110kV变压器间隙零序保护动作分析及措施杨福
110kV主变间隙过压保护动作分析及改进措施
110kV主变间隙过压保护动作分析及改进措施作者：马金山吴继雄瞿辉来源：《机电信息》2020年第21期摘要：通過两个案例分析了主变间隙过压保护动作原因，并提出了改进措施，防止因系统故障造成主变间隙过压保护动作，扩大事故范围。
关键词：主变保护;间隙过压;光纤差动0 引言我国110 kV及以上电力系统为中性点有效接地系统，但不是所有的110 kV及以上电压等级的变压器中性点都要直接接地。
考虑到系统短路容量的问题，如全部接地，系统零序阻抗变小，系统发生接地后短路电流较大，因此要考虑部分变压器中性点不接地。
根据《电力变压器运行规程》要求，110 kV及以上不接地的变压器中性点要采取间隙保护措施。
当发生单相接地故障时，变压器所接的电力网失去接地中性点，若间隙电流（电压）达到过压保护定值，经0.3～0.5 s时限动作断开变压器各侧断路器。
2018年6月3日，110 kV麻城变因10 kV侧有小电源系统，主供线路发生单相接地故障，造成#1主变间隙过压保护动作，跳开#1主变三侧开关。
2019年2月11日，110 kV象山变主供线路发生接地及断线故障，造成#2主变高后备间隙过压保护动作，跳开#2主变两侧开关。
从以上两个案例来看，110 kV变电站存在主供线路故障造成主变间隙过压保护动作风险。
本文将对故障案例进行分析，并提出整改措施。
1 间隙过压保护动作分析1.1 110 kV麻城变间隙过压保护动作分析2018年6月3日，110 kV麻城变由麻花线主供，麻花线路（靠花竹变）发生B相接地故障，花竹变距离、零序保护动作后跳开花竹侧开关DL1，如图1所示。
因110 kV麻城变为受电侧，距离、零序保护未动作。
麻城变10 kV母线接有小电源E2，当主供线路跳闸后，能维持麻城变一定时间的电压。
麻城变因DL1跳闸与系统脱网，1T中性点未接地，相当于不接地系统运行。
麻城变DL2、DL3、DL4、DL5未跳闸，麻花线的接地点未隔离，因小电源的原因，非故障相电压升高■倍，二次零序电压上升到300 V左右，达到主变间隙保护动作值，110 kV麻城变#1主变间隙保护动作。
110kV 主变压器间隙保护误动作原因分析及处理措施
110kV某变电站是110kV电网核心变电站机构之一，其主要职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 装配备1台数量的110kV主变压器设备，最终联络站点电压均为220kV。
110kV侧选取内桥接线模式为主要操作手段，以桥背投模式为主，分位处位置为分段101断路器设备，需要注意的是，此时35KV线路回数量为2，10kV线路回数量为5，在中低压侧位置处并无并网线路状况存在。
1故障情况要点分析某变电站110kV线路万赞I线发生V相接地短路不良状况，基础性故障距离为9km，I线距离I段保护行为，52ms之后171断路器设备实施跳开态势，此时相关线路被切除，1801ms之后重合闸动作，此时故障被定性为基本排除。
110kV变电站故障发生瞬间，后备保护结构系统正常运行，551ms间隙保护1出口，间隔1ms之后则顺利进行2出口保护，此时主变压器设备三侧对应电路前设备均被断开，失电状态开始波及开来，具体负荷损失量度为12mva，分支变电站220V1号主变压器设备110kV侧中性点和2号主变压器设备110kV侧中性点均接地。
2故障成因及排查要点分析因为此变电站2号主变压器设备定值已被原定，对应主变压器设备保护模式以PST-1202C为主，高压侧位置间隙零序过流投入机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，通过间隙零序过流0.5s以及零序过压0.5s后，主变压器设备三种位置断路器设备均显示跳开，此时桥内容也被涵盖其中。
应该了解到，外接口位置处的三角电压内容即为间隙过压核心点。
故障出现后阶段内，52ms线路切除操作正常，三项电流消失殆尽，UV此时实际显示为0V，但是UU和UW却不是0V，但后二者基本保持规则波形运动，当此次故障出现后551ms阶段，间隙保护1出口，1ms后间隙保护2出口，常规保护动作跳开原有主变压器设备本体三侧开关，整个电站显示为失电。
110kV主变间隙保护跳闸分析
110kV主变间隙保护跳闸分析摘要：本文以2012年2月东山变110 kv主变间隙保护跳闸为例，通过对故障录波分析提出问题，针对这些问题制定并实施了简便有效的解决方案，经过整改后，确保了这些装置动作正确，为今后类似装置的安全可靠运行积累了经验。
关键词：主变间隙中图分类号：tm7 文献标识码：a 文章编号：1672-3791（2012）10（c）-0084-012012年2月12日14时23分57秒000毫秒，某110 kv线路c 相接地故障（图1），此线路开关1保护的零序i段动作，线路开关1跳闸，重合不成功；35分57秒688毫秒，1号主变间隙保护动作，主变三侧开关跳闸。
1 事故前的运行方式110 kv某变电站只有1条110 kv线路供电，仅有1台主变运行，中性点不接地，2 事故原因分析2.1 现场检查试验情况（1）对110 kv线路巡线发现，在线路的6～7号杆塔之间，c 相有放电痕迹。
（2）对1号主变本体进行外观检查，高压试验，无异常。
（3）对1号主变放电间隙进行检查，发现放电间隙的一端被风吹动（当天风力4～5级），其一端有“鸟啄”现象，但放电间隙无放电痕迹。
（4）采用一次升电流法核对主变放电间隙变比无误（200/5），间隙过流动作定值无误（2.5 a/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致。
（5）核对主变零序过压保护定值无误（180 v/0.3 s），模拟保护动作后所报后台的信号与当时主变跳闸时的信号一致（且与间隙过流动作后所报后台的信号无任何区别）。
2.2 保护动作报告、故障录波及事故分析2.2.1 1号主变保护动作报告（如表1）2.2.2 从故障录波可以看出1号主变无零序电流（3i。
=0，1号主变中性点未安装零序ct）。
1号主变放电间隙无电流（i。
’=0）。
110 kv线路故障从0～50 ms，1号主变高压侧电流从有到无，c 相电压降低，非故障相电压基本不变（此现象为典型大接地电流系统发生单相接地时的特征）。
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。
110kV 变压器中性点放电间隙保护误动分析探讨
摘要:近三年，公司110kV分级绝缘变压器中性点间隙保护发生了两次误动作，本文通过对两次故障案例进行分析，总结得出在雷击线路发生的情况下，主变中性点放电间隙的击穿导致保护误动，提出110kV分级绝缘变压器中性点保护方式应有所区分，对低压侧无地方电源接入的一般性110kV变电站的主变压器中性点可以直接采用避雷器保护方式，而对低压侧有地方电源接入的主变中性点宜采用避雷器并联棒间隙的保护方式，并对不同变电站主变压器避雷器和棒间隙的配合进行校验。
关键词:分级绝缘变压器中性点放电间隙击穿分析0引言目前公司运行的110kV及以上电网全部是有效接地系统，电网结构是由220kV变电所以辐射状向110kV变电所供电。
110kV接地的中性点设置在220kV变电所的降压变压器上，是零序电抗的主通道，是保证系统有效性（X0）的主导成分，不允许失地。
目前变压器一般采用分级绝缘结构，绝缘水平相对较低，所以不接地运行的变压器中性点需要考虑雷电过电压、操作过电压和暂时过电压的影响，因此不管站内有几台主变，至少应有1台变压器的110kV中性点必须接地运行并满足X0／X1<3。
《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL／T6201997）第4.1.1条指出：“应避免110kV及220kV有效接地系统中偶然形成局部不接地系统，并产生较高的工频过电压。
按照国家电网公司典型设计要求，目前公司配置的110kV变压器中性点全部采用棒间隙和避雷器相配合的保护方式。
而对此种保护方式，公司近三年发生了两起因中性点放电间隙击穿引起的保护切除正常运行负荷事故，因此有必要对中性点全部采用棒间隙和避雷器相配合的保护方式进行探讨分析，改进其配置方式。
1故障实例一1.1故障前信息故障前220k岳东站110kVI、II母线并列运行，#2、#3主变110kV侧中性点地刀均在合位，110kV岳山线带山口站两台主变运行，两台主变中性点刀闸均在分位，主变中性点均装有放电间隙。
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。
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。
110kV线路单相接地故障保护整定配合分析
110kV线路单相接地故障保护整定配合分析摘要：线路故障中有很大一部分是线路单相接地故障引起的，并且这些故障属于间歇性突然症状，只有利用线路重合闸恢复正常，而由于110 kV线路系统的特殊性，有时即使将线路恢复仍会对用电造成影响。
文章正是基于此对110 kV线路在接地时的主变保护动作以及线路的关系进行详细阐述，并且有针对性地提出解决措施。
关键词：110 kV线路；单相接地；故障；措施1 110 kV变压器整定原因分析1.1 间隙零序电流保护在《3-100 kV电网继电保护装置运行整定规程》中规定间隙零序电流保护的每次电流可以设定在40-100 A的范围内，并且当保护过程完成后可有0.3～0.5 s 延时跳变压器每个侧断路器。
因为间歇性过电流在间歇性放电的时候要立即切断变压器，所以这段间隙的间隔长度的设定能决定间歇保护是否有效。
此设定需要符合以下几个标准：首先避开单相接地暂态电压，同时要保证系统的接地效果。
其次当系统丢失接地中性点或者单相接地不正常的时候，间歇根据情况放电，最后间歇实际设定时，间歇长短的最长度和最短度基本不会发生交合。
所以实际操作中涉及的因素更多，规定当中的40～100 A的范围并不适用，目前间隙的间隔一般选择在110～135 mm。
由此可知110 kV系统出现单相接地之后主变中性点间隙性过流保护的现象是正常的。
1.2 间隙零序电压保护规定中又指出由于110 kV变压器零序电压对中性点起到保护作用，因此3 U0定值较多情况设定在150～180 V中，保护任务完成后可有0.3～0.5 s延时跳变压器每个侧断路器。
在实际操作过程中对于零序过压保护的限定值应该考虑以下几个因素。
首先，110 kV线路在丢失接地中性点的时候出现单行接地短路现象，连接在开口三角绕组的零序过电压防护应可靠反应。
当中性点没有连接地点网中出现单相接地短路的情况时，出现问题相电压为0，并且两个正常相电压上升至相电压的倍，此时转换到TV开口三角绕组位置的相电压数据应该是173.2 V。
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。
线路单相接地故障导致主变间隙保护动作分析与探讨
线路单相接地故障导致主变间隙保护动作分析与探讨摘要：有电源并网的110kV变电站，其进线发生单相接地故障时，线路跳闸后，并网电源向故障点倒供故障电流，110kV主变间隙保护动作跳开主变各侧开关，瞬时性故障时线路重合成功、永久性故障故障时线路重合不成进线备自投动作成功后仍不能恢复对用户供电。
本文给出了解决方案，以提高用户供电可靠性。
引言中性点装设接地刀闸和放电间隙的变压器，其中性点可直接通过接地刀闸接地，也可经间隙接地。
地区电网110kV变压器中性点多采用间隙接地方式，配置间隙零序过流和零序过压保护作为接地故障的后备保护。
而电力系统近年发生多起110kV变电站进线发生单相接地故障时，线路跳闸后，变压器间隙保护动作跳开主变三侧，线路重合成功、进线备自投动作后均无法恢复供电，无法保证供电可靠性。
本文以110kV A变电站为例，分析一起线路单相接地故障导致主变间隙保护动作，保护与重合闸、自动装置无法正确配合，导致全站失电的案例，并提出改进方案。
1 事件经过厂站系统图如图1所示，110kV A变电站通过110kV甲AⅠ线、110kV甲AⅡ线由220kV甲站双电源供电，110kV甲AⅠ线为主供电源，220kV甲站110kV甲AⅠ线111开关重合闸为投入状态，且为检无压重合闸，重合闸动作时间为2S，110kV甲AⅡ线为备用电源，重合闸未投入，一条线路主供，一条线路备用情况下，投入110kV进线备自投装置，检主供进线无压无流、备用线路有压延时3.5S跳开主供进线开关，延时0.3S合备用进线开关。
110kV A站两台主变均为内桥接线，#1主变运行，#2主变冷备用，中性点为间隙接地方式，配置间隙零序过流和零序过压保护作为接地故障的后备保护，开口△接线方式的主变间隙零压值160V，时限0.5S，一电源通过A站内35kV线路并入电网。
110kV甲AⅠ线发生永久性A相接地故障，220kV甲站110kV甲AⅠ线111开关跳闸，0.5S后主变间隙保护动作，跳开A站110kV甲AⅠ线111开关、110kV分段100开关、#1主变301开关、#1主变001开关，2S时重合闸动作，重合不成；3.5时110kV进线备自投检主供线路110kV甲AⅠ线无压、无流，备用线路110kV甲AⅡ线有压，110kV进线备自投装置动作，合上A站110kV甲AⅡ线112开关，但主变间隙保护已跳开三侧开关，无法恢复站内设备送电。
一起110kV主变压器间隙保护动作浅析
一起110kV主变压器间隙保护动作浅析作者：祁有年来源：《科学与技术》2018年第23期摘要：结合西双版纳供电局的一起110kV变电站的2号主变压器间隙保护动作事例，针对110kV及以下的主变压器保护的误动作的相关原因，特别是针对110kV主变压器的中、低压侧有小电源的间隙保护的动作情况进行了认真的思考、分析与讨论，并且理论结合实际情况对110kV曼弄枫变110kVⅡ母零序电压、110kV勐龙变110kVⅡ母零序电压情况进行了探讨，针对主变压器间隙保护的运行方式和整定计算的配合提出了针对性的意见。
关键词：间隙保护；中性点；避雷器；间隙过压；间隙击穿；棒间隙一、故障前运行方式1、220kV景洪变电站110kVⅠ段、Ⅱ段母线分段运行，母联112断路器热备用。
110kV101、102、152、153、154、155、157、158斷路器运行于110kVⅡ段母线，110kV151、156断路器运行于110kVⅠ段母线，110kV旁路115断路器热备用110kVⅡ段母线。
（220kV 木景线检修期间110kV大渡岗变电站及110kV城南变电站10kVⅠ段母线负荷转由普洱电网供电）。
1号主变压器220kV及110kV侧均中性点直接接地运行，2号主变压器220kV及110kV 侧均中性点经间隙接地运行。
2、220kV黎明变电站110kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行，1号、2号主变压器220kV及110kV侧均中性点直接运行。
3、110kV曼弄枫变电站110kVⅠ段、Ⅱ段母线、35kVⅠ段、Ⅱ段母线、10kVⅠ段、Ⅱ段母线均分列运行，1号、2号变压器中性点经间隙接地运行。
35kV曼开保线有小电源并入，35kV曼西龙线处检修。
4、110kV勐龙变电站2号主变压器中性侧经间隙接地运行，35kV曼西龙线处检修。
故障前系统运行情况如图1所示，图中实心断路器表示“运行”状态，空心断路器表示“断开”状态。
二、保护动作情况2013年9月15日16时15分，220kV黎明变电站110kV黎枫线139断路器零序Ⅰ段、接地距离Ⅰ段动作跳闸，重合闸动作重合成功；保护测距：5.875km，相别：C相；故障录波测距：5.258km，相别：C相。
一起110KV主变零序过电压误动原因分析及解决方案
继 电保 护 和 安全 自动 装置 是 保 障 电网一 次 设备 ２ ｊ ！ ｊ ｝ 主 变差动 保 护 、后备保 护 、Ａ 站 １ １ ０ ０母联 保护 投 发 生 故 障时有 选 择 、快速 、可靠 地 切 除故 障 ，减小 入运 行 。 停 电范 围 ，将 故 障造 成 的损 失减 少 到最 低程 度 的必
关键词 ：分析；零序过 电压保 护； 误动；改进方案
Ｄ ０ｌ ：１ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ６ ７ １ — ６ ３ ９ ６ ． ２ ０ １ ５ ． ０ ７ ． ０ ２ ４
１ 引言
ｌ ｌ ０ ｋ Ｖ变 电站 ，其 １ １ ０ Ｋ Ｖ 进线 开关保 护不 投 ） １ 群 、
保护 退 出运行 （ 根据保 护简化原则 ，对 无源末端 其 余 情况 产 生 的零 序过 电压值 均 小 于 １ ６ ２ Ｖ。经 查
８ ０
工程技术
ＤＬ跳 开 ，在主 变过 压允 许 时 间 内切 除故 障 ，切 ｌ ≠ ｝ 、２ ≠ ｝ 主变 保护 装 置采样 正 确 、时 间准 确 、母 线 Ｐ Ｔ 和２
２ 故障经过和保护 动作 行为分析
２ ． １ 故障经 过
２ ０ １ ４年 ７月，某 电网 （ 电气 主 接线 和运 行 方式 如图 １ 所 示 ）某 １ １ ０ ＫＶ 线路 １ １ ２ １ 末端 发 生 Ｃ相接
地 故 障 ，该线 路保 护接 地距 离 Ｉ Ｉ 段 动作 ，３ ２ ０ ｍｓ 保 护 出 口，三相 跳 闸 。１ １ ２ １ 线 路所 带变 电站 Ａ 暂 时全
与主 网断开 ；理论上 讲 此时变 电站 Ａ 全 站失 压 ，Ａ
后 １ １ ２ １线路 重合 成功 ，变 电站 Ａ 因 １ ｊ ｆ ｉ ｝ 、２ ｊ ｆ ｉ ｝ 主 变三 １ Ｄ Ｌ接地距 离 Ｉ Ｉ 段经 ０ ． ３ Ｓ 延 时保 护 出 口， 跳开 １ Ｄ Ｌ，
110kv变电站主变压器差动保护动作原因分析及相关对策探讨
110kv变电站主变压器差动保护动作原因分析及相关对策探讨摘要：本文旨在通过对110kv变电站主变压器差动保护动作原因分析，探知差动保护的基本要素，明确最重要的条件，以及此方面存在的规律。
针对变压器差动保护动作分析，我们提出了相应的改进措施，希望对完善变压器的正常运行与维护起到参考作用。
关键词：变压器；110kv变电站；差动保护；原因；对策变压器是变电站设备的主要组成，在电力系统中大量使用，变压器的差动保护属于变电站主保护，在发生故障时将对供电的可靠性与系统正常运行造成严重后果。
因此，无论是哪种原因造成的保护误动，都需要仔细分析，找出根源，进而保证系统与设备得以安全运行。
一、差动保护动作原理以WBH -100系列为例，这一系列遵循的基本原理是差动原理，WBH -100微机的电流保护从整体上是为拥有比率的制动、具有二次谐波的制动保护和更高次的谐波分相的电流之差动系统[1]。
在 WBH -100这个系统中，变电站的差动保护反映的接线图如下图1、图2所示。
变压器差动保护范围包括变压器各侧电流互感器之间的一次电气部分，反映故障通常有：变压器引出线与内部线圈之间短路、大电流接地系统中线圈与引出线接地故障、严重的线圈层间短路故障等。
上图中用Y，D11两种接线举例子，把流入变压器的电流当成正方向，变压器差动保护中的电流!d是几侧的电流相量相加的模，作为制动的电流!s是各侧电流的相量模的相加值。
WBH100的差动保护所显示的可以代表的动作曲线在这里就不呈现图示了，我们可以分析动作特性曲线，由于流入一端差动保护外两侧的电流拥有三十的相位差，因此当需要发生差动保护时，需对两侧所测到的电流施以合适的矢量变换。
二、变压器差动保护常见情况(1)新建变电站差动保护误动：造成原因主要有数定值转折不合理与接线错误形成差流点。
例如进行保护定值的计算基于以往的经验设定，取差动定值5-6IE，这就导致变压器出现误跳；变压器任何一侧电流互感器顺序错乱就将形成差电流，引起变压器差动保护误动[2]。
110kV 变压器间隙保护的改进对策
110kV 变压器间隙保护的改进对策摘要：110kV终端变电站主变压器间隙保护误动造成大面积停电的故障具有一般性，防止倒送电的电气或机械闭锁装置，可以起到一定效果。
完善间隙保护配合和低频低压解列装置是合法小电源在终端主变压器故障时可靠解列的技术保障。
针对违规小电源，利用潮流的变化为间隙保护提供辅助判据，可以大大提高保护的可靠性。
关键词：110kV变压器；间隙保护；改进对策1 主变压器间隙保护和系统零序保护失配的原因1.1发生接地事故由于当变压器所连接的供电电路接地线发生故障时，供电的电源电路断路器便会发挥作用，一旦断路器断开，就会导致系统的零序保护与主变压器的间隙保护失去原先维持的平衡，从而便会出现主变压器和相关线路失电的情况，进一步还会造成变压器损坏。
当这种情况发生时其间隙保护便会发挥作用，虽然接下来重新合闸可以排除变压器故障，但是间隙保护装置不能自主进行通电，无法自主恢复工作。
1.2电流过高大多数变电站的主变压器的保护系统都是由系统零序保护系统和间隙保护装置组合而成的，当然该系统发挥作用也需要零序保护系统与间隙保护装置来协调共同完成，但是当变压器受到外界环境因素影响时，例如，当被雷电击中时，此时经过变压器的电流马上就会变得异常的高，一旦电流强度高出变压器所能经受的最大值时，变压器在系统零序保护系统与间隙保护装置的双重保护下便会自动跳闸，这样就会使整个变压线路失压并且造成大规模的断电。
1.3单项接地故障当单项接地故障时，此时没有接地的变压器就很容易出现一些不符合规范的运行问题，首先最容易发生的便是中性点电压偏移的问题，然后由于电压超出变压器所能承受的范围从而使得中性点被击穿，最后断路器跳开来断开电路，从而变压器的接地线路便会自己进行相应的调整，这就容易使得主变压器间隙保护与系统零序保护失配。
2 主变压器间隙保护与系统零序保护失配问题的解决措施要想彻底解决这一问题，需要增加主变压器系统的局部接地点的数量，从而使得相对应的k值减小到一定值，用以减小变压器出现事故时所产生的的零序电压值，从而将主变压器中的中性点的暂态和稳态电压分别控制在变压器所能承受的范围以内，最终目的是在变压器故障时防止中性点的电压高于于其绝缘频电压，同时还应该加强变压器的零序保护措施，这样便间接加强了间隙保护。
一起线路故障引起主变间隙零序保护动作的案例分析
一起线路故障引起主变间隙零序保护动作的案例分析摘要：110kV变电站110kV线路发生B相单相接地故障，造成线路保护装置保护动作，变电站线路开关跳闸，由于变电站低压侧为风电负荷，在110kV 线路开关跳闸后，低压侧风力发电机没有立即停下的情况下，系统产生过电压110kV母线B相电压下降，3U0电压升高，当故障电压3U0达到主变间隙过压动作值时，造成主变间隙零序过压保护动作，跳开主变两侧开关。
关键词：间隙零序过压保护；弱电源侧；孤岛；录波图一、故障前变电站运行情况110kV××II线、1#主变运行于110kV I母；110kV××I线、2#主变、3#主变运行于110kV II母；110kV的I、II母分列运行；10kVII母及III母并列运行，500B母联运行；10kVI母分列运行。
541电容器运行与10kVII母；551电容器运行与110kVIII母。
二、故障发生、扩大和处理情况2013年×月×日14时55分57秒，110kV变电站110kV××I线高频保护三跳动作，开关跳闸，经1.5S延时重合闸动作。
事故后由调度遥控分闸；14时55分58秒，3#主变间隙零序过压保护动作，跳开主变两侧开关。
14时56分01秒，541电容器及551电容器欠压保护动作，开关跳闸。
现场调查及分析：1、110kV××I线跳闸情况对110kV××I线进行故障巡视，发现线路#113-#114段，距#113杆约120米处B相导线有放电痕迹，线路下方的道路上停有一辆挖掘机，挖掘机臂有明显放电痕迹。
经调查，司机驾驶挖掘机从线路下方的道路经过，由于挖掘机臂伸过高，导致挖掘机臂对线路B相导线距离不足，导线对挖掘机臂放电，导致线路发生跳闸故障。
经现场测量，线路#113-#114段B相导线对地距离为8.0m（满足运行规程规定非居民区6.5m的要求），线路保护装置动作正确。
110kV变压器差动保护误动作分析与改进
110kV变压器差动保护误动作分析与改进发布时间：2022-08-16T06:59:34.466Z 来源：《中国电业与能源》2022年第7期作者：雷健[导读] 智能变电站运行过程中，由于智能化继电保护装置设计不完善，雷健云南电网有限责任公司曲靖供电局云南省曲靖市 655000摘要：智能变电站运行过程中，由于智能化继电保护装置设计不完善，现场工作人员对智能化保护装置有关基础知识和运行维护手段掌握不够，时而会发生智能化继电保护装置误动作故障。
某110kV变电站因智能化继电保护装置厂家设计不完善导致变压器差动保护误动作的案例。
通过对该变压器差动保护动作行为进行分析，提出了相应的设计改进措施及反事故措施建议。
关键词：110kV；变压器；差动保护；误动作；改进措施一、事故经过某公司110kV外电网电压出现较大波动,导致110kV1号主变ABBSPAD346C型差动保护继电器动作,110kV1号进线断路器、6kV1号进线断路器同时跳闸,装置停车。
二、事故初步确认对比110kV1号、2号进线故障录波,可以看出:110kV进线电压波动情况一致,波动幅值较小;U12降为70%左右,零序电压幅值过高;在1号、2号进线承受同样波动的情况下,1号主变差动保护因保护区外接地故障而动作应该属于保护装置误动。
得出以下结论:在外部电网故障时,2号差动保护不动作,1号差动保护动作;初步认为1号差动保护误动作,需分析误动作的原因。
图1 110 k V 1号进线(左)、2号进线(右)故障录波图?三、110kV变压器差动保护误动作改进措施（一）保护装置动作波形分析从该保护装置录波波形可以看出，高压侧电流原始采样瞬时数据不再变化，近似于0，低压侧电流原始采样数据正常为正弦波，导致产生差流，T1～T2期间，仅B相差流刚好大于差流启动定值0.5Ie，正是因为高压侧原始采样数据异常，导致了保护装置保护DSP启动及动作跳闸。
图2电流波形图?（二）TA二次回路检查对高压桥00开关1主变差动用绕组B相电流的二次回路进行检查,该组电流使用TA的第3个绕组,TA变比为300×2/5,准确级为5P20级,其B相电流变比、极性、接地点均正确。
110kV变电站电力变压器零序保护存在的问题分析
110kV变电站电⼒变压器零序保护存在的问题分析110kV变电站电⼒变压器零序保护存在的问题分析在分析电⼒变压器零序保护配置的基础上，对110 kV变压器中性点过电压问题、中试控股接地⽅式的控制以及电⽹110 kV变压器零序保护设计存在的安全隐患等进⾏了初步探讨，提出拆除部分中性点棒间隙，改善变压器零序保护配合的措施。
1 变压器的零序保护配置变压器中性点零序过电流动作时先跳开中性点不接地变压器的保护⽅式，称为零序互跳。
2台主变并列运⾏，1号主变中性点接地，当K2点发⽣接地故障时，1号主变中性点零序过流保护动作，第⼀时限跳2号主变⾼低压侧开关，K2故障点被隔离，1号主变恢复正常运⾏。
如果故障点在K1处，当第⼀时限跳开2号主变后，零序过流保护第⼆时限跳本变压器，切除故障。
零序互跳保护显⽽易见的缺点是：①有选择性切除故障的概率只有50%;②母线故障时没有选择性，会扩⼤停电范围;③零序过流保护时间整定必须和主变相间保护配合，对保护整定配合不利;④必须在2台变压器同时停运时才能进⾏互跳试验，条件苛刻，⼆次接线容易错误。
2 统接线与保护配置特点110 kV系统接线特点是以放射状为主，中试控股以220 kV变电站为电源点，通过110 kV线路向各终端变电站辐射。
110kV终端变电站则采⽤内桥接线或线路-变压器组接线⽅式，低压侧⽆电源。
内桥接线变电站，在正常运⾏⽅式下，100母分开关不作为103和104线路的联络元件。
因此，内桥接线变电站通常只有两种运⾏⽅式：1条线路带2台主变运⾏或2条线路各带1台变压器运⾏。
在1线带2变运⾏⽅式下，2台主变只要有1台中性点接地即可，但必须由靠110kV供电线路侧的变压器中性点接地运⾏，这⼀点很重要。
内桥接线变电站⽬前的变压器零序保护配置为：中性点零序电流保护第⼀时限跳100和900母分;第⼆时限跳本变压器;同时，变压器中性点装设棒间隙，但没有配置间隙TA以及开三⾓电压保护。
为了节省投资、占地，节约110kV线路空中⾛廊等原因，新建设的110kV变电站较多采⽤线路-变压器组接线，⽽且1条线路可“T”接2台甚⾄3台变压器，变压器零序保护仅有中性点零序过电流保护，没有配置中性点间隙电流保护以及110kV TV开三⾓零序电压保护(主变110kV侧只有单相线路TV)。
110kv变电站变压器差动保护动作原因分析
110kv变电站变压器差动保护动作原因分析【摘要】：变压器作为电力系统中极其重要的供电元件，它所存在的故障将会对供电的可靠性、安全性以及电网系统稳定运行造成严重影响。
本课题首先介绍了110kv变电站变压器差动保护动作情况，进而分析了WBH-800差动保护动作原理，最后对差动保护动作情况及改进措施进行了分析与探究。
【关键词】：110kv变电站；变压器；差动保护0.引言对于电力系统，其中的变压器是非常重要的供电元件，如果它存在故障则会对供电的可靠性与电网系统的稳定运行造成极大的影响。
由此可见，为了使电力网系统能够实现安全稳定的运行，便需要对变压器进行差动保护。
本课题以某110kv变电站为例，发现该变电站在35kv侧屯平线发生了短路，且屯平线保护无明显动作，主变差动保护动作，跳开主变三侧造成了全站失压[1]。
鉴于此，本课题对“110kv变电站变压器差动保护动作原因”进行分析与探究具有尤为深远的重要意义。
1.110kv变电站变压器差动保护动作情况某110kv变电站，其中110kv线路发生了相接地故障，在现场110kv线路保护WXH-802录波分析下，存在一相电流增大，而其他两相电流没有发生改变，并且对其找到了接地点。
在分析之下确定是单相接地故障。
当时情况下，接地点处于近变电站一侧，线路高频距离保护与接地距离保护I段均动作。
由于110kv 路线发生了相接地故障，使变压器差动保护动作得以形成。
通过对差动保护装置内部的故障记录进行检查，发现基于装置记录中的三相差动电流其大小均等。
在近变电站线路侧有单相接地故障发生时，其主变差动保护不应有动作。
因此，我们第一步便需要对差动保护装置的动作行为与原理进行认真分析，其中分析的重点是基于对零序电流的处理方法[2]。
如图2便是单侧电源线路上单相接地的形式，其中M端是其升压变电站。
2.WBH-800差动保护动作原理分析从WBH-800系列微机电流差动保护层面分析，拥有多方面的分相电流差动保护系统，主要体现为比率制动特性、带二次谐波制动以及高次谐波制动。
110kV主变间隙零序电流保护误接线造成保护误动的分析及防范
都 接 入 到 主 变 本 体 端 子 箱 的 端 子 排 ．再 由 主 变 本体 端 子 箱 的 端 子 引线 至 中控 室的 主 变保 护 屏 ， 由 于施 工过 程 的 失 误 容 易 导 致 接 线 出错 ， 造成 运行 存在 隐 患 ． 在 外部 出现 接 地 故 障 的 情 况下 造 成 了主 变 间 隙零 序 过 流保 护 的误 动 。 本 文 通 过 对 一 起 １ １ ０ ｋ Ｖ主 变间隙零序 电流保护误接 线造成保 护误动 的分析 ． 提 出 了时 主 变 间 隙 零 序 过 流 保 护 Ｃ Ｔ二 次 回 路 现 场 防 止 误 接
限为 ０ ． ５ ｓ 。故障时， 保 护 装 置 显 示 间 隙零 序 电流 ６ ． ３ ０ ９ Ａ（ 二 次 值） ， 动作 时间 ０ ． ５ ０ ５ ｓ ， 满 足 保 护 定 值 及 间 隙 保 护 逻 辑 动 作 条
件 。 间 隙保 护 的 动 作 逻 辑 见 图 ２。
事 故 经过 ： 某 日２ ３时 １ １ 分该站 ＃ １主 变 高后 备 间 隙零 序
一
１ １ ０ ｋ Ｖ母 线的另外一条 １ １ ０ ｋ Ｖ 线 路 发 生 Ｂ线 接 地 故 障 ． 该
图 ２ 间隙零序保护动作逻辑图
线路 零 序 过 流 保 护 Ⅱ段 动 作 （ 零 序 过 流 Ⅱ段 整 定 时 间 为 ０ ． ６ ｓ ）
切 除 故 障
事 故 发 生后 。 对＃ １主 变 主 体 外 观 进 行 检 查 ， 特 别是 对 ＃ １
过 流保 护 Ｔ ２动 作 ．延 时 ０ ． ５ ０ ５ ｓ跳 开 １ １ ０ ｋ Ｖ某线 １ ８ １开 关 和 ＃ １主 变 变低 ５ ０ １开 关 。 １ ０ ｋ Ｖ备 自投 动作 ． 投入 １ ０ ｋ Ｖ 分段 ５ ０ ０ 开关， １ ０ ｋ Ｖ Ｉ段 母 线恢 复 供 电。 而 同一 时 间 ． １ １ ０ ｋ Ｖ 某线 １ ８ １线 路 对 侧 某 变 电站 接 于 同
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2012年7月内蒙古科技与经济July 2012 第14期总第264期Inner M o ngo lia Science T echnolo gy &Economy N o .14T o tal N o .264110kV 变压器间隙零序保护动作分析及措施杨 福,黄建英(包头供电局,内蒙古包头 014030) 摘 要:介绍了变压器中性点间隙零序保护的动作原理,用实例分析了间隙零序保护动作的全过程,并针对现场实际,提出了提高变压器间隙零序保护可靠动作的措施。
关键词:变压器;间隙保护 中图分类号:T M 403.5 文献标识码:A 文章编号:1007—6921(2012)14—0066—01 为了避免系统发生接地故障时,中性点不接地的变压器由于某种原因中性点电压升高造成中性点绝缘损坏,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。
笔者用实例对间隙零序保护动作原理及原因进行了分析,并提出了提高间隙零序保护动作可靠性措施。
1 故障时的运行方式召庙变1、2号主变运行,210、110中性点隔离开关合,220、120中性点隔离开关断;220kV I 、II 母经母联212断路器并列运行;110kV I 、II 母经母联112断路器并列运行,101、151、153、155断路器、119电压互感器在I 母运行,102、152、156断路器、129电压互感器在II 母运行。
北重变召北线111断路器带110kV I 母、181电压互感器、1号主变运行,951断路器带10kV I 母981电压互感器、961站用变及5路10kV 出线运行。
电气一次设备联络如图1所示。
图1 电气一次设备联络2 事故经过2010-7-25T 10:21内蒙古包头供电局220kV 召庙变151召北线线路发生故障,保护动作报告显示为A 相永久性接地故障,召庙变151保护零序I 段、距离I 段保护动作,重合闸动作,重合到故障点后,151保护装置距离加速、零序I 段、距离I 段保护动作跳开151断路器;同时110kV 北重变1号主变高压侧间隙零序保护动作,跳开111、951断路器,北重变全站失电。
3 保护动作分析根据召庙变110kV 故障录波器分析:151召北线线路发生A 相永久性接地故障,151召北线保护装置动作正确。
由北重变现场录波及动作报告分析:间隙零序动作电流大于整定值,所以高压侧间隙零序保护动作,跳开主变两侧断路器。
4 间隙零序保护动作原因分析4.1 构成原理为防止工频过电压对变压器的危害,110kV 及以上中性点不接地变压器采用了放电间隙保护。
放电间隙装于变压器中性点与地线之间。
当系统发生接地故障,有关的中性点直接接地变压器全部跳闸后,而带电源的中性点不接地变压器仍保留在故障电网中,电网零序电压升高到接近额定相电压,对变电压器绝缘有较大危害的情况下,放电间隙放电,以降低对地电压,防止变压器绝缘损坏。
但放电间隙不能长时间通电流,需要通过间隙零序电流保护,将变压器从故障电网中切除。
放电间隙零序电流保护装于放电间隙回路内,如图2所示。
当放电间隙击穿接地以后,放电间隙处将流过一个电流。
该电流由于是在相当于中性点接地的线上流过,所以是电流,利用该电流可以构成间隙零序电流保护。
当3I 0电流大于整定值时,保护迅速动作,将变压器跳开。
图2 间隙零序过流保护原理接线图正常运行时放电间隙回路无电流,因此允许保护有较低的零序电流动作值,一般取一次电流100A 或更小。
因为放电间隙在电网接地故障时不轻易放电,继电器持续动作意味着电网中确实出现了足以危害变压器绝缘的工频过电压,保护动作时间较短,一般为0.5s 左右。
所以间隙零序电流保护是保护变压器绝缘不受工频过电压的破坏的主保护。
4.2 动作原因分析从北重变录波过程中分析,发现间隙零序动作前,110kV 侧母线三相电压(下转第69页)・66・收稿日期:2012-04-20作者简介:杨福(1961—),男,汉族,毕业于包头市职工大学,电力企业管理专业,助理工程师,现从事变电安全专责管理工作。
扈彤利,等・首级GP S 平面控制网质量控制2012年第14期看出导致精度低的原因是大牌店处于整个GPS 网的边缘且离起算点较远,图形条件、几何条件均不甚理想,由基线的观测数据图可以看出,卫星的信号条件极差也是导致精度低的主要原因之一。
以II 古山和III 敖包山东起算,二维约束平差精度最弱的基线是DPD →I 001,相对中误差为1:58296。
经过分析可以看出导致精度低的原因是大牌店处于整个GP S 网的边缘,图形条件、几何条件均不甚理想,观测数据卫星空间分布位置(PDOP )不理想是导致精度低的原因之一。
3.1.2 以III 后卜古苏和II 敖包山西起算以II 古山和III 敖包山东起算精度对比分析。
经分析数据可以看出相同基线解算条件下,各基线边的中误差和相对中误差的差值,明显看出不同的起算点导致网中的最弱边不同。
以III 后卜古苏和II 敖包山西起算,二维约束平差精度最弱的基线是AOBD →DP D ,相对中误差为1:58683。
II 古山和III 敖包山东起算,二维约束平差精度最弱的基线是DPD →I 001,相对中误差为1:58296,两种解算条件下各条基线边误差和相对中误差不同,但大致走向前者条件优于后者,前者各基线边精度比后者均匀,多数基线边精度高于后者。
3.2 检核点坐标实测值与理论值精度对比分析3.2.1 以III 后卜古苏和II 敖包山西起算。
检核点III 敖包山东理论值与实测值相比较可知,△X=0.226m,△Y=-0.354m,点位误差为0.420。
检核点II 古山△X=0.272,△Y=-0.089,点位误差为0.286m 。
检核点II 大牌店△X=-0.148,△Y=-0.350,点位误差为0.380m,均满足规范要求。
点位精度较低的原因是离已知点较远,图形条件、几何强度不理想,处于边缘位置的边,但均满足规范要求的精度。
精度较高的是各种条件都理想的点。
3.2.2 以II 古山和III 敖包山东起算。
检核点II 敖包山西理论值与实测值相比较可知,△X =-0.492m ,△Y =0.237m ,点位误差为0.546。
检核点III 后卜古苏△X =-0.111,△Y =0.153,点位误差为0.189m 。
检核点II 大牌店△X =-0.487,△Y =-0.002,点位误差为0.487m ,均满足规范要求。
3.3 结果分析由两种方案的对比可以看出,不同的GPS 网起算点解算出的网点精度不同,由于起算点在网形中的位置使各个检核点实测值与理论值差值不同,GPS 网的走向决定了误差椭圆的北向和东向比例不同。
由不同起算点基线解算精度对比和检核点坐标实测值与理论值精度对比可以清楚的看出以III 后卜古苏和II 敖包山(西)起算明显比以II 古山和III 敖包山(东)起算精度高,更合理。
究其原因整个GPS 网南北长度大于东西,III 后卜古苏和II 敖包山(西)处于南北边缘,它们的控制范围大于II 古山和III 敖包山(东)做起算点,固定这两点使整个网形物理稳定性更强,以这两点起算是最理想的选择。
3.4 加大观测值权GPS 点位精度对比分析在本GP S 网中由于图形几何条件和观测条件均不理想,为了达到测图所要求的控制网等级,对网中部分GP S 点进行多余观测,加大了观测值的权,也就是和其他GPS 点联测,增加了观测时段数,增强了点的稳定性使误差椭圆精度分布均匀。
现将部分观测时段数删除,相当于取消加权处理。
对加权后和非加权进行精度对比分析。
加权后60条基线,非加权42条基线。
以II 敖包山西和III 后卜古苏为起算点,进行精度分析。
加权和非加权最弱基线同为AOBD →DPD,进行对比分析加权后相对中误差为1:58683,非加权为1:46176,最弱边精度提高了一万二千分之一,其他相同的基线边也有显著提高。
由此可知,在布设高等级的GP S 网时,增加多余观测,加大观测值的权是提高精度,是达到规范要求精度的强有力手段。
对两组数据的中误差进行比较可以得出GPS 高程拟合的精度与拟合所使用的方法有关,测区内已知点的分布、已知点的个数都有着密切的关系,一般来说,采用同样的拟合方法,已知点的数量越多、点位分布越均匀,则拟合精度越高。
尤其在地形变化比较大的地方,应尽量多的利用已知点来进行高程拟合。
(上接第66页) 很低,其中A 相最大值为7.8V ,B 相最大值为13.7V ,C 相最大值为17.7V ,电压特性异常(正常情况为:A 相短路接地,故障切除前电压很低,B 、C 相两相电压正常;故障切除后,三相电压为0)。
对应电气一次设备联络图,当召北线发生A 相永久性接地故障时,线路保护动作,跳开召庙变侧151断路器;某一时刻北重变高压侧间隙被击穿,主变间隙保护开始计时。
此时,如果北重变10kV 侧带有大容量旋转负荷,那么旋转负荷将在10kV 侧产生反电动势,从10kV 侧为北重变供电;北重变由于接地故障没有切除,主变带故障运行,高压侧间隙持续被击穿,放电间隙处3I0电流达到整定值,且间隙零序电流保护不返回,延时0.5s 保护动作,跳开高压侧111和低压侧951断路器,切除故障。
5 提高间隙零序保护动作可靠性措施运行实践表明,曾因变压器中性点放电间隙误击穿致使间隙保护误动作的现象较多。
因此为了提高间隙保护的工作可靠性,正确地整定放电间隙的间隙距离是非常必要的。
在计算放电间隙的间隙距离之前,首先要确定危及变压器中性点安全的决定因素。
即首先要根据变压器所在系统的正序阻抗及零序阻抗的大小,计算电力系统发生了接地故障又失去中性点接地时是否会危及变压器中性点的绝缘,如不危及时,应根据冲击过电压来选择放电间隙的间隙距离。
放电间隙距离的选择,应根据变压器绝缘等级、中性点能承受的过电压数及采用的放电间隙类型计算确定。
另外,为提高间隙保护的性能,间隙电流互感器的变比应较小。
由于变压器零序保护所用的零序电流互感器较大,故间隙电流互感器应单独设置。
[参考文献][1] 杨新民,杨隽琳.电力系统微机继电保护培训教材(第二版)[M ].北京:中国电力出版社,2008.・69・。