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摘 要：在实际的电力供应过程中，变电运行还会出现很多故障，比如主变保护跳闸，这会降低系统的稳定性。实际上，变电系统都会包括很多电路，任何电路出现问题都会导致整个系统出现问题，从而影响变压器的工作效率。所以应积极变电运行中跳闸故障的处理技术，解决出现的问题，使电力系统更加稳定运行。
关键词：智能变电站;主变保护;跳闸故障;改进方案
1、智能变电站主变保护跳闸矩阵优化
1.1对主变保护定值进行清查整改，规范定值单管理
配合调控中心清查定值单的规范性、正确性、完整性，确保保护装置运行定值和调度所下定值单一致，确保定值单的定值项文字表述与现场保护装置显不的内容一致，确保定值与压板投退一致，确保定值整定符合电网运行要求和整定原则。规范定值单管理，明确规定定值单必须包含电量保护的整定值（并且注明整定范围）、非电量保护整定值、控制字、软压板、跳闸矩阵。
1.2结合专业巡视，完成主变保护配置、跳闸矩阵及回路的核查
结合专业巡视与相关专项清查工作，对所辖地区110kV及以上主变的保护装置功能、保护跳闸矩阵和跳闸回路进行了梳理统计，针对不同保护装置认真核查厂家原理图、屏内配线和外部回路，核实主变后备保护是否具备满足要求的出口功能。目前已完成的《110kV及以上主变运行定值跳闸矩阵核查表》。
1.3结合主变停电检修工作，现场完成主变保护跳闸矩阵优化
如果保护装置木身具备相关功能，只是没有完善屏内配线或者外部回路米完善，我们则在设备停电检修时完善相关回路，调度部门也会提前下发矩阵修改后的调试定值单，检修人员对照调试定值完成相关的保护跳闸矩阵的整组试验无误后，将调试定值单的问题反馈给调度定值整定人员，调度定值整定人员根据反馈信息再下达正式定值。如果保护装置不具备相关功能，则由调度部门根据电网运行方式优化定值配合方式。确实无法满足运行要求的逐步列入技改计划进行更换。
2、一起主变保护跳闸事故的实例分析
某智能变电站#1主变第二套保护装置的差动保护动作，但现场未发现变压器有内部故障，初步判断本次跳闸为误动作。
2.1动作原因分析
故障录波图显示，#1主变高压侧常规互感器的1。突然消失，采样值为。，相当于常规保护的CT断线，导致差动保护动作。
2.2主变保护动作行为分析
2.2.1光纤通道自检
主变保护装置实现对光纤通道的检测功能，通道检测异常后，发告警并闭锁保护，见表1。
表1通道告警信息含义及装置处理措施
2.2.2模拟量通道自检
（1）CT异常逻辑判据如图1所示。
1）电压通道品质因数为。，立即闭锁保护，延时100ms发UT异常信号，展宽10s。
2）UT反序判据：负序电压（U）大于4倍正序电压CU，）且负序电压（U）大于12V。此判据带100ms延时，報UT异常，展宽10s。
3）UT断线判据：正序电压小于30V，任一相电流大于0.04In或断路器处于合位状态;负序电压大于4V。满足上述任一条件且保护未启动，延时10s报该侧母线UT异常，发UT异常告警信号。
（2）CT异常逻辑判据如图2所示。
①电流通道品质因数为0，立即闭锁保护，延时100m发CT异常信号，展宽10s。
②CT反序判据为：负序电流（I2）大于4倍正序电流（I1）且3倍负序电流（3I2）大于0.21。此判据带100ms延时，报CT异常，展宽10s。
2.3事故分析
（1）现场排查高压侧电流二次采样回路，确认是光电信号转换器故障引起高压侧C相电流消失，而合并器未将前端的异常采样回路SV通道品质因数置。这便是导致主变保护装置误动作的原因。
（2）由于主变保护程序设计时考虑到智能变电站采集回路经合并器上送SV量，对于合并器前端的异常，应由采样回路置SV通道品质因数为0，出现CT断线时可以闭锁保护，因此差动保护未设常规CT断线的异常处理，这是差动保护误跳闸的另一个原因。
2.4改进措施
此次事故是由常规CT后的光电信号转换器故障后相应SV通道品质因数未置0引起的，建议合并器厂家对此进行整改。
考虑到运行安全，建议保护装置厂家增加差动保护CT断线判据，并可由控制字选择是否闭锁差动保护。通过定值“CT断线闭锁差动保护”控制CT断线判别出后是否闭锁差动保护。当“CT断线闭锁差动保护”整定为。时判别出CT断线后不闭锁差动保护，整定为1时判别出CT断线后闭锁差动保护，但差动电流大于1.2Ie时开放差动保护。增加CT断线判据的差动保护逻辑如图4所示。
结语
综上所述，通过对故障产生的原因行分析，并提出合理的整改措施，减少电力系统因人为因素而引起的故障，加大对检修工作管控，确保电力系统的稳定运行，以及电力企业的长期稳定发展。
参考文献：
[1]国家电网公司运维检修部.国家电网公司十八项电网重大反事故措施[M].北京：中国电力出版社，2012.
关键词：智能变电站;主变保护;跳闸故障;改进方案
1、智能变电站主变保护跳闸矩阵优化
1.1对主变保护定值进行清查整改，规范定值单管理
配合调控中心清查定值单的规范性、正确性、完整性，确保保护装置运行定值和调度所下定值单一致，确保定值单的定值项文字表述与现场保护装置显不的内容一致，确保定值与压板投退一致，确保定值整定符合电网运行要求和整定原则。规范定值单管理，明确规定定值单必须包含电量保护的整定值（并且注明整定范围）、非电量保护整定值、控制字、软压板、跳闸矩阵。
1.2结合专业巡视，完成主变保护配置、跳闸矩阵及回路的核查
结合专业巡视与相关专项清查工作，对所辖地区110kV及以上主变的保护装置功能、保护跳闸矩阵和跳闸回路进行了梳理统计，针对不同保护装置认真核查厂家原理图、屏内配线和外部回路，核实主变后备保护是否具备满足要求的出口功能。目前已完成的《110kV及以上主变运行定值跳闸矩阵核查表》。
1.3结合主变停电检修工作，现场完成主变保护跳闸矩阵优化
如果保护装置木身具备相关功能，只是没有完善屏内配线或者外部回路米完善，我们则在设备停电检修时完善相关回路，调度部门也会提前下发矩阵修改后的调试定值单，检修人员对照调试定值完成相关的保护跳闸矩阵的整组试验无误后，将调试定值单的问题反馈给调度定值整定人员，调度定值整定人员根据反馈信息再下达正式定值。如果保护装置不具备相关功能，则由调度部门根据电网运行方式优化定值配合方式。确实无法满足运行要求的逐步列入技改计划进行更换。
2、一起主变保护跳闸事故的实例分析
某智能变电站#1主变第二套保护装置的差动保护动作，但现场未发现变压器有内部故障，初步判断本次跳闸为误动作。
2.1动作原因分析
故障录波图显示，#1主变高压侧常规互感器的1。突然消失，采样值为。，相当于常规保护的CT断线，导致差动保护动作。
2.2主变保护动作行为分析
2.2.1光纤通道自检
主变保护装置实现对光纤通道的检测功能，通道检测异常后，发告警并闭锁保护，见表1。
表1通道告警信息含义及装置处理措施
2.2.2模拟量通道自检
（1）CT异常逻辑判据如图1所示。
1）电压通道品质因数为。，立即闭锁保护，延时100ms发UT异常信号，展宽10s。
2）UT反序判据：负序电压（U）大于4倍正序电压CU，）且负序电压（U）大于12V。此判据带100ms延时，報UT异常，展宽10s。
3）UT断线判据：正序电压小于30V，任一相电流大于0.04In或断路器处于合位状态;负序电压大于4V。满足上述任一条件且保护未启动，延时10s报该侧母线UT异常，发UT异常告警信号。
（2）CT异常逻辑判据如图2所示。
①电流通道品质因数为0，立即闭锁保护，延时100m发CT异常信号，展宽10s。
②CT反序判据为：负序电流（I2）大于4倍正序电流（I1）且3倍负序电流（3I2）大于0.21。此判据带100ms延时，报CT异常，展宽10s。
2.3事故分析
（1）现场排查高压侧电流二次采样回路，确认是光电信号转换器故障引起高压侧C相电流消失，而合并器未将前端的异常采样回路SV通道品质因数置。这便是导致主变保护装置误动作的原因。
（2）由于主变保护程序设计时考虑到智能变电站采集回路经合并器上送SV量，对于合并器前端的异常，应由采样回路置SV通道品质因数为0，出现CT断线时可以闭锁保护，因此差动保护未设常规CT断线的异常处理，这是差动保护误跳闸的另一个原因。
2.4改进措施
此次事故是由常规CT后的光电信号转换器故障后相应SV通道品质因数未置0引起的，建议合并器厂家对此进行整改。
考虑到运行安全，建议保护装置厂家增加差动保护CT断线判据，并可由控制字选择是否闭锁差动保护。通过定值“CT断线闭锁差动保护”控制CT断线判别出后是否闭锁差动保护。当“CT断线闭锁差动保护”整定为。时判别出CT断线后不闭锁差动保护，整定为1时判别出CT断线后闭锁差动保护，但差动电流大于1.2Ie时开放差动保护。增加CT断线判据的差动保护逻辑如图4所示。
结语
综上所述，通过对故障产生的原因行分析，并提出合理的整改措施，减少电力系统因人为因素而引起的故障，加大对检修工作管控，确保电力系统的稳定运行，以及电力企业的长期稳定发展。
参考文献：
[1]国家电网公司运维检修部.国家电网公司十八项电网重大反事故措施[M].北京：中国电力出版社，2012.