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【摘 要】电压互感器的类型和接线形式与其作用有关，反过来电压互感器的类型和接线方式就会影响着二次保护，如果对电压互感器的一、二次的配合有了错误的认识，在后续的运行中有可能会影响到装置保护的判断。本论文通过探讨220 kV xx变电站的一次保护角差异常告警的事件，找出了保护告警的原因，发现了电压互感器的接线和结构对保护正常运行的影响，由此避免以后由于对电压互感器结构的不熟悉对保护造成影响。
【关键词】电压互感器;同期;角差
引言
220kV xx站为敞开式GIS站，220kV 及110kV等级各母线均配置了一台三相电压互感器、220kV 及110kV等级线路均配置了一台单相电压互感器，连接于A相，各类电压互感器为不同厂家，容量不同，接线形式不同。110kV xx线路配置长园深瑞PRS-753D系列保护。110kV xx线路由于电网结构变化，在其两端变电站的保护装置更改过一次定值，在原有的定值中增加“投角差异常告警”的软压板。修改定值工作完毕，运行人员打算和调度汇报时，220kV xx站后台和110kV xx线路保护屏上突然出现了“角差异常告警”的告警信号。
1.现场情况
首先对后台进行检查。后台报文报“角差异常”告警，后台的母线电压检查情况正常，110kV 线路各个间隔检查正常。检查110kV xx线间隔的现场一次设备进行检查，检查情况正常;同时检查了110kV 区域，并无异常现象，设备正常。对二次设备进行检查，110kV xx线保护装置上显示“角差异常告警动作”，同时告警灯亮，保护没有出口动作。
2.问题分析
2.1“投角差异常告警”触发条件的分析
首先排除电压异常情况。根据上面的检查和后台数据的显示，全站的线路电压和母线电压数值显示正常。110kV xx线对侧端的220kV 变电站同时进行了定值修改，而保护没有出现“投角差异常告警”，证明线路没有发生故障，线路运行正常。
此时，联想到投角差与“检同期”功能相关，运行人员推测应该从“检同期”的二次回路开始检查。查看保护屏上同期电压，显示Ux数值为102V。对比同期电压Ux和A相电压Ua，电压幅值相差很大。采样值数据异常。
运行人员怀疑是否是装置内部误报，所以打算量一下装置内部电压。
现场运行人员查找图纸。110kV xx线通过线路出线的A相TYD采集电压量，A相TYD连接到了保护屏的1D16端子上，保护屏的1D16端子和1D17端子并联，一端去线路测控屏，一端去线路汇控柜。
用万用表的交流档测量1D16端子对地电压，为102.1V。而对侧站相应的电压为59.07V。
运行人员猜想是母线电压 UA 与线路电压 Ua 的实际接线与固定角度差定值不符导致，对电压互感器的二次接线进行检查。
2.2电压互感器的类型和测量的接线方式
对于测量方式，平时默认以57.7V电压来判断，电压互感器的二次绕组有多个，分别供保护、测量和自动装置使用。电压互感器的一次绕组可以接线电压或相电压，对应的二次绕组就有基本的两个额定值，一个是100V，另一个是100/ V，额定电压为100V的二次绕组在中性的直接接地系统输出数值不变;当一次电压为相与地之间的单相电压互感器，即接的是相电压时，二次电压为100/ V。
在配置上，220kV及以下双母线接线中，一般母线三相上都装设电压互感器，作保护等使用;需要监视和检测线路的电压时，则在线路某一项（一般是A相）装设单相电压互感器，此时输出的二次电压为100/ V，约为57.7V左右。一般检同期、无压用的电压互感器的一次电压都是采量母线单相电压，变比到二次侧为100/ V，即为57.7V左右。有时单相电压互感器在单相系统或者三相系统上可以接于A、B间的线电压。
此种接法，单相电压互感器的一次侧不能接地，二次绕组额定值为100V。
2.3电压互感器接线的检查
一般由于测量仪表和继电保护装置要求接入的电压不同，会相应的选择不同的电压互感器接线方式。对比对侧变电站的相同位置的端子，电压是59.2V，所以猜想由于电压互感器的接线方式不同导致二次电压数值不同，设置基准值也有所不同。电压互感器的接线是否取成线电压而非相电压，导致检同期出现电压不一致？根据图纸，A相TYD的引线A609II分别连接至线路保护屏和端子箱的U603端子，U603端子通过空开连接到电压互感器二次处的引线端子U601。
U601通过引线连接到电压互感器二次绕组的出线端”da”。
查找110kV 线路的电压互感器安装使用说明书，里面显示电压互感器的额定一次电压为100/ kV，额定二次电压为100/ V，剩余电压绕组的额定电压为100V。剩余电压绕组的出线标记为“da”，“dn”。
数据说明了单相电压互感器接线没有错误，不过二次电压并非从二次绕组中选取，而是从剩余电压绕组中选取电压量。
2.4同期电压定值的设定
查看装置同期电压的基准值，发现装置同期电压的基准值设定为“A相”，即定义抽取侧电压为57.7V，而实际显示和测量到的电压为102.1V，说明设定值与实际值不符，这将会导致同期压差有误。因为线路抽取侧电压的选择有不同的结果，一般线路二次侧抽取电压有57.7V和100V，两种电压有各自的计算方法和误差考虑。若同期控制字中定义抽取电压为57.7V，则在压差闭锁实验中，可以直接用母线电压与线路电压抽取电压的幅值差计算同期压差的闭锁值;若同期控制字中定义抽取侧电压为100V，则须将母线电压转化为100V，再用母线电压与线路电压抽取电壓的幅值差计算同期压差的闭锁值。而且两类电压分别从不同绕组引出，接线方式的不同也会带来检同期的相位差等方面的误差。因此，装置的同期电压抽取值应该满足输出二次为100V的条件。
3..故障恢复情况
经过修改，运行人员将同期电压由“A相”改为“A相100V”之后，“角差异常告警”信号消失。后台报文恢复正常，保护屏“告警”灯灭。
4.结论与总结
变电站同期部分的二次回路设计中，经常遇上断路器两侧电压由于接线方式不同而造成固有幅值差和相角差的情况，所以在设定保护定值，要考虑电压互感器的接线。另外，一般测控装置只用一相线路电压和母线电压进行比较，而 110KV 线路中只安装了单相电压互感器，所以在调试之前要先了解该电压互感器的安装相别，否则会因为测控装置内设置用于比较的相电压与实际电压互感器安装相不符而导致同期功能无法实现。
5.结束语
本次论文论述一起由于电压互感器接线原因发生的二次保护配合不当而出现的角差异常告警信号，通过排除故障的存在，查找二次端子接线，参照对侧站的情况，最后确定告警原因，解决故障。由于电压互感器取线看似简单，却关系到二次侧的电压的数值，影响保护设定和保护级别等将会发生变化，因而在二次保护的工作中要加以考虑，避免出现保护告警甚至是误动的现象。
参考文献：
[1]JDF3-110型气体绝缘金属封闭电压互感器安装使用说明书.北京伏安电气公司
[2]张全元.变电站运行现场技术问答
[3]张春辉.变电站测控装置同期功能的调试与应用[J].云南电业，2010（03）：35-36.
[4]农荣贵.变电站测控装置同期功能调试和运用的探讨[J].沿海企业与科技，2011（10）：81-83.
（作者单位：广东电网有限责任公司汕头供电局，）
【关键词】电压互感器;同期;角差
引言
220kV xx站为敞开式GIS站，220kV 及110kV等级各母线均配置了一台三相电压互感器、220kV 及110kV等级线路均配置了一台单相电压互感器，连接于A相，各类电压互感器为不同厂家，容量不同，接线形式不同。110kV xx线路配置长园深瑞PRS-753D系列保护。110kV xx线路由于电网结构变化，在其两端变电站的保护装置更改过一次定值，在原有的定值中增加“投角差异常告警”的软压板。修改定值工作完毕，运行人员打算和调度汇报时，220kV xx站后台和110kV xx线路保护屏上突然出现了“角差异常告警”的告警信号。
1.现场情况
首先对后台进行检查。后台报文报“角差异常”告警，后台的母线电压检查情况正常，110kV 线路各个间隔检查正常。检查110kV xx线间隔的现场一次设备进行检查，检查情况正常;同时检查了110kV 区域，并无异常现象，设备正常。对二次设备进行检查，110kV xx线保护装置上显示“角差异常告警动作”，同时告警灯亮，保护没有出口动作。
2.问题分析
2.1“投角差异常告警”触发条件的分析
首先排除电压异常情况。根据上面的检查和后台数据的显示，全站的线路电压和母线电压数值显示正常。110kV xx线对侧端的220kV 变电站同时进行了定值修改，而保护没有出现“投角差异常告警”，证明线路没有发生故障，线路运行正常。
此时，联想到投角差与“检同期”功能相关，运行人员推测应该从“检同期”的二次回路开始检查。查看保护屏上同期电压，显示Ux数值为102V。对比同期电压Ux和A相电压Ua，电压幅值相差很大。采样值数据异常。
运行人员怀疑是否是装置内部误报，所以打算量一下装置内部电压。
现场运行人员查找图纸。110kV xx线通过线路出线的A相TYD采集电压量，A相TYD连接到了保护屏的1D16端子上，保护屏的1D16端子和1D17端子并联，一端去线路测控屏，一端去线路汇控柜。
用万用表的交流档测量1D16端子对地电压，为102.1V。而对侧站相应的电压为59.07V。
运行人员猜想是母线电压 UA 与线路电压 Ua 的实际接线与固定角度差定值不符导致，对电压互感器的二次接线进行检查。
2.2电压互感器的类型和测量的接线方式
对于测量方式，平时默认以57.7V电压来判断，电压互感器的二次绕组有多个，分别供保护、测量和自动装置使用。电压互感器的一次绕组可以接线电压或相电压，对应的二次绕组就有基本的两个额定值，一个是100V，另一个是100/ V，额定电压为100V的二次绕组在中性的直接接地系统输出数值不变;当一次电压为相与地之间的单相电压互感器，即接的是相电压时，二次电压为100/ V。
在配置上，220kV及以下双母线接线中，一般母线三相上都装设电压互感器，作保护等使用;需要监视和检测线路的电压时，则在线路某一项（一般是A相）装设单相电压互感器，此时输出的二次电压为100/ V，约为57.7V左右。一般检同期、无压用的电压互感器的一次电压都是采量母线单相电压，变比到二次侧为100/ V，即为57.7V左右。有时单相电压互感器在单相系统或者三相系统上可以接于A、B间的线电压。
此种接法，单相电压互感器的一次侧不能接地，二次绕组额定值为100V。
2.3电压互感器接线的检查
一般由于测量仪表和继电保护装置要求接入的电压不同，会相应的选择不同的电压互感器接线方式。对比对侧变电站的相同位置的端子，电压是59.2V，所以猜想由于电压互感器的接线方式不同导致二次电压数值不同，设置基准值也有所不同。电压互感器的接线是否取成线电压而非相电压，导致检同期出现电压不一致？根据图纸，A相TYD的引线A609II分别连接至线路保护屏和端子箱的U603端子，U603端子通过空开连接到电压互感器二次处的引线端子U601。
U601通过引线连接到电压互感器二次绕组的出线端”da”。
查找110kV 线路的电压互感器安装使用说明书，里面显示电压互感器的额定一次电压为100/ kV，额定二次电压为100/ V，剩余电压绕组的额定电压为100V。剩余电压绕组的出线标记为“da”，“dn”。
数据说明了单相电压互感器接线没有错误，不过二次电压并非从二次绕组中选取，而是从剩余电压绕组中选取电压量。
2.4同期电压定值的设定
查看装置同期电压的基准值，发现装置同期电压的基准值设定为“A相”，即定义抽取侧电压为57.7V，而实际显示和测量到的电压为102.1V，说明设定值与实际值不符，这将会导致同期压差有误。因为线路抽取侧电压的选择有不同的结果，一般线路二次侧抽取电压有57.7V和100V，两种电压有各自的计算方法和误差考虑。若同期控制字中定义抽取电压为57.7V，则在压差闭锁实验中，可以直接用母线电压与线路电压抽取电压的幅值差计算同期压差的闭锁值;若同期控制字中定义抽取侧电压为100V，则须将母线电压转化为100V，再用母线电压与线路电压抽取电壓的幅值差计算同期压差的闭锁值。而且两类电压分别从不同绕组引出，接线方式的不同也会带来检同期的相位差等方面的误差。因此，装置的同期电压抽取值应该满足输出二次为100V的条件。
3..故障恢复情况
经过修改，运行人员将同期电压由“A相”改为“A相100V”之后，“角差异常告警”信号消失。后台报文恢复正常，保护屏“告警”灯灭。
4.结论与总结
变电站同期部分的二次回路设计中，经常遇上断路器两侧电压由于接线方式不同而造成固有幅值差和相角差的情况，所以在设定保护定值，要考虑电压互感器的接线。另外，一般测控装置只用一相线路电压和母线电压进行比较，而 110KV 线路中只安装了单相电压互感器，所以在调试之前要先了解该电压互感器的安装相别，否则会因为测控装置内设置用于比较的相电压与实际电压互感器安装相不符而导致同期功能无法实现。
5.结束语
本次论文论述一起由于电压互感器接线原因发生的二次保护配合不当而出现的角差异常告警信号，通过排除故障的存在，查找二次端子接线，参照对侧站的情况，最后确定告警原因，解决故障。由于电压互感器取线看似简单，却关系到二次侧的电压的数值，影响保护设定和保护级别等将会发生变化，因而在二次保护的工作中要加以考虑，避免出现保护告警甚至是误动的现象。
参考文献：
[1]JDF3-110型气体绝缘金属封闭电压互感器安装使用说明书.北京伏安电气公司
[2]张全元.变电站运行现场技术问答
[3]张春辉.变电站测控装置同期功能的调试与应用[J].云南电业，2010（03）：35-36.
[4]农荣贵.变电站测控装置同期功能调试和运用的探讨[J].沿海企业与科技，2011（10）：81-83.
（作者单位：广东电网有限责任公司汕头供电局，）