常见的电流电压二次回路图

1、一相序错误导致的电压互感器二次回路断线问题（一）故障现象2007年9月21日，220 kV FX变电站110 kV XD线在进行热倒母线刀闸操作过程中（110 kV XD线标准运行方式下运行于110 kV 号母线），当值班人员合上110 kV XD线号母线侧隔离开关时，该站所有110 kV线路保护装置，号、号主变中后备保护装置均发出PT断线告警信号，值班人员立即对该站的110 kV 号、号母线PT（TV）端子箱进行检查，发现号、号母线PT（TV）端子箱中均发生保护电压B、C相空气开关脱扣的现象，多次尝试合上脱扣相空气开关的操作均失败。（二）故障处理220 kV FX变电站220 kV、110

2、kV均采用双母线带旁路接线方式，110 kV XD线至投运时便一直处于标准运行接线方式下运行，运行于110 kV 号母线上。110 kV XD线线路保护采用北京四方继保自动化股份有限公司的CSC-161A型数字式线路保护装置，本线路所需的、母保护，计量电压的切换均由CSC-161A保护装置的电压切换插件实现。故障发生后，运行值班人员立即停止操作、汇报调度，恢复线路正常运行方式，等待继电保护人员的处理。继电保护人员赶到现场后，首先了解清楚了故障发生时的运行方式、操作步骤等详细情况后，初步判定为、号母线PT（TV）二次回路在操作过程中有短路现象发生。办理第二种工作票后，检查110 kV XD线保护

3、屏端子排上引入的、号母线电压幅值并进行核相，得到如下结果：A630=57.72VB630=57.68VC630=57.75VA640=57.71VB640=57.70VC640=57.72VA630A640=0.03VB630B640=100.2VC630C640=100.1VB630 C640=0.10VC630 B640=0.12V表格已更换从以上结果可以看出，110 kV的、号母线PT（TV）电压的B、C相明显存在相序错误的现象，并且可以排除从PT端子箱至主控制室的电压相序错误的情况，因为其他线路间隔在进行热倒母线的操作中均正常，故障点就在从保护屏顶小母线引至线路保护装置这一段，并且相序

4、错误的电压在号母线PT（TV）二次上，因为XD线运行于110 kV 号母线时，电压正常。为了确认这一分析，继电保护人员分别在母线PT（TV）并列屏、XD线保护屏屏顶电压小母线处对110 kV 号、号母线PT（TV）二次电压进行了核相工作，结果均正确。在进行XD线保护端子排上号母线PT（TV）二次电压与屏顶小母线核相的时候，得到了B640 B640=100.2VC630 C640=100.1V的结果。因故障点的原因出现在110 kV 号母线PT（TV）二次电压，不影响保护装置及该间隔测量、计度的运行，在屏顶将110 kV 号母线PT（TV）二次电压线解除，与端子排上的电缆进行对线，终于发现问题的

5、根源在于安装对线过程中，将B、C相的电缆号头穿错，出现了电缆两端如下的对应情况：B640 C640，C640 B640。在端子排上将B、C相电缆号头交换后，对应接入端子，屏顶小母线恢复接入，在端子排上再次进行核相，正确后办理工作票终结手续，再次进行操作，一切正常。（三）故障分析110 kV XD线电压切换回路原理图如图1.4所示。110 kV号、号母线PT（TV）二次电压分别由号母线侧隔离刀闸1G辅助接点、号母线侧隔离刀闸2G辅助接点的常开接点去驱动1QJ、2QJ继电器，常闭接点来返回。再通过1QJ、2QJ继电器的辅助接点的闭合来实现对110 kV号、号母线PT（TV）二次电压的切换功能。由于

6、110 kV XD线扩建二次回路施工时，安装人员在进行110 kV母线二次电压接入的工作中，误将110kV 号母线PT（TV）二次电压的B、C相端子排侧的号头穿错，埋下了这个隐患。而继电保护人员在调试的过程中，又忽视了对由屏顶小母线引接至保护装置的电压的检查，造成了端子排上7D12上实际接入的是C6402、7D13上实际接入的是B6402。正常方式下，XD线一直运行于110 kV号母线，1G刀闸常开接点闭合，启动1QJ继电器，保护装置通过1QJ继电器的辅助接点将110 kV 号母线PT（TV）二次电压引入装置使用。当进行母线热倒的操作时，2G刀闸常开接点此时也闭合，2QJ继电器动作，2QJ辅助

7、接点闭合，此时在电压二次回路上，B6302与C6402、C6302与B6402就通过1QJ、2QJ继电器的辅助接点短接在一起，造成电压二次回路短路，引起两台母线PT（TV）二次保护电压空开同时脱扣的故障。二电压互感器二次绕组极性问题（一）故障现象2010年4月9日，35 kV JD变电站新安装投入运行，在操作完35 kV母线PT（TV）投入运行，继电保护人员在端子箱处用数字式万用表检查测量二次电压正确后，合上二次电压空气开关将电压送至控制室，但母线电压测控装置PT（TV）断线灯一直不复归，并且监控后台有PT（TV）断线告警信号发出。（二）故障处理35 kV JD变电站35 kV母线PT（TV）

8、由户外3只单相两个二次绕组电压互感器组合而成，监控系统采用深圳南瑞科技有限公司的ISA-300+变电站综合自动化系统。现场继电保护人员立即在控制室用数字式万用表再次测试35 kV母线PT（TV）二次电压，得到相电压正确，线电压不正确的结果如下：A630 N600=57.72VB630 N600=57.68VC630 N600=57.75VA630B630=57.43VB630C630=101.2VC630A630=57.62VL630 N600=0.12V注：母线测控装置内自产3Uo=112.38V。据此数据，作出相位图进行判断，可以认定A相二次绕组发生极性接线错误的情况，造成A630反相18

9、0°。立即改用三相钳形相位表对三相电压测试进行论证，得到如下相位关系图（如图1.5所示）。UA630IUB630IUC630IUA630I从图1.5中可以看出，UA630的相位错误是造成PT（TV）断线的直接原因，现在运行的二次电压UA630与正常情况下的二次电压UA630相位刚好相差180°，故应立即对35 kV母线PT（TV）停电进行处理。经检查发现，由于电缆编号采用的是“端子箱PT（TV）二次接线柱”相对编号法，A相PT（TV）本体上号头编号为1D1，对应端子排上编号为A-a，1D5对应端子排上编号为A-x，在调试查线后恢复接线时，不能明确看出所接电缆的用法，造成将A

10、相电压极性首尾a与x接反的情况。找到问题原因后，更换电缆号头编号方式，极性端标注为“A601”，非极性端标注为“N601”，与PT（TV）二次接线柱对应压接牢固，再次核对端子箱接线的正确性，并依次将B、C两相的号头按此更换。工作结束后，再次送电，母线电压测控装置PT（TV）断线灯复归，监控后台PT断线告警信号复归，用三相钳形相位表对三相电压进行测试，三相电压幅值及相序均正确的结果如下：A630N600 =57.72VB630 N600 =57.68VC630N600 =57.75VA630B630=101.3VB630C630=101.2VC630A630=101.0VL630 N600 =0

11、.12V表格已更换母线测控装置内自产3Uo=0.32V，A、B、C三相电压为正相序，相位差互为120°，结果正确，35 kV电压互感器二次回路恢复正常。 （三）故障分析由于35 kV电压互感器二次回路新安装时，调试人员在恢复接线时，由于PT（TV）本体上的电缆号头标志不规范，造成二次主绕组出现极性接线错误，A630反相180°，导致35 kV电压互感器二次回路产生很大的零序和负序分量，且UAB、UCA均小于ISA-371G母线测控装置PT断线定值d769，故发出告警信号。此电压互感器接线有无问题？会造成什么后果？在开口C相接反的情况下，系统产生120 V的开口电压，使绕组烧

12、毁。线路PT（TV）抽头错误导致同期合闸不成功（一）故障现象2010年11月对220 kV GJP变电站的110kV线路151、152进行综合自动化的改造。151、152线路保护装置均为南瑞继保公司的RCS-941型线路保护装置，测控装置为南瑞继保的RCS9705C型测控。保护及综合自动化改造完后对线路送电，投入测控装置的同期合闸压板，合闸不成功，如果退出同期功能，合闸成功。按照PT铭牌上的数据可知：da-dn1为100/ V, da-dn2为100 V按照本系统保护整定新的母线电压及线路PT电压抽取原则的一般规定，其二次电压均取100/ V，由此可以断定，是由于线路PT抽头接线错误引起的同期

13、合闸不成功。电流互感器二次回路接线错误导致主变不正确动作（一）故障现象2007年某日，220 kV MT变电站1号主变间隙保护动作出口三侧开关跳闸。从1号主变高后备保护装置动作报文上得到如下信息：16时23分10秒216毫秒间隙过流启动16时23分10秒738毫秒间隙过流动作Ijo=2.65 1AT=521ms。该站未进行综合自动化改造，无法获取故障发生时的soe信息（二）故障处理从现场运行方式来看，故障发生时，1号主变高压侧、中压侧中性点处于接地运行状态，其高压侧间隙不应产生过电压而击穿，间隙CT也就不可能过电流，其高后备间隙过流保护为不正确动作（1号主变高压侧后备间隙过流定值为2.5 A/

14、0.5 s，零序方向过流I段定值为3.5 A/1.5 s）。工作人员到达现场后，通过查阅110 kV故障录波装置报告发现：16时23分10秒554ms，110 kV某线C-N故障，故障测距23.41 km。通过对1号主变故障录波报告的分析，录波启动时，1号主变N相二次电流达到5.78A。再对1号主变高压侧间隙进行检查，没有发现放电痕迹。110kV侧220kV侧10kV侧高零序CT高间隙CT中零序CT中间隙CT6G10G6LH7LH13LH14LH主变压器的零序电流回路和间隙电流回路因其电流互感器的安装位置均在变压器本体，所以其二次电流回路均是由各自互感器引至主变本体端子箱，再经端子排转接至保护屏。通