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　　2.1FT二次间tt性矩路引起零序过压保护误动2.1.1故障现象2001年5月3日13时22分，昌变3主变在更换微机保护装置过程中，发生屏顶llOkVB相小母线B630间性接地现象，4主变保护110kV侧零序过压保护动作，4主变三侧开关跳闸。

　　2.1.2保护动作情况分析4主变动作报文为：502msVomCK110.5V，对采样报及波形图分析：1101cVPT二次B相接地时，保护装置采样感受B相电压降为4.5V，A相和C相电压升高为76.8V，自产3U为110.IV.录波图同样反映出AC相电压升高，B相电压降低，开口3U没有电压。

　　（2〉从电压相位来看，AC相电压相位角由12（f变为85°左右，电压回路异常的示意如，等效电路回路如等效电路回路由上面分析可知，由于FT二次B相接地造成FT二次绕组4加了一个与B相同相位的偏移电压，引起AC相端图中：L（电缆芯长度）=180m p（电导系数）=578（电芯截面轵）=2.5 110kV电压互感器B相绕接地短路时110kV电压互感器B相熔断器未熔断，其熔断器熔断电流为15A，可见UOfcV电压互感器B相接地短路后短路电流小于15A.从采样值可知：UB在控制小母线处为4.5V，则接地电阻：i2根据录波图比例尺可知故障前系统电压EB：因B相短路在N‘600处产生了偏移电压，其相位与B同相位，则FTAC相控制室小母线处的端电压为：C相电动势）电压幅值升高，相位发生了变化，而造成4主变自产3U达到零序过压定值。

　　2.2FT回路两点接地引起零序过压保护课动2.2.1事故现象生接地故障，昌亚二线保护装置425m距离段、428ms零序段动作出口跳闸，经1491m重合闸出口，重合成功，与此同时，昌变110kV 1、2主变302m*高压侧零序过压保护时限（定值为104V/0.38）出口，跳开35kV昌热一、二线，502ms高压雩序过压保护第二时限（定值为104V/t）。58）出口，跳主变三侧开关，造成热电厂从系统解列，昌吉变10kV、35kV母线失压。

　　2.2.2从录波图和报文信息分析1、2主变跳闸的报文104.00V⑵录波图分析计算4745.96A⑶数据分析存在两个问埋系统故障二次开口零序电压为84.75V（换算到自产零序电压为48.9V），没有达到1、2主变芩序过压保护定值104V，而保护装置动作记录的电压值为109.5V和l（M.00V在昌亚二线开关跳闸以后，也就是故障量持续到473i后消失，并没有达到1、2主变高压侧零序过压时间定值0.5S，1、2主变高压侧零序过压不应出口跳1、2主变三侧开关。

　　2.2.3保护装置检及原因根据以上存在的两个问题，着重对装置的零序过电压保护和电压回路进行了检，分析情况如下：故障消失保护未返回2主变保护装置高压侧零序过压保护定值进行检中，发现当过压故障量的持续时间（比定值时间少25ms左右）并没达到时间定值500ms，但零序过压保护依然会延时25ms左右动作出口，而保护故庠报文均为502ms.具体测试方法如下：用昂立（ONLLY）试验台加人故障量持续时间为475ms，之后故障量返回（装置时间定值500ms），但保护装置并没有返回，依然以5021118时限动作出口，相应地改变零序过压保护时间定值和故障持续时间，均发现零序过压保护的时限和第二时限均有25ms左右延时动作现象，同时时限动作后没有点亮面板保护动作信号灯。

　　针对该装置零序过压保护动作存在25ms延时的现象，把保护试验情况对厂家进行了反映，厂家在试验室试验中也发现了此现只是告诉有lOmg左右的延时，有关保护动作延时的程序问题，厂家在进行研究找。

　　保护自产3U采样值与PT开口3U不相符问题。

　　在主变保护装置电压回路检过程中，发现10kVn段FT的N600接地现象，停电检发现10kV段FT的二次小套管Xd处由于瓷套松动、破裂与箱壁接触，绝缘破坏造成接地，该点与电压回路N600接地点（昌变10kV、35kV、110kV、220kV电压互感器二次N600在220kV控制室?点接地）之间形成了PT两点接地。

　　通过计算分析主变保护自产3U =57.8V，考虑向量计算可知：也就是说，因PT二次N600两点接地，在昌亚二线故障时，在考虑相位影响下，只要两点之间的偏移电位差在215~51.代之间，就可能造成1、2主变自产311达到故障报文信息的109V.根据国际大电网会议工作组数据，横向电位差可能大值为10V/kA，在昌亚二线4745A故障电流下可能产生偏移电压为47.45V. 2.2.4谈动原因⑴CST231型主变保护装置在零序过压保护时间定值的程序设计上存在严重缺陷，造成故障持续时间与保护动作时间存在25ms延时，使保护动作时间不能够K合。

　　⑵PT的二次N600按反措要求是一点接地，但由于10kVFT的N600引出线接地，形成FT两点接地，在系统故障大电流穿越下，形成两点电位差。

　　2.3保护装置配线N600开路引起零序过压保护谩动2.3.1事故现象保护工作人员在电压切换屏进行PT二次电压线工作时，造成1主变保护装置的N600瞬时开路，引起1主变302ms高压侧零序过压保护时限（定值为104V/0. 3s）出口，502ms高压侧零序过压保护第二时限（定值为104V/0.5S）出口，跳主变三开关。

　　2.3.2保护动作信息分析⑴保护动作报文为：从动作信息可以看出，110kVFT二次电压回路异常持续了502ms，自产零序过压3U（3U=UA+UB+uC）达到115.50V，大于定值104V，保护动作达到定值。

　　⑵从故障采样值及还原波形来看：a、自产3U基本与UB电压同相位，相差18°。b、UA、UB、UC电压的相位发生了变化，之间相角不再为120，Ub= 2.3.3动作原因分析诱发因素是保护人员在接电压切换屏N600端子时发生1主变N600端子松动，保护装置的N600瞬时开路，装置二次电压回路中性点因断线而悬浮。因110kV母线电压（二次侧不平衡）和装置UA、UB、UC电压变换绕组负载不可能完全平衡，在N600上产生电压偏移，保护装置对电压采样的基准点是以CN600对地0V为基准，装置N'600感受的电压Un，为：+（。+0c.Zc）/（ZA+知+Zc）⑴保护装置采样感受的电压为：装置采样零》检，i主变4vrc插件的CUP2（高压侧后备保护）零漂值如下：采样篼高离高中通道零漂其电压、电流零漂超出技术规范要求，离标准要求偏差较大（电压<0.5电流《0.2），而保护装置的电流电压求和自检功能投人，在装置采样不平衡状态下没有报瞥。

　　模拟保护装置N600断线，对零漂异常和零漂正常VFC插件的采样值进行计算分析。

　　由于110kVPT的母线电压、保护负载与棋拟时有所变化，棋拟过程中零漂异常的VFC零序过压保护未动作（98V），如1主变110kV电压回路负载中性点不平衡电压再增加5.7V即可达到31故障电压值（115.5V）。通过零灌异常与正常VFC插件的对比来看，因零潇正常的VFC插件，在相同试验模拟条件下，其自产3UQ电压值相差达到33V左右，即使母线电压及电压回路负载发生变化，3U不可能达到过压定值。

　　电压偏移的原因分析：对保护装置UhUhUc回路棋拟不同的负载情况下，由采样数据可以看出：偏移电压相位与负载重的一相同方向偏移，造成采样后的负载重的一相电压低，负载与电压的不平衡度决定了中性点电压的偏移度和相位。

　　FT电压不平衡度决定中性点电压的偏移度，中性点大偏移电压为1/2.在中性点断线情况下，自产31大电压为160. 72V，此时发生回路异常，自产零序过压3U就可能有如下动作：发生一相断线（如A相断线，Ua VTC电压通道零漂偏移导致3U电压合成后，误差大，而该装置正常PT回路断线报警门槛为20V，导致零漂异常而保护装置未警。

　　因装置N600开路悬浮，在装置N600上产生偏移电压，造成装置感受到的电压相位发生变化，产生了自产3U电压。

　　继电保护现场电压回路工作，在N600中性线开路的情况下，发生任一相电压回路短路或开路，保护装置中性点将大偏移57/2V（自产3U=160.72V），变压器零序过压保护装置将在这种状态下误动，这点对保护现场工作人员尤其要引起注意。

　　3零序过电压保护存在的问题及应对措施3.1从保护装置的技术完善角度分析从这几起零序过压保护误动情况来看，（21系列变压器微机保护在原理上和软件程序细节上，有下列问题需要解决与完善：主变零序过压保护应取自FT开口3U，以PT开口3U为整定值动作判据，以自产3U为启动与闭锁条件，两条件同时满足时零序过电压保护才动作，可靠地防止因PT二次回路异常而造成零序过压保护误动。从昌变1 -4主变改为开口3U0的运行情况来看，运行是稳定可靠的。

　　PT断线报替门应与110kV线路相同，从丨0A+0B+（IC|>20V调整为丨（IA+0B+（IC|>8V，同时取开口3U0做比较，可靠地发现因FT二次电压波动异常而报警闭锁保护误动出口。

　　零序过压保护在故障未消失的情况下有25n*提前动作出口现象，厂家应在进行动棋试验中找程序逻辑判断处理。

　　变压耨保护VFC采样零漂异常应具有与门槛比较的报警功能，以便于VFC采样回路偏置电压回路出现异常时能够及时发现。

　　3.2从运行维护的检与管理角度分析3.2.1变压器零序过压保护应采用PT开口3U0，目前仍采用自产31的变压IS零序过压保护装置，应尽快改造。

　　3.2.2加强微机保护装置电压电流回路求和自检功能的全面测试，把保护装置零漂、刻度的检作为保护定检的重要项目，确保采样回路异常时能够及使报警，对发现异常的装置及时进行零漂的调整及其校验，防止因零漂引发采样误差。

　　3.2.3应加强PT二次回路的安全措施，严禁PT二次回路相间和相对地短路，对110kV以上电压回路且保护有自产31过压保护的装置，采取PT回路工作退出相应过压保护的强制性措施。应随着保护装置改造与换型工作，年定期测试FT的二次交流负栽，检FT保险熔断器分级配置是否合理，确保电压系统故障时熔断器能够正确动作，防止故扩大。

　　3.2.4应认真执行和落实（继电保护反措要求〉中有关FT回路的反故措施要求，加强FT?点接地的维护与管理，严禁两点或多点接地。开口三角的N600与L630应与星端分开，从开关现场到控制室应单独布置在一根电缠内，且开口N600在室内与星端N600?点接地，防止感应载流分压而造成L630电压和星端电压异常而引发保护装置误动和拒动。

　　3.2.5应加强开口L630的维护，定期测试L630与N600的完好性，防止因L630与N600短路而正常运行发现不了，造成零序过压保护（110kV及以上线路保护）拒动和误动。在L630上检修维护工作，应严防交流电压施加到L630端造成二次电压反送而引发电压异常造成保护误动。

　　3.2.6变压器零序过压保护及110kV及以上线路保护定检与安装中，应测试装置电压回路负载阻抗，相间平衡度应在5范围以内，模拟装置在系统运行电压下N600回路断线情况下，检测保护装置电压采集及动作与报罾是否正常，及时发现装置N600回路影响的程度安全与否。3.2.7加强保护动作时间的检ft，在新装置安装检验中采取类似ONLY试验仪具有故障持续时间控制功能的仪器，在0.9TDZ和1.05TOZ棋拟故障置下保护装置出口动作情况，检测装置时间逻辑及程序控制的正确性和可靠性。

　　4结束语变压器零序过压保护从现场运行可靠性来看，应采用FT开口3U，同时应加强PT二次回路的维护与管理工作，特别是要认真执行继电保护反措要求，防止PT中性线断线及FT两点接地、短路，避免引发PT回路异常造成的保护误动，同时特别注意加强采样回路完好性的日常检工作。

　　根据（新炻维吾尔自治区十一五“规划及2020年远景目标>，我区计划在”十五“后期开工建设一座100MW整装风力发电厂，力争在”十五“末投运；结合目前我区风力发电前期工作进展情况，十一五”期间再建设2座100MW整装风力发电厂。到2010年，我区风电总装机将达到405MW，约占总装机容量的3.2.“十二五”期间新增风电装机200MW，“十三五”期间新增风电装机400MW，到2020年，新疆风电总装机容量达到1005MW，约占总装机容量的4.1.达坂城风区风能资《量表风区风区面积有效风能密度年平均风速有效风速时间淘藏量可装机容董（km）（千瓦h/m2）（m/s）（h/年）（亿千瓦K/年）（MW）达坂城谷地风区15001500 -30005.0-6.25500-65002504200整装100MW风电厂分别由国电集团、华电集团和北京国投节能公司投资建设。

　　6结束语达板城风区距乌鲁木齐核心电网近，而且日风速变化曲线和风电厂日发电曲线变化规律与新疆主电网日负荷曲线很相似，具有一定的自然调峰能力，开发条件较好，是近期新疆风电开发的主要基地。目前，国电集团、华电集团及北京国投节能公司等几家均计划在风区内相继建近年来，风力发电在世界范围内得到了迅猛的发展，设规棋不等的风电装机容量，并初步规划了风场建设范围技术的进步使得新装的机组大部分为变速恒滔风力发电及规模。风电一场计划2004年底装机容量达到39.1MW，机组，其中绝大多数又是双馈感应发电机系统。作为电网风电二场装机89MW，风电三场计划2004年开工建设30MW装机，国电公司计划2004年申请30MW装机容量，于电网系统的影响就凸现出来，还有待不断的进行深人的探讨。