继电保护事故案例及分析课件.ppt

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1、继电保护事故继电保护事故案例及分析案例及分析2023/1/12一、一、误整定二、二、误碰三、误接线四、保护装置问题五、电流、电压互感器及其回路的相关问题六、继电保护通道问题七、工作电源问题八、二次回路干扰九、回路绝缘损坏内容提要内容提要2023/1/121、整定错误造成的断路器重合不成（1）事故简述1990年7月9日，某电厂220kVI回线发生B相接地短路，G厂侧零序电流灵敏和不灵敏一段动作，经选相元件跳开B相断路器并重合成功。L厂侧零序电流二段动作，经选相元件跳开B相断路器。未重合，最终三相跳闸。（2）事故分析由于负荷电流较大，相跳闸后，非全相零序电流大于零序电流三段定值。故障前因通道问题唯

2、一高频保护退出运行，重合闸时间改为2.0。零序电流二段动作时间改为1.5S，零序电流三段时间为3.5。系统接线如上图一。因此零序电流二段动作后，经2.0S发出相合闸脉冲前，零序电流三段保护动作跳开三相断路器。一、继电保护误整定事故EEGLIII2023/1/121、整定错误造成的断路器重合不成（3）事故教训保护定值整定人员修改定值时未考虑到在线路非全相零序电流大于零序电流三段电流定值的情况下，保护的零序电流二段、零序电流三段及重合闸三者动作时间的配合问题。（4）采取对策在单套高频保护停用的情况下，如果系统稳定允许，可将重合闸时间改为1.8S；或将零序电流三段时间定值延长至3.8秒。一、继电保护

3、误整定事故2023/1/122、系统运行方式改变，保护定值未修改造成保护误动（1）故障经过：1）故障前方式：泰斗5293线由泰斗线5031单开关供电运行，泰斗/斗牌5032开关检修。2）保护动作情况：2005年4月20日16点36分，泰斗5293线短引线1、2保护动作出口，泰斗线5031开关三相跳闸。3）现场检查情况：斗山侧泰斗5293线短引线保护动作时区外发生故障，本线有穿越的故障电流，其中C相电流达到了0.535A，超过短引线保护动作定值（0.5A），5031与5032开关间的短引线保护异常动作出口，跳开了5031开关。一、继电保护误整定事故2023/1/12现场仔细检查保护装置后发现：5

4、031与5032开关间的短引线保护装置RXHL菜单里的输入设置如下：ConfigurationBinInput：（逻辑配置开关量输入）一、继电保护误整定事故BinInp（开关量输入）12ResetLED（信号灯复归）ChActGrp（改变定值组）Block I（相过流）Block I（相速断）Block In（中性点过流）Block In（中性点速断）从中可以看出BinInput 1（第一个开关量输入）在逻辑里没有配置闭锁相过流保护（Block I），故短线保护一直在投入状态，在电流大于动作值时短线保护动作出口，跳开了5031开关。2023/1/12（2）原因分析：2004年1月4日，斗山站内

5、的5031与5032开关经过站内启动正常后投运，此时泰斗5293线路还没有完好，因此在泰斗5293线路投运前需要将5031与5032开关间的短引线保护投入，作为线路正式启动前5031与5032开关间的主保护。但是在执行定值的说明1“本保护受闸刀辅助接点控制”时，因为出线闸刀处于非正常运行方式，为了使短线保护能可靠地投入，因此按照说明2“本保护正常时停用，当开关间元件停役而相应开关仍然运行时，用上短线保护”的要求进行执行。为了实现这个要求将BinInput1（第一个开关量输入）在逻辑配置里设置成不闭锁相过流保护（BlockI），这样短引线保护在泰斗5293线路正式投运前的相当一段时间内就能实现一

6、直投入的状态，不再受出线闸刀辅助接点等外回路的影响。一、继电保护误整定事故2023/1/12（2）原因分析：2004年11月泰斗5293线正式启动投运前，由于停电时间较短，停电期间的工作安排中除了线路保护两侧对调及保护带负荷复校外没有关于短线保护的工作任务，此时没有新的保护整定通知单，再加上定值单中没有涉及到逻辑配置方面的定值，值班员能核对到的定值是与定值单相符合的。在启动过程中按照方案要求解除或投入5031与5032开关间的短线闭锁只是通过外回路的临时措施来实现的，也没有涉及到短线保护的逻辑配置。在全部试验结束线路正式投运后，根据试验方案的要求恢复了外回路的临时措施，保护投入正常的运行。理论

7、上在泰斗5293线路正常运行时，短线保护应该受线路出线闸刀合闸状态的影响而自动退出，而实际上短线保护一直处于投入状态，最终造成了本次的异常跳闸。一、继电保护误整定事故2023/1/12（3）吸取的教训：对长期处于临时状态的分部投运的设备应该做好与运行单位的详细的交接和备忘记录，并在调试的后续方案中有所体现。试验单位对生产单位管理流程依赖性较强，试验单位应在积极配合生产单位工作的同时，加强对危险点的分析，在自身的技术流程中加强对关键点的细化控制。各参建单位在工作中应加强沟通，发现问题应及时向主管及相关部门进行反映，如本次发现的无法正常整定的问题应及时与调度相关部门联系。（4）建议：为了让基层单位

8、更好地理解和执行调度部门的意图，建议定值整定单能够更加细化，对影响保护关键功能的控制字或逻辑配置的状态应在定值单中有所体现，对保护的内部的所有功能都应有明确的定值。一、继电保护误整定事故2023/1/121继电人员误传动，造成五条运行线路跳闸（1）事故简况1990年10月10日，沈阳电业局苏北变电所66kV苏烟线停电，继电一班接该所低频减载装置跳苏烟线断路器的控制电缆。工作完成后，第一次做相互动作时，短时间短接P3H1-3、1Pu2-4触点，动作信号掉牌并响警报，但断路器未跳闸，继电人员将4Pn出口中间开盖手按衔铁，66kV苏烟线及10kV苏吴线(运行线路)跳闸。运行人员将苏吴断路器合上。随后

9、，继电人员将频率保护盘上跳苏吴线断路器连接片接开，再次进行短接P3H1-3，1Pu2-4触点试验，造成10kV西郊线、砂轮二线、南郊线、浑河线等四条运行线路断路器跳闸。二、继电保护误碰事故2023/1/121继电人员误传动，造成五条运行线路跳闸（2）事故原因及暴露问题继电人员没有认真执行安规(变电)中有关工作票制度，图省事，没有签发本身工作票，将作业人员加入检修班，而检修班的工作票里没有写继电人员作业的安全、技术措施，是发生事故的主要原因。运行人员没有认真审查工作票，违反安规“工作许可人继电人员第二次试验时，已误跳了10kV苏吴线，本应立即停业试验，查明原因，但他继续误做第三次试验，是发生误跳

10、4条配电线路事故的直接原因。事故暴露出继电人员安全思想不牢，不能认真执行规程，工作中极不负责。二、继电保护误碰事故2023/1/121继电人员误传动，造成五条运行线路跳闸（3）防范措施1)继电人员作业时，必须签发工作票，如在检修工作票内工作时，应有专项继电的安全技术措施。2)继电人员进行调试工作时，必须断开相邻保护的连接片，还应特别注意断开不经连接片的跳、合闸线及与运行设备安全有关的连线。3)要加强对继电人员的技术、业务培训，提高其安全观念、技术素质。二、继电保护误碰事故2023/1/122、甩开电缆不包扎短路机组掉闸（1）事故经过2002年4月15日11时07分，某水电厂检修人员在进行岩沙线

11、保护改造工作中，由于没能做好安全措施，造成了#4机出口开关04QF误跳闸事故。4月15日11时07分，运行值班人员发现#4机出口开关04QF跳闸，#4机负荷由260MW降至0，同时#1、#3机由AGC调节将全厂总负荷带回484MW。检查监控系统及#4机保护柜无任何保护动作信号。当时检修人员正在保护室进行岩沙线保护改造的甩线工作。经全面检查，没有发现明显异常，估计为检修人员作业时造成。生产部组织有关人员再对现场的安全措施进行检查无误后，11时17分，重新将04QF准同期并网，#4机带负荷正常。二、继电保护误碰事故2023/1/12（2）原因分析1）工作负责人对改造方案不熟悉，对安全防范措施和危险

12、预控考虑不周，缺乏事故预想；在开工前没能根据工作任务及当时的运行方式，做好具体的工作计划和安排，没能全面向工作班成员讲解有关的安全注意事项；工作人员在进行岩沙线保护改造的过程中，在甩开5042QF保护柜电缆后，没有对已甩开的有关电缆头及时进行包扎、隔离，造成在5042QF保护柜甩完线后整理电缆时，5042QF失灵保护跳#4机出口开关04QF回路的两线头（105，133）短接，04QF跳闸，机组甩负荷。是造成此次事故的直接原因。2）严重的管理混乱，工作票签发人对改造方案不熟悉，也没能要求工作负责人认真熟悉改造方案，制定出相应的具体的工作计划和施工方案；在签发工作票时没有跟工作负责人交待清楚所应注

13、意的安全注意事项，在此次事故中负有一定的责任。3）工作班成员对改造方案不熟悉，在5042QF保护柜甩线、整理工作中，安全防范措施考虑不足，安全意识不强，没能按规定要求进行测量、包扎，造成线头误短接，04QF跳闸。二、继电保护误碰事故2023/1/12（3）防范措施1）工作负责人首先要熟练掌握、工作人员要熟悉改造方案，全面做好具体的工作计划和安排，全面向工作班成员讲解有关的安全注意事项；在临时离开工作现场时，要明确指定人员负责监护。2）对照图纸资料，结合一次设备的运行方式制定施工方案。在明确所做工作的具体内容及所需运行条件的基础上，逐条列出保证安全的继电保护措施票，其具体内容应含有以下部分：退出

14、相关保护装置，标明退出原因，并指出具体操作顺序；退出保护开关及压板，应写明正确的名称及编号，指明操作顺序；断开跳闸回路，写明正确回路标号及具体位置；在交流回路上工作，回路标号应事先核对，实际接线应与图纸相符，并写在措施票中，保证相关CT回路不能开路和PT回路不能短路，电压回路不能接地或触及其它导体及其措施。带有电压的导体裸露部分一定要指定专人监护下用绝缘材料包严。二、继电保护误碰事故2023/1/123）在继电保护安全措施票的技术审批上，要建立各级审批程序。由工作负责人负责填写，班长初审，分场专工或生产部室专工审批，复杂保护安全措施票应由总工程师或生产副厂长批准，形成一个逐级审批，层层把关的管

15、理机制，如发现措施票中有不清楚或错误的地方，在审核过程中就能加以更正，在继电保护安全措施票的执行与恢复上：在工作前做安全措施时，应认真对照已审批过的安全措施票逐条执行，并在执行栏签名，工作结束后，恢复系统时，逐条在“恢复”栏签名，如在执行过程中有与实际不相符的，经核实后，在措施票上进行修改。4）要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，开展危险点分析工作，严格执行各项安全措施，防止继电保护“误碰、误整定、误接线”事故的发生。5)加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，提高继电保护队伍水平；对继电保护反措的落实情况进行全面的检查总结，及时排除隐患，确保设备的健康运行；充分发挥继电保护技术监督手段

16、，按照依法监督、分级管理、行业归口的原则，实行技术监督、报告责任制和目标考核制度。二、继电保护误碰事故2023/1/121、一起主变保护误动分析与处理（1）事故经过：2001-01-05，青溪水电厂运行值班员接令进行厂用电的倒闸试验操作。10:18，在分开段厂用电开关402的瞬间，3号主变保护的重瓦斯、压力释放、绕组温度高、油温高等非电量保护同时动作，将运行中的3B变压器高、中压侧开关2203、103同时跳开(3号主变低压侧未投运)，致使双溪水电厂3台12MW机组脱离主网。（2）事故分析：1）主变检查结果：从3号主变瓦斯继电器本体内未放出气体；当时绕组温度为44，而绕组温度高保护的动作温度是1

17、20；当时变压器上层油温为44，而油温高保护的动作温度是85；压力释放阀周围未见有油溢出。另取3号主变本体、油枕、瓦斯继电器油样化验也未见异常。三、继电保护误接线事故2023/1/121、一起主变保护误动分析与处理以上检查结果均表明此次3号主变保护动作的性质应为误动。保护误动的原因可能是装置本身的问题，也可能是外界干扰造成的。事故发生后对3号主变保护装置做了全面检查，但未发现异常，所以误动的原因只能是外界干扰了。2）故障录波图的分析结果:3号主变高中压侧电压、电流波形都正常;3号主变的高中压侧开关2203、103跳闸时间与段厂用电开关402的分闸时间正好吻合；3号主变保护动作开关量的录波图是一

18、系列以20ms为周期，23ms为脉宽的信号，而工频信号的周期正好是20ms通过对录波图的分析可以确认，造成3号主变保护误动的原因就是工频干扰源。而工频干扰源要进入3号主变的非电量保护有2种途径，一是通过控制电缆进入，二是通过直流电源系统进入。三、继电保护误接线事故2023/1/123)检查控制电缆3B125电缆将重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、绕组温高、油温高等开关量信号从3号主变引入3号主变保护。正常运行情况下测量3B125电缆每根芯线的对地电压，发现19回路对地有220V交流电压(3号主变保护的接点19，29的作用是启动备用冷却器)、重瓦斯回路对地有32V的电压、其它回路对地有1012V的电压。

19、即3B125电缆中有交、直流回路同时存在的情况，这种设计是与反事故措施的规定相抵触的。将19，29回路同时从3号主变冷却器控制箱交流电源侧解开，再对3号主变的重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、绕组温高、油温高等回路进行测量，结果这些回路的交流干扰电压消失了，说明应避免将交、直流回路安排在同一根电缆里，否则会给保护的直流逻辑回路引入交流干扰信号。从重瓦斯05回路加入工频交流电压，并从0起升压，当电压升到130V时，3号主变的重瓦斯、压力释放、绕组温高、油温高这4个非电量保护立即动作，与1月5日的情况一致。三、继电保护误接线事故2023/1/12倒换3号主变冷却器的工作电源(由、段厂用电供应)，模拟厂用电

20、的倒闸操作，以观察倒换操作时交流干扰信号会不会增大到使保护误动。结果发现不管怎么倒换3号主变冷却器的工作电源，其非电量保护就是不动作，说明3号主变保护误动并非由于3B125电缆同时存在交、直流回路而引起。引起3号主变保护误动的交流干扰信号也不会是电缆外界的电磁场，因为所有电缆都有铜屏蔽，并且屏蔽层都已两端接地。4)检查直流:正常运行时测量3号主变保护的直流工作电源并未发现有交流分量，但倒换厂用电操作中，切开段厂用电开关402时，却从3号主变保护的直流工作电源中测到了220V的交流电源分量。220V直流电源中的220V交流电源是从何而来的呢？2001-01-20，运行值班员在进行事故照明电源的切

21、换时3号主变的重瓦斯、压力释放、绕组温高、油温高，这4个非电量保护再次动作。幸好此时3号主变非电量保护的出口已经解开，未造成误跳2203、103开关的事故。再做事故照明电源的切换试验时，从3号主变保护直流工作电源中测量到了220V的交流电源的分量。三、继电保护误接线事故2023/1/12青溪水电厂的事故照明电源由380V三相交流电源和直流220V电源组成。平时由交流电源供电，当交流电源消失时自动切换为220V直流电源供电。事故照明的交流电源由段厂用提供，当段厂用电开关402分闸时，事故照明因交流电源消失而自动切换至由220V直流供电。而不幸的是在事故照明的A相交流回路中存在寄生的由段厂用提供的

22、交流220V电源,此寄生的交流电源并未因402开关的分闸而消失,并在全厂220V直流系统中引入了220V的交流电源分量,使3号主变非电量保持因此而误动。三、继电保护误接线事故2023/1/12（3）整改措施及建议：3号主变保护发生误动，跳开2203、103开关的事故原因是电厂事故照明系统的交流回路中存在寄生的交流电源，寄生解除后事故隐患就排除了。电厂必须吸取教训加强对事故照明系统的管理，严禁在事故照明系统的交流回路中接入任何其它负荷或电源；建议改造事故照明系统，取消事故照明的交流部分，增设一套独立的常规照明系统，正常情况下由交流供电的常规照明系统提供照明，在常规照明系统的交流电源消失后，自动切

23、换为由直流供电的事故照明系统提供照明，以彻底消除寄生交流电源对直流系统、保护装置的影响。建议厂家对LEP-974C非电量保护装置作一些改进，以提高其抗干扰能力。通过此次检查还发现3号主变保护电缆内同时存在交、直流回路的隐患，必须增设电缆将交流控制回路独立出来。三、继电保护误接线事故2023/1/122、改造工程中漏改线，造成保护误动（1）事故简述1999年2月2日11时47分，某变电站进行500kV2号母线母差及失灵保护校验时，误跳一中间断路器，造成该站一条500kV线路停电。该站的主接线形式为32接线，事故发生前，该站的500kV2号母线处于在检修状态，该母线上各断路器均处于断开位置，误跳闸

24、的500kV线路在该站通过5032断路器与系统相连。当继电保护人员校验、传动2号母线的母差保护时，5032断路器的失灵保护被误启动(误跳闸的500kV线路正常运行，电流启动条件具备)，5032断路器跳开，造成该线路停电。三、继电保护误接线事故2023/1/122、改造工程中漏改线，造成保护误动（1）事故简述1999年2月2日11时47分，某变电站进行500kV2号母线母差及失灵保护校验时，误跳一中间断路器，造成该站一条500kV线路停电。该站的主接线形式为32接线，事故发生前，该站的500kV2号母线处于在检修状态，该母线上各断路器均处于断开位置，误跳闸的500kV线路在该站通过5032断路器

25、与系统相连。当继电保护人员校验、传动2号母线的母差保护时，5032断路器的失灵保护被误启动(误跳闸的500kV线路正常运行，电流启动条件具备)，5032断路器跳开，造成该线路停电。（2）事故分析经查：1994年该站对500kV母线的第三串进行改造，增加5033断路器，由不完整串恢复完整串时，未将母差保护启动5032断路器失灵回路改为启动5033断路器失灵，此次2号母线母差保护校验时，因误跳线路的负荷电流已达到了失灵保护的启动值，导致了5032断路器误跳，一条500kV线路停电。事故检查发现：该站另一串也存在同样问题，此次仅因失灵保护电流未达到启动值，而侥幸未动。三、继电保护误接线事故2023/

26、1/122、改造工程中漏改线，造成保护误动（3）采取对策此次事故引起了各级领导和继电保护专业人员的高度重视，在认真总结事故经验教训的同时，充分认识到保证设计、施工质量，保证验收质量以及图纸与实际相符的重要性，加强了继电保护的全过程管理和技术监督工作。对已运行的设备利用停电、校验等机会重新进行了核查，同时对设计、施工、调试及验收等工作进一步细化了工作程序和质量标准，使新设备投入改造工程中的各项工作有章可循，在保证质量方面做到了制度化和规范化，避免同类事故的重复发生。（4）经验教训1）基建验收工作是保证继电保护装置在运行中正确动作的重要环节，而做好验收工作的关键在于提前做好生产准备工作，参加验收的

27、人员在验收时对设备及其相关回路做到心中有数，才能真正保证验收乃至整个工程的质量，保证电力系统的安全稳定运行。三、继电保护误接线事故2023/1/122）合理的工期安排也是保证施工质量的重要因素之一，工期安排的过长，不利于资金的合理使用，势必也要影响到资金投入的回报。但是如果只是一味地盲目压缩工期，甚至压缩必要的验收工期，则很可能使施工质量受到严重影响，在造成事故时，由其所带来的经济损失及政治影响可能无法弥补。本次事故的外因之一便是工期紧、任务重，验收人员没能为验收工作做好充分的准备，从而留下了事故隐患。3）基建工程的设计、审核应充分考虑对运行设备进行改造时的困难，尽量安排阶段性规模的整体投入。

28、为本次事故留下隐患的改造工程就是由于1991年变电站投产时，该站500kV第三串的第二条出线当年不能完成，为节约当年的投资计划、缩短建设周期而决定少上一组断路器，1994年第二条线路具备投产条件时方对该串设备进行改造完善。由于设计图纸的不完整，给改造施工带来较多的困难，加上部分改线工作需要在带电设备上进行，客观上为遗留隐患提供了条件。三、继电保护误接线事故2023/1/122、主变空投时差动保护误动（1）事故经过：2003年8月，某220kV变电站#1主变，投运一年后进行常规预试检修。该主变为180MVA容量的自耦变压器，配置了双重化主变微机保护（其中一套主保护为二次谐波制动原理的比率差动保护

29、，另一套为波形对称制动原理的比率差动保护）。当主变复役合闸送电时，二套差动保护同时出口跳闸。因此，现场运行及检修人员进行了详细的检查和分析工作，致使该主变比计划时间推迟了3小时恢复送电。（2）事故分析：主变系合肥ABB公司生产的180MVA自耦变压器其型号：OSFPSZ9-180MVA/220kV；额定容量180/180/90/40MVA；额定电压：220*（+10，-6）*1.25/118/37.5kV；接线组别：YN,a0，yn0，d11；额定档位下的短路电压：H-M9.33%H-L31.45%M-L19.96%；Po50.999kW，Io0.06%；三侧差动保护用电流互感器：220kV侧

30、型号I0SK-245变比1200/5，110kV侧型号I0SK-123变比1200/5，35kV侧型号LAB6-40.5WG变比2000/5。四、保护装置问题2023/1/12四、保护装置问题差动保护的ABC相差电流波形 2023/1/12通过波形可以看出A、B两相差流为明显的励磁涌流波形。C相差流在刚开始的第一个周波内为明显的对称波形（与故障波形很相似），在后面连续的几个周波中，波形中间逐渐出现歪头，表明二次谐波有一定含量。C相差流的幅值最大，有效值可达1倍Ie（Ie为变压器的二次额定电流）。该主变的差动保护动作定值为0.8Ie，二次谐波制动系数为0.15。四、保护装置问题2023/1/12

31、C相差流的二次谐波含量在10%以上，且逐渐变大，最后才达到14%以上。在最初0-20m的第一个周波和80-100ms的最后一个周波内，由于全波傅氏算法的计算数据窗暂态，二次谐波含量是有较大误差。根据上述二次谐波含量的分析图，可以看出由于C相差流的励磁涌流判据中的二次谐波含量小于二次谐波闭锁整定值（整定值为15%）。而稳态比率差动的动作门槛大于制动门槛，因此稳态比率差动保护动作。C相涌流的初始波形对称性极好，第二套波形对称制动原理比率差动保护也出口跳闸。最后，造成了二套不同涌流制动原理的差动保护同时跳闸的罕见现象。四、保护装置问题2023/1/12（3）防范措施：对变压器空投时，短时投入涌流交叉

32、闭锁的逻辑。交叉闭锁的时间可以在现场通过人为整定，如：整定闭锁时间为40-80ms。这对防止变压器空充过程中可能出现的励磁涌流特征不明显所导致的比率差动误动作情况有明显的效果，40-80ms的闭锁时间过后，差动保护依旧按相独立开放；采用设置二套保护定值的方法来减少空投涌流对于差动保护的影响。具体做法是：在主变合闸冲击时，启用一套临时保护定值，适当提高差动保护的门槛值（如1.0-1.3Ie），和适当降低二次谐波闭锁涌流定值（如：10左右），以增加躲避涌流的可靠性和对涌流判断的灵敏度。相应将冲击侧（一般为主变高压侧）后备保护定值降低，将复合电压闭锁过流保护的电流定值整定为0.6-1.0Ie；时间降

33、低为0.3-0.5s；同时解除复合电压闭锁逻辑，以增大后备保护反映主变内部故障的灵敏性和快速性。待主变冲击正常后，带负荷前再启用正常保护定值。四、保护装置问题2023/1/122、220kV线路单相故障误跳三相（1）事故经过：2001年10月29日16：00某变电站与电厂的220KV联络线路保护（接地距离1段、方向零序1段、高频闭锁零序及相差高频保护）动作三跳，未重合，造成该变电站与系统主力电厂解环运行。对侧电厂的保护是A相跳闸A相重合。事后，组织的线路事故寻线发现故障是由于瞬时A相接地（道路施工吊车碰线）造成。而该变电站侧的线路重合闸实际上为“单重”方式，线路单相瞬时性故障应重合一次。因此，

34、这是一起由于该变电站保护不正确动作而影响了系统的安全稳定运行的严重异常。该变电站侧线路保护配置为WXB-11C微机保护+JGX-11D晶体管相差动高频保护，JGX-11D由WXB-11C保护的“N”端子开入经WXB-11C综重选相出口跳闸。WXB-11C的重合闸方式为“单重”方式，即单相故障单相跳闸单相重合；相间故障、二相接地及三相故障均三相跳闸不重合。由该变电站侧的WXB-11C故障打印报告、故障录波图均表明是该220KV线路A相接地故障（A相故障电流为7720A）。为什么误动?四、保护装置问题2023/1/12（2）事故分析：首先，我们分析了该变电站侧WXB-11C保护装置的故障打印报告，

35、事故总报告如下：15msIo1CK25ms1ZKJCK26msGBIoCK56msNT3CK由这份报告我们可以看出引起三跳的保护是经WXB-11C“N”端子选相出口的保护，即JGX-11D相差动高频保护。相差动高频保护本身不具备选相功能，这样看来是WXB-11C综重的选相元件出了差错，同样的选相元件在对侧电厂却正确动作了。通过对电厂和该变电站二侧的故障录波图的对比分析，发现二侧开关的动作时间有较大的差异：电厂侧A相开关在故障发生后60ms左右跳开，而该变电站侧开关是在故障发生后90ms左右三相跳闸。当对侧电厂侧A相开关跳闸后，对于该变电站侧而言，在这30ms的时间内，实际上是A相发生了接地又断

36、线的复故障。变电站侧非故障的B、C二相上也出现了一定的故障电流，变电站侧录波图测出B、C二相故障电流约1080A，相位与A相故障电流相位相反。四、保护装置问题2023/1/12WXB-11C保护综重内的选相元件仅提供给外部保护（如：JGX-11D相差动高频保护等）出口选相使用。其选相原理为故障初始采用相电流突变量选相，随即改由阻抗选相直至故障切除。综重内共设置了6个阻抗选相元件即：Za、Zb、Zc、Zab、Zbc、Zca，这6个阻抗选相元件在故障发生后不断的进行测量。在故障发生60ms内，二侧的保护测量及选相都是正确的。对侧电厂A相开关跳开后，变电站侧WXB-11C综重内的Zb、Zc、Zbc不

37、会动作（因为此时的Zb、Zc方向为反向；B、C相故障电流数值接近，方向相同，因此Zbc测量为负荷阻抗）。但Zab、Zca则可能动作。正是Zab、Zca的选相动作导致了“NT3CK”（“N”端子开入保护出口三跳）。四、保护装置问题2023/1/12理论分析计算如下（忽略实际负荷电流）：电厂（侧）变电站（侧）四、保护装置问题二侧系统短路阻抗及电气参数（Ub=230kVSb=1000MVA）：电厂侧：Z1xt=j0.06329Z0 xt=j0.09173变电站侧：Z1xtII=j0.1551Z0 xtII=j0.2725以故障点为界二侧线路阻抗：2023/1/12电厂侧：Z1L=0.03352+j0

38、.16943Z0L=0.25723+j0.4412变电站侧：Z1LII=0.01538+j0.07777Z0LII=0.1181+j0.09173Z1=Z1xt+Z1L=0.03352+j0.23272Z0=Z0 xt+Z0L=0.25723+j0.53292Z1II=Z1xtII+Z1LII=0.01538+j0.23287Z0II=Z0 xtII+Z0LII=0.11807+j0.47501Z1=Z1+Z1II=0.0489+j0.46559Z0=Z0+Z0II=0.3753+j1.00793变电站侧故障相电流计算：IA=3E（2Z0+Z1）/(（Z0II+2Z1II）(2Z0+Z1）-2

39、（Z0II-Z1II）2)=8344.5-82.11o(A)四、保护装置问题2023/1/12IAB=IA-IB=9183.3-82.59o(A)ICA=IC-IA=9183.397.41o(A)UAB=23030o(KV)UCA=230150o(KV)ZAB=UAB/IAB=25.05112.59o（）ZCA=UCA/ICA=25.0552.59o（）由理论计算验证：此时AB相阻抗正处于选相阻抗（WXB-11C保护装置综重选相阻抗动作区为-15o115o，定值为50）临界动作区，而CA相阻抗则完全处于选相阻抗动作区。这就是“NT3CK”的原因。四、保护装置问题变电站侧健全相电流计算：IB=I

40、C=3E（2 Z0+Z1）/(（Z0 II+2 Z1II）（2 Z0+Z1）-2（Z0 II-Z1II）2)=841.992.77o(A)2023/1/12五、电流、电压互感器及其回路的相关问题6、500kVCF变变220kV母差保护误动作分析母差保护误动作分析（1）事故简述2006年3月7日9时43分，CS2996线两侧（500kVCF变和220kVSL变）两套线路保护均动作跳闸，SL变侧开关B相跳闸，重合不成跳三相，CF变侧开关三相跳闸，不重合。同时，500kVCF变220kV段母线母差保护动作，运行于段母线的CB2992开关（负荷潮流68MW）、CY2994开关（负荷潮流128.8MW）

41、、CS2996开关（负荷潮流106.4 MW）、CL2949开关（负荷潮流92.5MW）、CY2K22开关（负荷潮流-66.3MW）、#2主变2502开关（负荷潮流314.9MW）以及、段母联2530开关，、段母联2550开关，220kV旁路2520开关均跳闸，220kV段母线失电。（2）事故分析事发后，查看二次保护动作情况如下：CS2996线两套线路保护均动作，保护动作光字牌亮。LFP-902保护打印显示：高频主保护动作（D+、O+），距离段动作（Z1），21ms时保护B相出口跳闸，58ms时三相跳闸；PSL602保护打印显示：纵联保护B跳出口动作，接地距离段动作，57ms时三相跳闸，重合闸

42、未动作；PSL631A失灵装置显示0ms时失灵重跳B相，50ms时失灵重跳A、C相。2023/1/12五、电流、电压互感器及其回路的相关问题 220kV段母线母差保护（段母线母差保护（REB-103）动作情况：后台机显示）动作情况：后台机显示“差动保护动作跳闸差动保护动作跳闸”信号，信号，220kV段母线母差保护屏上段母线母差保护屏上“TRIP L1”(母差动作跳母差动作跳A相相)指示灯亮，已跳开指示灯亮，已跳开500kVCF变变220kV段母线所有元件。段母线所有元件。通过读取通过读取CF变变DFR1200故障录波装置内的录波波形，并根据现故障录波装置内的录波波形，并根据现场情况初步判断为场

43、情况初步判断为2996线路线路B相故障，故障电流一次值达相故障，故障电流一次值达36000A以上，线路保护正确动作，但在故障发生至以上，线路保护正确动作，但在故障发生至58ms时时段段母线母差母差保护也动作发跳闸令。造成母线母差母差保护也动作发跳闸令。造成段母线上段母线上9个开关跳个开关跳闸，并闭锁了闸，并闭锁了CS2996开关的重合闸。开关的重合闸。相关技术人员对相关技术人员对CS2996线进行三相线进行三相CT励磁特性曲线测试，均励磁特性曲线测试，均满足要求；交流电流回路绝缘测试在满足要求；交流电流回路绝缘测试在15M以上，满足要求。以上，满足要求。相关技术人员又对相关技术人员又对220k

44、V母差保护进行检查。母差保护进行检查。首先，校核母差保护的动作电流、启动电流和首先，校核母差保护的动作电流、启动电流和CT断线告警定值，断线告警定值，均在正常范围内。均在正常范围内。2023/1/12五、电流、电压互感器及其回路的相关问题通过现场分析讨论，开始针对性地核对检查相关图纸和二次回路。通过现场分析讨论，开始针对性地核对检查相关图纸和二次回路。发现发现220kV“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”内端子排内端子排X421：4端子（辅助端子（辅助小流变三次回路的小流变三次回路的IN回路）一端接线，另一端为空。根据原理该回路）一端接线，另一端为空。根据原理该端子的另一侧应该与端子的另一侧应

45、该与“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”内辅助小流变三次内辅助小流变三次回路的回路的IN连通，但实际连通，但实际“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”内辅助小流变三内辅助小流变三次回路的次回路的IN引至引至“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”的二次线却接在的二次线却接在“段段母线母差保护屏母线母差保护屏”的的X411：4端子上（该端子另一端也为空），端子上（该端子另一端也为空），X421：4与与X411：4二者相差一排端子，未连通。再查找二次端二者相差一排端子，未连通。再查找二次端子排竣工图，发现现场情况与图纸设计一致。子排竣工图，发现现场情况与图纸设计一致。随后进行了采用负荷电流模拟单相穿越性

46、故障（将所有元件的随后进行了采用负荷电流模拟单相穿越性故障（将所有元件的A、C相电流回路短接退出，仅保留相电流回路短接退出，仅保留B相负荷电流进入母差保护回路）相负荷电流进入母差保护回路）验证检查是否在验证检查是否在A、C相差动元件中产生分流，结果确有分流现象。相差动元件中产生分流，结果确有分流现象。2023/1/12五、电流、电压互感器及其回路的相关问题根据以上试验现象分析认为：由于根据以上试验现象分析认为：由于“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”内内IN线未与线未与“段段母线母差保护屏母线母差保护屏”内辅助小流变三次回路的内辅助小流变三次回路的IN线连通。当线连通。当CS2996线路近端线

47、路近端B相相接地故障时，安装于接地故障时，安装于“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”上而实际运行于上而实际运行于段母线的段母线的2502#2主变和安装于主变和安装于“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”上而实际运行于上而实际运行于段母线的段母线的2K21车姚线所提供的车姚线所提供的B相穿越性故障电流不能通过相穿越性故障电流不能通过N线正常返回，而通过线正常返回，而通过220kV段母线母差保护屏内段母线母差保护屏内A、C相差动回路返回。又由于相差动回路返回。又由于A相差动动作电流相差动动作电流较灵敏，而本次较灵敏，而本次CS2996线路近端故障，故障电流大，达到了母差保护的动作线路近端故障，故障电

48、流大，达到了母差保护的动作值，造成出口跳闸。现场将值，造成出口跳闸。现场将“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”内辅助小流变三次回路的内辅助小流变三次回路的IN和和“段母线母差保护屏段母线母差保护屏”内辅助小流变三次回路的内辅助小流变三次回路的IN连通后，该分流现象连通后，该分流现象消失。消失。CF变变220kV母差保护屏于母差保护屏于2001年年4月投运，其间在月投运，其间在2002年和年和2005年各校验了一年各校验了一次，试验结果均为合格。投运至今，接线方式一直都是双母单分段未有变动，次，试验结果均为合格。投运至今，接线方式一直都是双母单分段未有变动，、母硬连接作为一段母线，母硬连接作为一

49、段母线，“段母线母差屏段母线母差屏”内目前有三个单元，分别内目前有三个单元，分别是是2K21CY线、线、2K22CY线、以及线、以及2520旁路开关，其中旁路开关，其中2K21CY线、线、2K22CY线线投运于投运于2004年年12月。其间也发生过多次月。其间也发生过多次220kV出线故障（最近一次为出线故障（最近一次为2005年年8月发生的月发生的2992CB线线A相故障），但故障电流较本次故障小，因此未出现类似的相故障），但故障电流较本次故障小，因此未出现类似的误动。由于正常运行中误动。由于正常运行中IN没有电流流过，故无法通过带负荷测试来检测到该回没有电流流过，故无法通过带负荷测试来检测

50、到该回路。而工程验收和定期校验时，也存在漏洞，导致事故发生。路。而工程验收和定期校验时，也存在漏洞，导致事故发生。2023/1/12五、电流、电压互感器及其回路的相关问题（3）经验和教训）经验和教训通过本次母差保护误动的调查分析，我们认为需要吸取的教训和采取的措施有：通过本次母差保护误动的调查分析，我们认为需要吸取的教训和采取的措施有：1）对于继电保护专业必须强调从设备选型、工程设计等源头开始的全过程管理；）对于继电保护专业必须强调从设备选型、工程设计等源头开始的全过程管理；2）工程安装调试期间必须对二次回路进行认真细致的查线核对，对每一条回路）工程安装调试期间必须对二次回路进行认真细致的查线