 多 于 正 确 动 作 的次 数 ， 究其 原 因 ， 往 往 是 断 路 器 失 灵 保 护 中 的启 动 回 路 存 在 较 多 的 问题 ， 导 致 失 灵 保 护 容 易误 动 。 因 此 在 现 场 应 用 中必 需 加 强 对 失 灵 启 动 回 路 完 整 性 的合 理 配 置 和 理 解 认 识 ， 以及 正 确 掌 握 失 灵 启 动 回路 验 收 检 验 方 法 ，提 高 失 灵 保 护 动 作 的 可 靠 性 ， 以 防止 误 动 而 造 成 严 重 的事 故 。 下 面 简 单 讨 论 常 用 断 路 器 失 灵保 护 的应 用 。
【 摘 要】断路 器失灵是 电力 系统重大事故 ，其保 护配置和现场试验要求安全可靠。文章就 断路 器失灵保 护在 ５ ０Ｖ 系统 ０ｋ 个半断路器主接 线方式和 ２ ０Ｖ 系统双母线主接线 方式 中应 用的启动 方式、回路连接 、动作逻辑及功能特点做 出分析 ．提 出 ２ｋ 增加保护可靠性的几点措施 。分析 对比 ５０ Ｖ 系统母 线侧 断路 器失灵保护的 两种配置模式 ，提 出相应应用特 点 ，同时总结失灵 ０ｋ 保 护 现 场 试 验 方 法 和验 收校 验 失 灵 启 动 回 路 时 的 安 全 措 施 ，尽 量 降 低 失 灵 保 护 现 场 工 作 的 风 险 。 【 关键词】断路 器；失灵保 护 ；启动回路 ；保护逻辑 ；安全可靠 【 中图分类号】Ｔ ６ Ｍ５ １ 【 文献标识码 】Ａ 【 文章编号 】１０ — １ １ ０００ — １３ ０ ０ ８ １５ （ １）１ ０ ０ — ２ ２
110kV变电站保护配置及常见事故处理
➢ 缺点：不够灵活可靠， 任意元件故障或检修， 均须使整个配电装置停 电。单母线可用隔离开 关分段，但当一段母线 故障时，全部母线仍需 短时停电，在用隔离开 关将故障的母线段分开 后才能恢复非故障段的 供电。
三、线变组接线 ：
➢ 优点：具有小型化、高 可靠性、安全性好、安 装周期短、维护方便、 检修周期长等优点。
➢ 主变压力释放阀：当主变内部故障时，内部压力达到整定值时， 压力释放阀动作，作用为跳主变三侧开关或信号报警。
➢ 本体重瓦斯、有载调压重瓦斯：可选择分别跳主变三侧开关及 110kV母分开关或发信报警。
➢ 本体轻瓦斯、有载调压轻瓦斯、温度过高、油位异常：经延时发 信报警。
➢ 本体压力释放一般用于发信报警。
➢ 事故处理：现场检查为110kV母分流变A相靠开关侧有 明显的对地闪落、接地痕迹。保护检查为2#主变差动 保护动作,跳1002线、2#主变35kV、10kV开关，35kV、 10kV备投装置动作分别合35kV母分开关和10kV母分开 关。由于故障点位于110kV母分开关和I段母线闸刀间, 仍故障点存在，由对侧电源的零序II段保护（或接地 距离保护II段）动作跳对侧的1001线，造成本变电所 全所失电，汇报杭调、萧调。首先隔离故障点，根据 杭调令：110kV母分开关热备用改冷备用（包括停用 110kV备投装置）。
依然然存在，变压器中性点对地电压将升高到相电压，出线端的相 电压将升高到线电压，这对分级绝缘变压器的绝缘安全构成威胁。 因此，必须在变压器中性点接地刀闸支路旁并接放电间隙，同时设 置零序过压保护来保障变压器中性点的绝缘安全。间隙放电后，电 弧的能量会很快烧毁间隙，为保护间隙必需尽快切除变压器。所以 又在间隙回路设置间隙过流保护。
对一起主变变低开关跳闸造成母线失压事件的分析梁炳钧
对一起主变变低开关跳闸造成母线失压事件的分析梁炳钧发布时间：2021-08-27T09:06:00.780Z 来源：《河南电力》2021年4期作者：梁炳钧[导读] 2021年02月24日9时12分51秒，监控执行220kV某变电站10kV#1电抗器5161开关遥控分闸命令，9点12分52秒339毫秒10kV1M B相电压异常，9点12分52秒421毫秒#1主变保护低压侧过流一段、低压侧过流二段启动，经过1208毫秒后（9点12分53秒290毫秒）跳开#1变低5101开关，导致10kV 1M母线失压。
（广东电网有限责任公司肇庆供电局广东肇庆 526060）摘要：本文针对一起开关跳闸事故原因的分析，提出了在电力系统故障分析中，根据受损设备情况和保护动作信息推测可能导致事故的几种原因，为以后避免此类事故事件的发生、及时诊断出故障原因和消除隐患提供了很好的参考。
关键词：事故分析；跳闸；CT；保护动作一、事故概述2021年02月24日9时12分51秒，监控执行220kV某变电站10kV#1电抗器5161开关遥控分闸命令，9点12分52秒339毫秒10kV1M B相电压异常，9点12分52秒421毫秒#1主变保护低压侧过流一段、低压侧过流二段启动，经过1208毫秒后（9点12分53秒290毫秒）跳开#1变低5101开关，导致10kV 1M母线失压。
二、事件处理经过检查10kV #1电抗5161开关柜，后下柜门已被摧毁，其电缆室内A、B、C三相电缆均已烧损，其中A、C相最为严重，电缆头接近断裂。
检查10kV #1电抗5161开关小车，断路器机构处于分闸状态，绝缘拉杆与机构的连接螺栓均没有出现松动的情况，三相灭弧室陶瓷外壳均已破裂，三相灭弧室内部动静触头均有烧蚀现象，B相动静触头烧蚀较为严重，三相绝缘外罩表面熏黑，没有出现碳化脱离现象，梅花触头表面均没有烧蚀现象，上桩A相梅花触头脱落，弹簧留在触头盒内，触指散落到断路器平台板上，计数器读数为1472次。
110kV电网运行方式及断路器失灵保护配置分析
110kV电网运行方式及断路器失灵保护配置分析摘要：随着国内经济的飞速发展，电网发展的速度也与日俱增。
电网的复杂系数越来越高，难度系数越来越大，其安全稳定运行的问题就显得尤为重要。
本文旨在通过介绍电网运行方式以及断路器失灵保护的工作原理和配置原则，对断路器失灵保护配置进行分析，探讨出解决问题的措施，为我国电网的发展提供一些可行性的思路。
关键词：运行方式；断路器；保护配置断路器失灵保护，即预定在相应的断路器跳闸失败的情况下，通过启动其他断路器跳闸来切除系统故障的一种保护。
断路器失灵保护是指故障电气设备的继电保护动作发出跳闸命令而断路器拒动时，利用故障设备的保护动作信息与拒动断路器的电流信息构成对断路器失灵的判别，切除同一厂站内其他有关的断路器，使停电范围限制在最小，从而保证整个电网的稳定运行。
一、110kV电网运行方式电网中110kV变电站的高压侧母线的主接线方式为单母分段接线，其运行方式分为并列运行和分段运行。
分段运行是指各段进线带各自的负荷，各段互为备用，采用进线备自投；并列运行是指把母联合上，两进线共同带两段负荷。
这种运行方式的优点在于：当双回出线的一条母线失压，110kV变电站不受影响，母联开关流过的电流较小。
但是，当发生110kV线路断路器拒动时，有可能造成全站停电的事故，扩大事故范围。
二、断路器失灵保护的必要性断路器失灵保护在发生故障时断路器拒绝跳闸或者故障发生在断路器和电流互感器之间时能迅速跳开其他相关的断路器来切除短路故障，防止故障进一步扩大和减少故障时间。
为了充分发挥110kV电网常规运行方式的优势，保证受电端的供电可靠性，考虑在220kV变电站配置110kV断路器失灵保护，以解决110kV线路开关拒动导致大范围停电的问题。
《继电保护和安全自动装置技术规程》规定：在220kV及以上电压等级的电网，以及110kV电网的重要部分均应装设断路器失灵保护。
下面由图1来说明装设断路器失灵保护的必要性。
主变压器运行规程
主变压器运行规程第一节设备规范1、1#主变第二节运行规定1、变压器运行的允许温度，应按上层油温检查。
为防止油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃，一般最高不允许超过95℃。
2、不论变压器电压分接头在任何位置，变压器一次侧外加电压不得超过额定值的105%，此时变压器二次侧可带额定电流。
3、正常运行中的变压器会发热，主要产生铜损、铁损及附加损耗。
这些损耗会变成热量使变压器温度升高。
温度过高使绝缘和油老化变质，缩短变压器使用寿命。
4、变压器是电厂和变电所的主要设备之一，其作用是：一、满足用户电压等级的需要。
二是减少电能在输送过程中的损失。
第三节操作检查维护1、启动前的检查1.1 有关变压器及其附属设备的工作票应全部收回，安全措施全部拆除，回复永久性安全措施。
1.2 启动前对变压器做下列检查：1.3油位计油面应正常，温度计指示正确，防爆筒玻璃完好，二次引线应完整。
1.4变压器外部及套管应清洁，无破损，不漏油，顶盖上无异物。
1.5接地线紧固，呼吸器内吸潮剂因无潮湿现象。
1.6瓦斯继电器内无气体，油阀应完全打开。
1.7分接开关位置应正确。
1.8主变两侧开关位置应正确，外部套管清洁，高压侧六氟化硫开关压力指示正常，开关操作机构清洁，销子应无断裂。
1.9检查刀闸的支持绝缘子应无裂纹及松动现象，刀闸闭锁机构良好，触头无过热及烧损痕迹。
1.10变压器保护压板位置正确，操作电源投入。
2、变压器并列运行应满足：变比相同（允许相差5%），接线组别相同，百分阻抗相同（允许相差10%）三个条件。
3、送电操作步骤5.1变压器在运行中的检查项目如下：5.1.1油色、油位正常。
5.1.2油温正常，温度表良好。
5.1.3声音正常。
5.1.4引线应无松动、松股和断股现象，接头接触良好，无过热变色现象，套管及法兰应清洁，无裂痕和放电痕迹。
5.1.5变压器主、附设备应不渗油、漏油。
5.1.6呼吸器油封畅通，呼吸正常。
呼吸器内的变色硅胶不应超过1/3。
主变保护配置及整定原则
1.变压器的故障类型有哪些？变压器的故障可分为内部和外部故障两种。
变压器的内部故障指变压器油箱里面发生的各种故障。
油箱内故障包括各相绕组之间发生的相间短路、单相绕组部分线匝之间发生的匝间短路、单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地故障、以及铁芯的烧损等，对变压器来说，这些故障都是十分危险的。
油箱内故障时产生的电弧，将引起绝缘物质的剧烈气化，从而可能引起爆炸。
这些故障应立即加以切除。
变压器的外部故障是指油箱外故障，主要是套管和引出线上发生相间短路和接地短路故障。
内部故障，主要靠瓦斯和差动保护动作切除变压器；外部故障，一般情况下由差动保护动作切除变压器。
速动保护(瓦斯和差动)无延时动作切除故障变压器，而在变压器各侧母线及其相连间隔的引出设备故障时，若故障设备未配保护或保护拒动时,则由变压器后备保护动作延时跳开相应开关使变压器脱离故障。
2.变压器的不正常运行状态有哪些？（1）由外部相间、接地短路引起的过电流；（2）中性点过电压；（3）超过额定容量引起的过负荷；（4）漏油引起的油面降低；（5）冷却系统故障及因此而引起的温度过高；（6）大容量变压器的过励磁和过电压问题等。
（对于大容量变压器，由于其额定工作时的磁通密度相当接近于铁芯的饱和磁通密度，因此在过电压的作用下，还会发生变压器的过励磁故障。
）3.电力变压器继电保护装置配置原则？为了防止变压器在发生各种类型故障和不正常运行时造成不应有的损失，保证电力系统安全连续运行，变压器应装设以下保护：（1）、针对变压器内部的各种短路及油面下降应装设瓦斯保护，其中轻瓦斯瞬时动作于信号，重瓦斯瞬时动作于断开各侧断路器。
带负荷调压变压器充油调压开关，亦应装设瓦斯保护动作于跳闸。
（2）、应装设反应变压器绕组和引出线的多相短路及绕组匝间短路的纵联差动保护或电流速断保护作为主保护，瞬时动作于断开各侧断路器。
（3）、对由外部相间短路引起的变压器过电流，根据变压器容量和运行情况的同以及对变压器灵敏度的要求不同，可采用过电流保护、复合电压起动的过电流保护、负序电流和单相式低电压起动的过电流保护，带时限动作于跳闸；同时可作为变压器内部短路及相应母线及出线的后备保护。
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2浅谈分相式主变运行方式、保护配置及事故处理浅谈分相式主变运行方式、保护配置及事故处理彭卫平一、单相主变结构特点我公司二期主变是由三台容量380MV A单相变压器组合而成，铁芯采用单相四柱式结构，两个主柱、两个旁轭，采用这种结构的变压器，由于带有旁轭，可以降低主变运输高度，降低漏磁通密度，防止局部过热，同时当有不对称负载时，各相零序电流产生的零序磁通可经旁轭而闭合，故其零序励磁阻抗与对称运行时励磁阻抗（正序）相等。
铁芯采用高质量、低损耗的晶粒取向冷轧硅钢片，全斜接缝，无孔粘带绑扎，高低压绕组为四部分，分别套在两个芯柱上。
铁芯通过小套管从油箱上部引出接地，主变采用强迫油循环冷却方式。
二、单相主变运行方式二期发变组采用单元接线，发电机出口开关装设出口断路器，主变为YNd11接线，每台单相主变高压侧的中性点引出后连接在一起直接接地，500KV 为2/3接线方式。
单相主变的运行方式同样遵循变压器的通用运行方式和原则，但在主变冷却器运行、主变瓦斯、主缘薄弱时不准过负荷运行。
2.4、变压器在过负荷运行期间，应有过负荷记录。
经过事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小和持续时间记入变压器的技术档案内。
2.5、全天满负荷运行的变压器不宜过负荷运行。
3、主变冷却系统的运行方式3.1、主变的冷却器应在接带负荷前投入，变压器停运后停用，冷却器的启用应逐台进行。
空载或轻载时不应投入过多的冷却器，按温度或负荷投切冷却器的自动装置应保持正常。
3.2、每台主变压器共有四组冷却器，正常运行时三组工作，一组备用。
3.3、当主变压器倒供厂用电运行时，冷却器的运行方式为：一组工作，一组备用，二组停用。
3.4、正常情况下，主变冷却系统二路电源的电源侧均应送电，受电侧（指主变公用控制箱内）互为备用，两路主变冷却器电源工作逻辑应具有以下功能：当切换开关置于电源1位置时，电源1作为主电源，电源1失电时，电源2能自动投入，电源1恢复后仍能自动切回电源1工作；当切换开关置于电源2位置时，电源2作为主电源，电源2失电时，电源1能自动投入，电源2恢复后仍能自动切回电源2工作。
主变正常运行时，应定期进行主变冷却器工作电源切换，保证工作电源与备用电源能够可靠供电。
发生个别冷却器因故障退出运行时，变压器的允许负荷如表规定。
主变冷却器不同运行台数的允许负荷1 全部冷却器退出后主变满载运行所允许的时间：30min2 一组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载：约85%二组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载：约55%三组冷却器退出运行，变压器允许长期运行的负载：不允许长期带负载运行4、变压器的中性点运行方式4.1、主变压器500kV侧中性点采用直接接地方式，不设接地闸刀。
5、主变装有可燃气体检测仪，用以连续监测绝缘油中的可燃气体，正常巡查时应注意指示值变化情况，如发现变动较大或指示值不正常升高时，应及时汇报，并通知检修取油样化验。
6、单相主变特殊运行方式6.1、三台单相变压器组成的主变，每台单相主变分别配置油温、绕组温度检测、瓦斯继电器、压力释放，运行中应分别监视每台单相主变油温、绕组温度正常，每台单相主变瓦斯继电器、压力释放装置等情况正常。
6.2、单相主变的冷却器的控制柜按相独立布置，冷却器控制、主变保护启动通风、主变冷却器全停保护均按相实施。
冷却器的启停可以按相手动启停，也可以投自动方式，随主变500KV开关投停而启停。
二、单相主变的保护配置1、大容量变压器保护配置的基本原则1.1、对100MW以下的发电机变压器组，当发电机与变压器之间有断路器时，发电机与变压器宜分别装设单独的纵联差动保护功能。
1.2、对100MW及以上发电机变压器组，应装设双重主保护，每一套主保护宜具有发电机纵联差动保护和变压器纵联差动保护功能。
在穿越性短路、穿越性励磁涌流及自同步或非同步合闸过程中，纵联差动保护应采取措施，减轻电流互感器饱和及剩磁的影响，提高保护动作可靠性。
纵联差动保护，应装设电流回路断线监视装置，断线后动作于信号。
电流回路断线允许差动保护跳闸。
1.3、在中性点直接接地的电网中，如变压器中性点直接接地运行，对单相接地引起的变压器过电流，应装设零序过电流保护，保护可由两段组成，其动作电流与相关线路零序过电流保护相配合。
每段保护可设两个时限，并以较短时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。
1.4、对330kV、500kV变压器，为降低零序过电流保护的动作时间和简化保护，高压侧零序一段只带一个时限，动作于断开变压器高压侧断路器；零序二段也只带一个时限，动作于断开变压器各侧断路器。
1.5、发电机变压器组，在变压器低压侧不另设相间短路后备保护，而利用装于发电机中性点侧的相间短路后备保护，作为高压侧外部、变压器和分支线相间短路后备保护。
1.6、变压器非电气量保护不应启动失灵保护2、我公司二期主变保护配置及与一期主变保护对照我公司二期主变保护配置完全遵循上述原则，主变保护分为电气量和非电气量保护，电气量采用原理相同两套保护。
2.1、二期主变保护配置二期主变保护配置如下表一期保护配置表1 主变高压侧过流保护-K51/MT2 主变差动保护-K87/MT3 主变500kV零序电流保护-K51N/MT4 主变低压侧零序电压保护-K59N/MT5 主变三相位置不一致保护-K28/MT6 负序功率闭锁发电机匝间保护--K17 CT断线报警8 主变本体保护9 主变过激磁保护-K95/MT10 主变阻抗保护-K21/MT11 500kV PT断线K60/MT12 主变启动通风2.2、二期主变保护配置特点二期主变保护配置与一期主变保护基本相同，现代大型变压器容量大，发生短路故障时短路电流大，将造成设备严重损坏和巨大的经济损失，保护的设置必须更多的考虑设备的安全性。
因此二期主变保护配有主变高压侧差动、主变另序差动、主变差动等反应灵敏速动性好的主保护，主变复合电压过流，另序过流作为后备保护。
2.2．1、主变高压侧差动保护电流信号分别取自主变500KV接入处两侧开关的外侧以及主变中性点CT，保护范围为主变500KV接入处两侧开关、主变高压侧绕组及主变中性点CT处。
动作结果跳主变500KV 两开关、发电机解列灭磁、启动厂用快切，启动500KV开关失灵。
2.2．2、主变差动保护电流信号取自分别发电机出口CT、主变高压侧出口CT，保护范围为发电机出口CT至主变高压侧CT，包括主变高低压绕组。
动作结果跳主变500KV两开关、发电机解列灭磁、启动厂用快切，启动500KV开关失灵。
2.2．3主变中性点直接接地运行，加之主变容量大，系统容量的不断扩大，主变发生单相接地将产生很大的另序电流。
主变另序差动电流信号分别取自主变中性点CT及主变高压侧出口CT，保护范围为主变高压侧发生接地故障时能快速切除故障，避免主变损坏。
同时配置主变另序过流保护为单相接地的后备保护。
动作结果跳主变500KV两开关、发电机解列灭磁、启动厂用快切，启动500KV开关失灵。
主变另序过流保护分为两段，只设置一个时限，动作结果为跳主变500KV两开关、发电机解列灭磁、启动厂用快切，启动500KV开关失灵。
2.2．4、单相主变保护与三相主变保护配置的最大区别在于变压器本体保护分相设置。
主要配置以下本体保护：主变重瓦斯L1、L2、L3，动作结果为跳主变500KV 两开关、发电机解列灭磁、启动厂用快切，闭锁500KV开关失灵。
主变轻瓦斯L1、L2、L3，动作于发信。
主变绕组温度高L1、L2、L3，动作结果为跳主变500KV两开关、发电机解列灭磁、启动厂用快切，闭锁500KV开关失灵。
主变油温高L1、L2、L3，动作结果为跳主变500KV 两开关、发电机解列灭磁、启动厂用快切，闭锁500KV开关失灵。
主变冷却器全停L1、L2、L3，动作结果为跳主变500KV两开关、发电机解列灭磁、启动厂用快切，闭锁500KV开关失灵。
主变压力释放L1、L2、L3，根据我国变压器运行规程规定变压器压力释放不投跳闸。
主变通风根据主变高压侧电流的大小即主变负荷启动主变冷却风扇。
三、单相主变的异常运行和事故处理三相主变的异常运行和事故处理同样适用于单相主变。
1. 变压器运行中的异常运行及处理1.1 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象（如漏油、变压器油位异常、油温异常、音响不正常及冷却系统异常等）时，应设法尽快查明原因自行或配合检修消除，并报告上级领导。
其经过情况应记入值班记录簿或填写缺陷报告。
1.2 变压器过负荷超过允许值时，应设法降低其负荷至允许范围。
1.3 运行中变压器发生下列情形之一者应立即停用（有条件者事先换用备用变压器或切至备用电源）：1.3.1 变压器内部音响很大且不均匀，有爆裂声；1.3.2 在正常负荷及冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升；1.3.3 油枕、储油柜或压力释放阀喷油；1.3.4 严重漏油使油位下降，无法从油位计和瓦斯继电器判断油位；1.3.5 油色变化过甚，油内出现碳质，油质严重劣化；1.3.6 套管有严重破损和放电现象；1.3.7 变压器着火。
1.4 变压器温度超过允许值：1.4.1 检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下应有的油温进行比较核对；1.4.2 查核校验温度表的正确性；1.4.3 检查变压器的冷却装置，如有故障应调换备用冷却器，如冷却器台数少于3台时按冷却器故障台数的规定处理；1.4.4 在正常负荷和冷却和冷却条件下，变压器油温不断上升，且经检查冷却系统和温度计都正常时，则认为变压器发生内部故障，在这种情况下应立即停用变压器检查。
1.5 变压器油位不正常降低：1.5.1 如系因轻度漏油引起，应通知检修加补充油（加油时注意先将瓦斯保护该投信号），并根据泄漏程度按排消除；1.5.2 如因大量漏油使油位迅速降低，有条件时停电消除，无条件时应立即采取停止漏油的措施，由检修人员带电加油，此时，重瓦斯必须保持投入跳闸。
对采用充油套管的变压器，当套管无油位时，禁止将变压器投入运行。
运行中应注意监视充油套管的油位情况；1.6 变压器油位因温度上升而逐渐升高时，检修及运行人员均应注意其变化情况, 当油位过高可能超出油位指示极限时,经查明不是假油位所至，应通知检修放油。
1.7 如二路电源全部失去而导致全部冷却器停运时，允许在额定负荷下运行20min，若负荷小于额定值且上层油温度未达75℃时，允许上升到75℃，但切除全部冷却器后的最长运行时间不得超过1小时。
2 变压器瓦斯保护动作的处理2.1 瓦斯继电器动作报警：2.1.1 如检查由于变压器油位低引起时，按变压器油位不正常降低处理；2.1.2 如是由于直流接地或瓦斯继电器二次线绝缘不良引起时，应将重瓦斯保护由跳闸改接信号，并设法消除故障；5.2.1.3 如外部检查正常，瓦斯继电器内有气体积聚时，应立即将瓦斯继电器内的气体收集在取样袋内，交化学鉴定气体，按下表原则进行处理；表：气体性质故障性质处理无色、无臭、不能燃烧空气 1.放出空气2.注意下次发出信号的时间间隔3.若时间间隔逐渐缩短, 应将重瓦斯改投信号, 并设法查明原因，有条件者停用该变压器淡灰色、强烈臭味，能燃烧变压器内部绝缘材料(纸或纸质板)故障停用变压器检查微黄色,燃烧困难变压器内部木质材料故障停用变压器检查灰黑色或黑色可燃油的故障停用变压器检查气体取样时的注意事项：(1) 鉴定应迅速进行，否则经一定时间颜色要消失。