繼電保護事故分析(輸電線路)

1、前 言隨著我國電力工業(yè)的快速發(fā)展，電網(wǎng)規(guī)模的不斷擴大，網(wǎng)絡(luò)密集程度逐步提高。電力輸電線路時刻受到影響，特別是輸電線路受到雷擊的威脅較大。因此，電力變壓器在運行中可能發(fā)生各種類型故障或出現(xiàn)不正常的工作狀態(tài)。它的故障對電力系統(tǒng)的安全連續(xù)運行會帶來嚴重影響。 電力系統(tǒng)和繼電保護技術(shù)的不斷發(fā)展和安全穩(wěn)定運行，給國民經(jīng)濟和社會發(fā)展帶來了巨大動力和效益。但是，電力系統(tǒng)一旦發(fā)生故障，如果不能及時有效控制，就會失去穩(wěn)定運行，使電網(wǎng)瓦解，并造成大面積停電，給社會帶來災(zāi)難性的后果。因此電網(wǎng)繼電保護和安全自動裝置應(yīng)符合可靠性、安全性、靈敏性、速動性的要求。繼電保護是保障電力設(shè)備安全和防止及限制電力系統(tǒng)長時間大面積停

2、電的最基本、最重要、最有效的技術(shù)手段。因此，加強繼電保護的設(shè)計和整定計算，是保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的重要工作。本次設(shè)計的任務(wù)主要包括電力輸電線路的故障分析、分析電力輸電線路的繼電保護配置，通過綜合分析，采取措施，統(tǒng)籌兼顧，達到保證電網(wǎng)安全經(jīng)濟運行的目的。 目 錄前 言目 錄1摘 要1第1章 繼電保護的概述11. 1 繼電保護的基本任務(wù)11.2 整定計算的基本任務(wù)11.3 整定計算的基本要求3第2章 輸電線路繼電保護配置72.1 輸電線路保護的類型72.2 22KV線路保護主配置8第3章 輸電線路繼電保護事故分析113.1 新增線路故障引起母線差動保護誤動分析113.2 220KV線路保護繼電保護

3、拒動事故133.3 220 kV 線路繼電保護誤動事故18后 記28參考文獻29摘 要電力是當今世界使用最為廣泛、地位最為重要的能源之一,電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行對國民經(jīng)濟、人民生活乃至社會穩(wěn)定都有著極為重大的影響。電力系統(tǒng)繼電保護是反映電力系統(tǒng)中電器設(shè)備發(fā)生故障或不正常運行狀態(tài)而動作于斷路器跳閘或發(fā)生信號的一種自動裝置。電力系統(tǒng)繼電保護的基本作用是：全系統(tǒng)范圍內(nèi)，按指定分區(qū)實時監(jiān)測各種故障或不正常運行狀態(tài)，快速及時地采取故障隔離或告警信號等措施，以求最大限度地維持系統(tǒng)穩(wěn)定、保持供電的連續(xù)性，保障人身的安全、防止或減輕設(shè)備的損壞。為保證電力輸電網(wǎng)的安全可靠運行，所以對其繼電保護，可靠性等性能要求

4、極高。本設(shè)計結(jié)合實際案列對運行中的輸電線路繼電保護事故進行分析，改進。關(guān)鍵詞：輸電線路；繼電保護；電力系統(tǒng)；第1章 繼電保護的概述1. 1 繼電保護的基本任務(wù)(一) 當被保護的電力系統(tǒng)元件發(fā)生故障時，應(yīng)該由元件的保護裝置迅速準確地給距離故障元件最近的斷路器發(fā)出跳閘命令，使故障元件及時從電力系統(tǒng)中斷開，以最大限度的減少對電力元件本身的損害，降低對電力系統(tǒng)安全供電的影響，并滿足電力系統(tǒng)的某些特定要求。(二) 反映電氣設(shè)備的不正常工作狀態(tài)，并根據(jù)不正常工作情況和設(shè)備運行維護條件的不同發(fā)出信號，以便值班運行人員進行處理，或由裝置自動的進行調(diào)整，或?qū)⒛切├^續(xù)運行而會引起事故的電氣設(shè)備予以切除，反應(yīng)不正常

5、工作情況的繼電保護裝置容許帶一定的延時動作。 1.2 整定計算的基本任務(wù) 整定計算是針對具體的電力系統(tǒng)，通過網(wǎng)絡(luò)計算工具進行分析計算、確定配置的各種系統(tǒng)保護的保護方式、得到保護裝置的定值以滿足系統(tǒng)的運行要求。整定計算是繼電保護工作中一項非常重要的內(nèi)容，正確、合理的進行整定計算才能使系統(tǒng)中的各種保護裝置和諧的一起工作，發(fā)揮積極的作用。 （1） 整定計算的具體任務(wù) (1) 繪制電力系統(tǒng)接線圖； (2) 繪制電力系統(tǒng)阻抗圖； (3) 建立電力系統(tǒng)設(shè)備參數(shù)表； (4) 建立電流，電壓互感器參數(shù)表； (5) 確定繼電保護整定需要滿足的電力系統(tǒng)規(guī)模及運行方式變化限度； (6) 根據(jù)已有的保護裝置，計算保護

6、定值，編制定值通知單； (7) 對定值通知單進行管理； (8) 編寫整定方案報告書，著重說明整定原則問題，整定結(jié)果評價， 存在的問題及采取的對策等。 (9) 根據(jù)整定方案，編制系統(tǒng)保護運行規(guī)程（說明）； (10) 處理日常運行的保護問題； (11) 進行保護的動作統(tǒng)計與分析，做出專題分析報告； (12) 參加系統(tǒng)發(fā)展保護設(shè)計的審核。 （二） 整定計算的工作步驟 (1) 收集必要的參數(shù)與資料（保護圖紙、設(shè)備參數(shù)等）。 (2) 按照調(diào)度管轄范圍，根據(jù)需要與定值接口單位交換數(shù)據(jù)。 (3) 根據(jù)調(diào)度或方式部門提供的電網(wǎng)運行方式，選擇短路類型，選擇分支系數(shù)的計算條件； (4) 結(jié)合系統(tǒng)情況，確定整定計算

7、的具體原則。 (5) 進行短路故障計算，得到短路計算結(jié)果； (6) 進行整定計算，對整定結(jié)果分析比較，選出最佳方案，選取整定值并做出定值圖； (7) 歸納出存在的問題，并提出運行要求； (8) 畫出定值圖； (9) 編寫整定方案說明書，一般應(yīng)包括以下內(nèi)容： 考慮的系統(tǒng)方式，廠、站方式，變壓器中性點接地方式安排； 繼電保護的配置情況； 繼電保護整定的基本原則，特殊考慮的問題； 系統(tǒng)圖、阻抗圖、整定配合圖、重合閘方式； 正常運行安排、存在的問題及運行注意事項； 提供給接口單位的系統(tǒng)綜合阻抗、接口定值。 1.3 整定計算的基本要求 繼電保護有四個基本要求，即可靠性、選擇性、靈敏性、速動性，要全面考慮

8、。在某些情況下，“四性”的要求有矛盾不能兼顧時，應(yīng)有所側(cè)重；片面強調(diào)某一項要求，都會導致保護復雜化、影響經(jīng)濟指標及不利于運行維護等弊病。整定計算尤其需要處理好四性的協(xié)調(diào)關(guān)系。 (1) 可靠性 要求保護裝置處于良好狀態(tài)，隨時準備動作。保護裝置的誤動作是造成正常情況下停電、事故情況下擴大事故的直接根源，因此必須避免，用簡單的話來說，就是“該動的就動，不該動的不動”，即不誤動、不拒動。 保護的可靠性主要由高質(zhì)量的保護裝置、合理的設(shè)計、可靠的安裝調(diào)試、精心的運行維護來保證。 整定計算中，主要通過制定簡單、合理的保護方案來保證。另外在運行方式變化時應(yīng)注意對定值進行調(diào)整以確保保護系統(tǒng)可靠動作。 (二) 選

9、擇性 選擇性是指當電力系統(tǒng)發(fā)生故障時，繼電保護裝置應(yīng)該有選擇性地切除故障部分，讓非故障部分繼續(xù)運行，使停電范圍盡量縮小。首先由故障線路或元件本身的保護切除故障，當上述保護或開關(guān)拒動時，才允許相鄰保護動作。繼電保護選擇性的滿足，主要由整定計算來考慮，通過正確整定保護裝置的動作值和動作時間來實現(xiàn)，即通常說的靈敏度和動作時間配合，其原則是從故障點向電源方面的各級保護，其靈敏度逐級降低，其動作時限逐級增長。 時限配合：上一級保護時限比下一級保護時限要大，所大的時限差，即為時限級差。此時限級差視不同的配合情況選取不同的數(shù)值。一般情況下，高精度時間元件的保護之間相互配合的級差采用0.3S；與差動及瓦斯保護

10、、縱聯(lián)保護、橫差保護等之間配合的級差采用0.4S，定時限與反時限保護配合的級差采用0.5S。 保護范圍配合：也叫靈敏度有配合。保護裝置對被保護對象的故障反應(yīng)有一定的范圍，上一級保護的保護范圍應(yīng)比下一級相應(yīng)段保護范圍為短，即在下一級保護范圍末端故障時，下一級保護動作，上一級保護不動作這叫做范圍有配合。 選擇性是繼電保護中的一個很重要的問題，一般不允許無選擇性產(chǎn)生。如不能做到應(yīng)該按照相關(guān)規(guī)程進行處理，并盡量減小不配合導致失去選擇性帶來的危害。 (3) 靈敏性在保護裝置的保護范圍內(nèi)發(fā)生故障，保護反映的靈敏程度叫靈敏性，習慣上常叫靈敏度。靈敏性用靈敏系數(shù)來衡量。靈敏系數(shù)指在被保護對象的某一指定點(通常

11、指被保護對象的末端)發(fā)生金屬性短路，故障量與整定值之比(反映故障參量上升的，如過電流保護)或整定值與故障量之比(反映故障參量下降的，如低電壓保護)。主保護的靈敏系數(shù)僅考慮對被保護設(shè)備（本級），后備保護的靈敏系數(shù)則主要考慮的是對相鄰設(shè)備（下一級）。校驗靈敏度，應(yīng)根據(jù)不利正常（含正常檢修）運行方式和不利故障類型（一般僅考慮金屬性短路和接地故障）計算，要求靈敏系數(shù)不能低于規(guī)定值，對各種保護靈敏系數(shù)的規(guī)定，詳見繼電保護和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程（GB/T 14285-2006）。校驗靈敏度應(yīng)注意的幾個問題: (1) 計算短路電流較小的短路類型。例如，零序電流要以單相接地或兩相接地進行比較,相電流穩(wěn)定值以三

12、相短路與兩相短路相比較。 (2) 選擇可能出現(xiàn)的最小運行方式，重點在于被檢驗保護反映靈敏度最小的那種方式。例如，多電源變?yōu)閱蝹?cè)小電源的情況。 (3) 經(jīng)Y/接線變壓器的不對稱短路相電流電壓的分布發(fā)生改變，對不同接線、不同相別(A、B兩相或B、C兩相或C、A兩相)、不同相數(shù)的保護裝置反映靈敏度則不同。 例如：YN,d11接線變壓器d側(cè)AB相短路時，電流電壓的分布為： Y側(cè)各相電流的分布規(guī)律是兩故障相中的滯后相電流最大，數(shù)值上為側(cè)故障相電流的2/1.732倍，其它兩相電流大小相等、方向相同，數(shù)值上為側(cè)故障相電流的1/1.732倍。 Y側(cè)各相電壓的情況是兩故障相中的滯后相電壓總為零（當忽略變壓器內(nèi)部

13、壓降時），或者很小。另兩相電壓總是相等。 (4) 負荷電流對保護的靈敏度有影響，對于短路點較遠的短路，因為分支負荷端電壓較高，還吸取一定的負荷電流，因而減小了短路支路的電流。某些容量較大的同步電動機，短路開始瞬間(對速動保護)可向短路點送出短路電流，因而又增大了短路支路的電流。 (5) 兩側(cè)電源及環(huán)狀網(wǎng)路中的相繼動作能使靈敏度改變。 (6) 在一套保護中有幾個元件時，其各元件靈敏度要求是不同的，其中靈敏度最低的代表該套保護的靈敏度。 (7) 考慮保護動作過程中靈敏度的變化，例如失靈啟動元件，應(yīng)分別校驗?zāi)嘎?lián)開關(guān)跳開前后的靈敏度。 (4) 速動性短路故障引起電流的增大、電壓的降低，保護裝置快速地斷

14、開故障，有利于減輕設(shè)備的損壞程度，為負荷創(chuàng)造盡快恢復的條件，提高發(fā)電機并列運行的穩(wěn)定性。為了提高速動性，一是配置快速保護；二是可通過合理的縮小動作時間級差來提高快速性；三是正確地采用先無選擇性和后用重合閘補救相結(jié)合的措施，或備用電源自投的方式。例如:線路變壓器組、分段保護等。(五) 合理解決“四性”的矛盾繼電保護的四性在整定計算中非常重要，在制定保護系統(tǒng)方案中常常很難同時滿足四個基本要求，整定計算工作很重要的一部分就是對四性進行統(tǒng)一協(xié)調(diào)。(1) 可靠性與選擇性、靈敏性、速凍性存在矛盾。例如保護裝置的環(huán)節(jié)越少、回路越簡單可靠性越高，但簡單的保護很難滿足選擇性、快速性、靈敏性的要求。(2) 選擇性

15、與靈敏性存在矛盾。例如，對于電流保護，提高整定值可以保證選擇性，降低整定值才能保證靈敏性，尤其是大、小方式相差較大時，很難同時滿足二者的要求。(3) 選擇性與速動性存在矛盾。時間越長越容易保證選擇性，但無法滿足速動性的要求。 對于四性的矛盾，要具體分析電網(wǎng)的實際情況進行合理的取舍，具體原則如下： a.地區(qū)電網(wǎng)服從主系統(tǒng)電網(wǎng)； b.下一級電網(wǎng)服從上一級電網(wǎng)； c.局部問題自行消化； d.盡可能照顧地區(qū)電網(wǎng)和下一級電網(wǎng)的需要； e.保證重要用戶供電。第2章 輸電線路繼電保護配置2.1 輸電線路保護的類型 （一）電流保護對于輸電線路來說，在正常運行時，每條線路上都流過由它供電的負荷電流，越靠近電源端

16、，負荷電流越大。假定在線路上發(fā)生三相短路，從電源到短路點之間將流過很大的短路電流。利用流過被保護元件中電流幅值的增大，可以構(gòu)成過電流保護。 （二）低電壓保護在輸電線路正常運行時，各變電所母線上的電壓一般都在額定電壓±5%±10%范圍內(nèi)變化，且靠近電源端母線上的電壓略高。短路后，各變電所母線電壓有不同程度的降低，離短路點越近，電壓降得越低，短路點的相間或?qū)Φ仉妷航档偷搅?。利用短路時電壓幅值的降低，可以構(gòu)成低電壓保護。 （三）距離保護同樣，在正常運行時，線路始端的電壓與電流之比反映的是該線路與供電負荷的等值阻抗及負荷阻抗角(功率因數(shù)角)，其數(shù)值一般較大，阻抗角較小。短路后，線路

17、始端的電壓與電流之比反映的是該測量點到短路點之間線路段的阻抗，其值較小，如不考慮分布電容時一般正比于該線路段的距離(長度)，阻抗角為線路阻抗角，較大。利用測量阻抗幅值的降低和阻抗角的變大，可以構(gòu)成距離(低阻抗)保護。 （四）差動保護利用每個電力元件在內(nèi)部與外部短路時兩側(cè)電流相量的差別可以構(gòu)成電流差動保護，利用兩側(cè)電流相位的差別可以構(gòu)成電流相位差動保護，利用兩側(cè)功率方向的差別可以構(gòu)成方向比較式縱聯(lián)保護，利用兩側(cè)測量阻抗的大小和方向等還可以構(gòu)成其他原理的縱聯(lián)保護。利用某種通信通道同時比較被保護元件兩側(cè)正常運行與故障時電氣量差異的保護，稱為縱聯(lián)保護。它們只在被保護元件內(nèi)部故障時動作，可以快速切除被保

18、護元件內(nèi)部任意點的故障，被認為具有絕對的選擇性，常被用作220KV及以上輸電網(wǎng)絡(luò)和較大容量發(fā)電機、變壓器、電動機等電力元件的主保護。2.2 22KV線路保護主配置（1） 主保護 220 kV 及以上超高壓線路保護主要采用以高頻方向和高頻閉鎖距離保護為主的微機型雙線路保護, 縱聯(lián)通道采用電力線載波或微波通道。這種保護曾作為高壓線路保護的主要模式被大量采用, 為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行發(fā)揮了巨大的作用 。光纖縱聯(lián)保護采用光纖通信作為縱聯(lián)保護的通道方式, 取代傳統(tǒng)的高頻載波通道, 具有較高的可靠性和安全性。本文采用的是配置1 套光纖電流差動和1 套光纖方向( 距離) 保護, 分別使用的是南京南瑞保

19、電氣有限公司的RCS-931B 高壓微機線路保護裝置和北京四方繼保自動化股份有限公司的CSC-101B 數(shù)字式超高壓線路保護裝置。1. RCS-931B 保護裝置RCS-931B 保護裝置是由微機實現(xiàn)的數(shù)字式超高壓線路快速保護裝置, 可用作220 kV 及以上電壓等級輸電線路的主保護及后備保護。RCS-931B 包括以縱聯(lián)分相差動和零序差動為主體的快速主保護, 由工頻變化量距離元件構(gòu)成快速I 段保護, 由三段式相間和接地距離及四個延時段零序方向過流構(gòu)成全套后備保護。RCS-931 分相電流差動保護具有靈敏度高、動作速度快、安全可靠, 不受系統(tǒng)運行方式影響等特點, 表現(xiàn)在: （1）變化量差動繼電

20、器, 由于只反映故障分量, 不反映負荷電流, 因此靈敏度高, 動作速度快; （2）零差保護引入了低制動系數(shù)、經(jīng)電容電流補償?shù)姆€(wěn)態(tài)相差動選相元件, 靈敏度高, 在長線經(jīng)高阻接地時也能選相跳閘; （3）所有差動繼電器的制動系數(shù)均為0.75, 并采用了浮動的制動門檻, 抗TA 飽和能強; （4）裝置采用了經(jīng)差流開放的電壓起動元件, 負荷側(cè)裝置能正常起動; （5）差動保護能自動適應(yīng)系統(tǒng)運行方式的改變; （6）裝置能實測電容電流, 根據(jù)差動電流驗證線路容抗整定是否合理。 RCS-931B 用光纖傳輸模擬信號和命令信號,可以使用專用通道或與通信復用通道, 利用電力線作為傳輸媒介, 具有高安全性和可靠性,

21、是我國電力調(diào)度和繼電保護最普遍使用的通道。適用于重要的同桿并架雙回線, 以保證跨線故障僅切除故障相。2. CSC-101B 保護裝置CSC-101A/ B、CSC-102A/ B 數(shù)字式超高壓線路保護裝置, 適用于220 kV 及以上電壓等級的高壓輸電線路, 其主要功能包括縱聯(lián)距離保護、縱聯(lián)方向保護、三段式距離保護、四段式零序保護、綜合重合閘等。 CSC-101B 縱聯(lián)距離保護裝置,由縱聯(lián)距離構(gòu)成主保護，由三段式距離保護和四段式零序保護構(gòu)成后備保護。其配置有縱聯(lián)方向距離元件、縱聯(lián)零序方向元件及負序方向元件, 縱聯(lián)方向距離保護包括接地方向距離元件和相間方向距離元件, 負序方向元件主要用于在振蕩閉

22、鎖中與縱聯(lián)方向距離元件配合, 以快速切除各種多相故障和單相接地故障?？v聯(lián)零序方向元件靈敏度較高, 可作為高阻接地故障時對縱聯(lián)方向距離保護在靈敏度上的補充。（2） 后備保護對于220 kV 及以上電壓等級電力系統(tǒng)的線路繼電保護, 一般采用近后備保護方式, 即當故障元件的一套繼電保護裝置拒動時, 由相互獨立的另一套繼電保護裝置動作切除故障; 而當斷路器拒動時, 啟動其失靈保護, 斷開與故障元件所接入母線相連的所有其他連接電源的斷路器。有條件時可采用遠后備保護方式, 即故障元件對對應(yīng)的繼電保護裝置或斷路器拒絕動作時, 由電源最鄰近的故障元件的上一級斷電保護裝置動作切除故障。1. 距離保護 以阻抗測量

23、元件構(gòu)成的保護為距離保護, 而主要反映大電流接地系統(tǒng)接地故障的保護為接地距離保護, 相間距離、接地距離都是距離保護, 即都要遵循Z = U/ I 的公式。相間距離和接地距離的I、II、III 段的配合同普通的三段式距離保護基本一致, 分別用于切除相間故障和單相接地故障。2. 大接地電流系統(tǒng)的零序保護 在電力系統(tǒng)中, 一般110 kV 及以上電壓等級的電網(wǎng)都采用中性點直接接地方式, 這類電網(wǎng)稱中性點直接接地電網(wǎng), 又稱大接地電流系統(tǒng)。在這種電網(wǎng)中, 線路接地故障占線路全部故障的80% 90%。當發(fā)生接地短路時, 將出現(xiàn)很大的零序電流、零序電壓, 而正常運行情況下, 它們是很小的。因此, 利用零序

24、電流、零序電壓來構(gòu)成的接地短路保護, 就有顯著優(yōu)點。第3章 輸電線路繼電保護事故分析3.1 新增線路故障引起母線差動保護誤動分析（一）事故經(jīng)過 2006年4月26 日, 拜城電廠五臺機組并列運行, 總負荷99MW , 35k V I . II段母線并列運行, 母聯(lián)分段斷路器3 550在合位。19 : 49 分, 電氣主控室事故喇叭響,“ 35kvI母動作0 光字亮, 35k V I .II 母所有連接元件及母聯(lián)斷路器跳閘"事故發(fā)生后, 對35k V母線進行了全面檢查, 并搖側(cè)35KV l.II 段母線絕緣, 檢查結(jié)果一切正常" 后供電單位巡線檢查, 發(fā)現(xiàn)故障點為35 kV

25、3552煤礦線引出線約50 米處因大風刮倒樹木引起線路相間短路。（二） 事故分析1. 分析過程事故發(fā)生后, 對此次母差保護誤動事故從多方面進行了調(diào)查! 分析! 排除, 最終找到了35k V母線保護誤動事故發(fā)生的原因" (1) 經(jīng)調(diào)查, 事故發(fā)生時無檢修及保護人員在相關(guān)回路上工作, 首先排除了人為誤動的可能.(2) 通過分析發(fā)現(xiàn), 此線路未配置速斷保護, 只配置了限時速斷和過流保護,初步判斷故障原因是35kv 母線保護為電磁型, 保護裝置陳舊! 落后, 運行年限已長達17年, 當線路近端發(fā)生短路故障時, 線路本身無速斷保護,不能及時切除障, 母線保護裝置抗外部穿越性故障電流能力差, 引

26、起母差保護誤動作. 但通過對母線差動保護原理分析, 并對母線差動保護回路進行差流測試, 發(fā)現(xiàn)正常運行時, 母線保護差電流競達0 .26 A , 這一測試結(jié)果說明, 保護裝置自身缺陷引起誤動的可能性不大, 35kv 母線差動保護回路接線可能存在問題" (3) 首先對35kv母線差動保護外回路進行檢查, 包括緊固電流回路端子排螺絲及回路極性! 接線正確性檢查,檢查中發(fā)現(xiàn)35 KV 3552 煤礦線路未接入35 KV 母差保護回路,同時發(fā)現(xiàn)母線保護差電流的大小隨煤礦線路負荷的變化而變化, 線路負荷增大時, 母線保護回路差電流也隨之增加, 且其數(shù)值近似等于煤礦線路的負荷電流" 至此

27、, 確定了母線差動保護誤動事故的發(fā)生原因, 是由于安裝單位進行電抗器安裝時, 將電抗器回路漏接入母線保護回路" 由于煤礦線路日常運行負荷小, 日最大負荷為0. 5姍, 一次電流為18 A左右, 線路電流互感器變比為40 0/5 A , 二次電流為0.2 3A " 因其未接入母線保護回路, 線路電流即進入母線保護差回路, 引起母線保護差回路電流增大. 正常運行時, 母線保護差流回路電流遠小于其動作整定值, 所以母差保護不會發(fā)生誤動, 而當該線路發(fā)生短路故障時, 山于其電流回路未接入母線保護回路, 則故障電流進入母線保護差回路, 遠大于母線保護動作整定值, 從而引起母差保護區(qū)外

28、故障時誤動"2. 故陣原因分析查找現(xiàn)在就漏接線情況下接線對母線保護正常運行及區(qū)內(nèi)! 外短路故障進行分析。圖1 正常運行及其它線路故降時的電流分布圖由圖l可以看出, 區(qū)外故障及正常運行時, 啟動元件KD 3 ! 選擇元件肋1中均流過線路L2 的負荷電流, 從而引起母線保護差回路電流增大, 由于其負荷電流較小, 遠遠小于差動保護動作整定值, 所以差動保護不發(fā)生誤動作"圖2 L Z戲路故雌時的電流分布圖3.2 220KV線路保護繼電保護拒動事故（一）繼電保護拒動事故分析1. 運行方式介紹 景陽變電站主接線及運行方式如圖 所示。220kV 運行方式：景斗4566、景芙4K38、2

29、號主變2502 開關(guān)接220kV 副母線運行，景斗4555、景芙4K37、1 號主變2501 開關(guān)接220kV 正母線運行，220母聯(lián)220kV 正、副母線運行，220kV 線路重合閘投單重。圖 景陽變電站主接線及運行方式示意圖220kV 線路采用雙套保護配置，分別為南瑞RCS931BM 和許繼WXH803A，主保護為光纖縱差保護，配合零序I、段，距離、段保護，其中，220kV 所有線路零序 段都不用，距離 段都不用。 臺主變壓器保護配置一致，同為許繼WBH801A。 號主變壓器高、中壓側(cè)中性點在合位， 號主變壓器高、中壓側(cè)中性點拉開，保護已作相應(yīng)切換。110kV 線路均為饋線。2. 事故過程

30、分析 2011 年某月日，監(jiān)控告芙蓉變4K37、4K38 保護動作，開關(guān)跳閘。斗山變景斗4565、4566 保護動作，開關(guān)跳閘，景陽變?nèi)щ姟?在該運行方式下，在景芙4K37 發(fā)生單相接地故障的同時發(fā)生該線路保護裝置保護拒動的情況有 種：故障點靠近本站本側(cè)保護拒動后，將由芙蓉變芙景4K37 保護接地距離段動作跳開芙景4K37 開關(guān)，此時，故障點仍然存在，其它線路將通過本站220kV母線向故障點流入故障電流，因此，線路4565、4566、4K38 同樣也將由對側(cè)接地距離段動作跳開對端開關(guān)，由此導致本站220kV所有線路失壓，主變壓器高壓側(cè)失去電源，將發(fā)生全站失壓情況。故障點靠近對端站本側(cè)保護出

31、現(xiàn)拒動情況，同樣由芙蓉變芙景4K37 保護接地距離段動作，但由于此時故障點位置超過了線路4565、4566、4K38 對端接地距離段的保護范圍，因此，將由接地距離段動作跳開。又由于主變壓器高壓側(cè)零流 段時限小于接地距離段時限，所以，首先由 號主變壓器高壓側(cè)零流 段T、T 動作分別切除220 和221 開關(guān)，此時由于220 斷開，220kV母線已經(jīng)與故障點隔離，線路、 對端接地距離段保護將不會啟動，220kV母線從而可以繼續(xù)正常運行；其次，斗景4565 接地距離段將動作跳開斗景4565 開關(guān)，220kV 正母線失壓，站內(nèi)220kV系統(tǒng)單母線運行，由于110 線路皆為饋線，將由 號主變壓器帶全站負

32、荷。（2） 處理方法分析1. 常規(guī)的處理方法當景芙4K37 發(fā)生保護拒動時，單從保護裝置動作情況及事故象征來看是判斷不出來故障發(fā)生在哪條線路上的。因此，常規(guī)處理方法：線路故障保護拒動將導致母線失壓，按照相關(guān)的規(guī)程規(guī)定，應(yīng)首先斷開失壓母線上所連所有開關(guān)，其次對220kV 失壓母線進行充電，充電正常后，送上 號主變壓器，接著對線路逐條進行合閘試驗，當合閘到故障線路時， 號主變壓器高壓側(cè)零流 段將再次動作，由此判斷出該線路為故障線路，這種方法也被稱為“試送法”。顯然“試送法”不僅耗時長、程序繁雜，更會在合閘試驗中令開關(guān)、刀閘等設(shè)備再次承受短路電流的沖擊，對設(shè)備的損傷之大不言而喻?；诖耍P者提出了一

33、種新的方法，即線路故障定位處理方法，該方法在處理220kV 線路保護拒動事故時能夠更加準確、便捷。2. 線路故障定位處理方法原理分析距離保護是利用阻抗元件來反映短路故障點距離的保護裝置，其中阻抗元件反映接入該元件的電壓與電流之比，即反映短路故障點至保護安裝處的阻抗值。當測量到保護安裝處至故障點的阻抗值等于或小于繼電器的整定值時，距離保護動作出口跳閘。距離保護一般由 段組成，第 段整定阻抗較小，動作時限是阻抗原件的固定時限，即瞬時動作；第、段整定阻抗值逐漸增大，動作時限也逐漸增加，分別由時間繼電器來調(diào)整時限。在一般情況下，距離保護的第 段只能保護本線路全長的8085，其動作時間為保護裝置的固有動

34、作時間。第段的保護范圍為本線路全長并延伸至下一段線路的一部分，它是第 段保護的后備段，一般為被保護線路的全長及下一線路全長的3040，其動作時限要與下一線路距離保護第 段的動作時限相配合，一般為0.5 左右。第段為、段保護的后備段，它能保護本線路和下一段線路的全長并延伸至再下一段線路的一部分，其動作時限按階梯原則整定。方法分析 在電網(wǎng)中，變電站猶如一個個節(jié)點，電網(wǎng)即是通過線路將這些節(jié)點一一相連而構(gòu)成的。因此，從宏觀角度來看，在發(fā)生事故時，節(jié)點間如果能夠及時進行協(xié)同處理將會大大提高事故處理效率。當220kV 線路故障而保護拒動時，應(yīng)由一位運行人員迅速與調(diào)度人員聯(lián)系，收集失壓母線所連所有線路的對側(cè)

35、變電站的保護動作狀況的信息以及故障測距信息；同時由另一位運行人員通過保護方案查得失壓母線所連所有線路的實際長度。根據(jù)收集到的信息來分析討論前面的 種事故情況。 當故障點靠本站時，失壓母線所連所有線路（包括故障線路）的對側(cè)開關(guān)保護動作情況一致，這時，可以通過故障測距信息與線路的實際長度進行對比，無論是零序保護還是距離保護，段保護的保護范圍是本線路全長并延至下一線路的部分，因此，只有故障線路的測距信息是小于線路全長的，其余所有線路的故障測距都將大于本線路的實際長度。通過線路長度與測距信息的比較，就可以準確得知故障點位于哪條線路上。 當故障點靠近對方站時，無論線路發(fā)生相間短路還是單相接地，除了故障線

36、路仍是段保護動作，其余所有線路因為故障點位置超出距離段保護范圍，即被保護線路的全長及下一線路全長的3040，因此，將由距離段保護動作。通過各對端站保護信息的對比，同樣可以精確分析出故障線路所在。 因此，無論面對哪種故障類型，采用協(xié)同處理、比對分析的新方法進行分析處理，都可以準確判斷出故障點位置所在。相對于“試送法”中在面對毫無頭緒的站內(nèi)保護報文時，被動地進行線路逐條試送而言，新方法的優(yōu)勢顯而易見：在發(fā)生220kV 線路故障保護拒動事故后，可以站在電網(wǎng)的角度上將多座變電站的保護動作情況進行比對分析，不僅可以準確迅速地判斷出故障點位置所在，更能節(jié)省送電時間，達到盡快恢復對重要用戶供電的目的，不僅保

37、證了電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的可靠性，更提高了公司的經(jīng)濟效益。 在判斷出故障線路后，退出該線路重合閘，斷開該線路開關(guān)后將其解除備用并作線路安措及開關(guān)安措；隔離故障線路后，便可盡快恢復其它線路的供電，之后應(yīng)退出故障線路所有保護，通知保護班人員前來處理。3.3 220 kV 線路繼電保護誤動事故（一）事故經(jīng)過2007 年4 月30 日16 時09 分，220 kV 羅紅乙線（羅洞站紅星站）發(fā)生C 相故障（事故后巡線發(fā)現(xiàn)220 kV 羅紅乙線17 號塔處C 相有飄帶），羅紅乙線兩側(cè)保護正確動作，重合成功。同時，220 kV羅三乙線三水站側(cè)B 屏保護出口，單跳C 相，重合成功，羅三乙線羅洞站側(cè)B 屏保護僅啟動

38、未動作，兩側(cè)A 屏保護均未動作。經(jīng)事故后調(diào)查，220 kV 羅三乙線無故障，羅三乙線三水站側(cè)B 屏保護動作屬于誤動。（2） 事故前的運行方式事故發(fā)生前，500 kV 羅洞站220 kV 母線處于正常運行方式，即220 kVI 母、II 母通過1 母聯(lián)2012 并列運行，I 母、V 母通過分段2015 并列運行，II 母、V 母通過母聯(lián)2025 并列運行。220 kV 羅三甲線、羅文甲線、羅郭線、羅仙甲線接于V 母，220kV 羅桃甲線、羅丹甲線、羅紅甲線接于I 母，220 kV羅三乙線、羅四線、羅仙乙線、羅文乙線、羅桃乙線、羅丹乙線接于II 母，220 kV 羅紅乙線正常方式下接于II 母，事

39、故發(fā)生時因綜自改造工程需要由旁路開關(guān)2030 旁代接于旁路母線III 母，其兩套保護因旁代而退出，220 kV 羅紅乙線羅洞站側(cè)僅投入旁路開關(guān)2030 保護。紅星站側(cè)因配合羅洞站側(cè)旁代而退出A 屏保護的高頻保護功能，僅保留后備保護，B 屏保護與羅洞站側(cè)旁路2030 開關(guān)保護構(gòu)成全線速斷的縱聯(lián)保護。220 kV 羅三乙線兩側(cè)的保護均正常投入（220 kV 羅三乙線保護配置為LFP901ALFP902A，均為專用載波通道）。事故發(fā)生時電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖1。（3） 原因檢查及分析 220 kV 羅三乙線三水站側(cè)B 相高頻保護在220kV 羅紅乙線故障期間發(fā)生誤動，屬于典型的區(qū)外故障保護誤動。為查明原

40、因，在事故發(fā)生后繼保人員及時趕到現(xiàn)場，檢查和分析了保護動作報告和錄波報告。從現(xiàn)場所得的保護錄波來看，本次故障220 kV羅三乙線三水站側(cè)B 屏保護之所以誤動，直接原因在于與其構(gòu)成縱聯(lián)保護的羅洞站側(cè)羅三乙線B 屏保護在反方向故障時未能正確向?qū)?cè)發(fā)出閉鎖信號，導致三水站側(cè)B 屏保護在區(qū)外正方向故障時因收不到閉鎖信號而誤動作，羅三乙線羅洞站側(cè)兩套保護的錄波圖如圖2。圖1 事故時電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)圖及羅洞站主接線圖圖2(a) 220kV 羅三乙線羅洞站A 屏保護錄波圖圖2(b) 220 kV 羅三乙線羅洞站B 屏保護錄波圖圖2(a)、(b)分別是220 kV 羅三乙線羅洞站側(cè)A、B 屏保護在220kV 羅紅

41、乙線故障時的錄波圖，對比A 屏保護與B 屏保護的收發(fā)信錄波（FX：發(fā)信，SX：收信）可以明顯看出，由于羅紅乙線故障對于羅三乙線羅洞站側(cè)保護而言是反方向故障，對三水站側(cè)保護是正方向區(qū)外故障，羅三乙線羅洞站側(cè)A屏保護在整個故障期間持續(xù)發(fā)信，可靠閉鎖對側(cè)（三水站側(cè)），而B 屏保護僅在保護啟動后發(fā)信10 ms就開始停信，一直到對側(cè)開關(guān)跳開（約70ms 處）才重新開始發(fā)信。因此，羅三乙線羅洞站側(cè)B 相高頻保護在區(qū)外反方向故障時未能可靠向?qū)?cè)發(fā)出閉鎖信號是造成本次羅三乙線三水站側(cè)B 相高頻保護誤動的直接原因。由于保護錄波讀取的是保護裝置內(nèi)部的邏輯量，從本次錄波可以得知，羅三乙線羅洞站側(cè)B 相高頻保護本身在

42、區(qū)外故障時未能可靠發(fā)出閉鎖信號，誤動原因主要是保護裝置本身，不涉及載波機及相關(guān)高頻通道。因此，事故分析的重點放在了B屏保護（LFP902A）及其外部回路上。對比圖2(a)與圖2(b)可以發(fā)現(xiàn)，羅三乙線羅洞站側(cè)兩套保護的電壓波形在故障期間存在較為明顯的差別，主要體現(xiàn)在如下幾個方面。1)故障相（C 相）電壓存在明顯區(qū)別。故障期間，羅三乙線A 相高頻保護LFP901A 的故障相電壓較低，通過保護錄波分析可得僅為故障前的50不足，而羅三乙線B 相高頻保護LFP902A 的故障相電壓較高，達到故障前的65左右。故障相電壓明顯被抬高。2)非故障相電壓存在一定區(qū)別。故障期間，羅三乙線A 相高頻保護的非故障相

43、（A 相與B 相）電壓基本保持與事故前一致，幅值、相位未有明顯變化，僅B 相電壓幅值微降。羅三乙線B 相高頻保護的非故障相電壓則發(fā)生較大變化，尤其以B 相電壓變化最為明顯，下降幅度達到20左右，即故障期間B 相電壓僅為故障前的80左右。3)受上述故障相與非故障相電壓的差別，故障期間，220 kV 羅三乙線A 相高頻保護與B 相高頻保護的零序方向判別剛好相反，A 相高頻保護判斷零序功率方向為反方向，所以持續(xù)向?qū)?cè)發(fā)出閉鎖信號，B 相高頻保護則判定為正方向，故在保護啟動，發(fā)信10 ms 后一投入正方向元件即停信，導致對側(cè)保護誤動。由于羅三乙線羅洞站側(cè)兩套保護為南瑞繼保公司早期LFP 系列保護（版本

44、號3.00），裝置錄波不能直接顯示3U0 波形，為明確上述結(jié)論的正確性，本報告采取以下分析方法進行簡單的零序功率方向判斷。首先觀察圖2(a),2(b)的零序電流波形，可以看出，兩者在故障期間基本一致，未有明顯差別，因此零序功率方向的判斷以零序電壓為主。在兩圖中選取同樣的時刻進行判別（見圖中的黑色豎線，約19 ms 處，此時A 相電壓的瞬時值為0，觀察B 相與C 相電壓的大小與方向可確定3U0的大小與方向）。觀察可知，圖2(a)中觀察時刻的B、C電壓反相且B 相電壓幅值大于C 相電壓幅值，因此兩者相加合成后的零序電壓與B 相同相，也與I0 同相，此時零序功率方向為反方向。同理觀察圖2(b)同時刻

45、的電壓，依然有B、C 電壓反相，但B 相電壓幅值小于C 相電壓幅值，因此兩者相加合成后的零序電壓與C 相同相，與I0 反相，此時零序功率方向為正方向。通過上述分析可知，故障期間由于電壓的異常導致零序功率誤判正方向是羅三乙線羅洞站側(cè)B 相高頻保護停信的原因，因此事故分析的重點放在何種原因?qū)е翨 相高頻保護電壓出現(xiàn)異常。借鑒以往系統(tǒng)保護誤動的經(jīng)驗，出現(xiàn)此類問題一般都是由于PT 接線，尤其是N 線接線存在問題，導致在系統(tǒng)發(fā)生接地故障時出現(xiàn)附加零序電壓，造成零序方向出現(xiàn)誤判。因此對PT 回路的檢查是重點檢查內(nèi)容。首先對保護屏接線進行了檢查，利用500V 搖表對保護裝置的電壓回路各相之間、相對地之間進行

46、了絕緣檢測，未發(fā)現(xiàn)異常；接下來，逐個解開保護屏的各相電壓，觀察加入不對稱電壓情況下A 屏保護與B 屏保護的采樣值對比，以此校核保護屏N 線是否有虛接的情況，試驗結(jié)果正常。在此情況下，將羅三乙線兩套保護電流回路串聯(lián)，電壓回路并聯(lián)進行模擬故障，并打印報告進行對比，試驗表明，兩套保護在各種故障情況下表現(xiàn)一致，未出現(xiàn)前述的電壓異常情況，至此可基本排除保護屏本身的缺陷，問題的重點應(yīng)在PT 的外回路上。通過對外回路的檢查，經(jīng)檢查，羅洞站220 kV各PT N 線均在控制屏一點接地，各220 kV 母線PT以及相關(guān)線路TYD 擊穿保險均正常，未發(fā)現(xiàn)有導通現(xiàn)象，且PT 接線全部符合反措要求，未發(fā)現(xiàn)N 線兩點接

47、地情況。繼續(xù)對羅三乙線羅洞站側(cè)兩套保護的PT 回路，尤其是N600 走線進行檢查，同時測量兩套保護N600 對地電壓，發(fā)現(xiàn)正常情況下A 屏保護對地電壓為0.01 V，而B 屏保護對地電壓為0.3 V（同一表計測量），存在較大的區(qū)別，同時審查羅三乙線羅洞站兩套保護的電壓回路圖并現(xiàn)場核對，發(fā)現(xiàn)兩者N600 走線的確存在較大區(qū)別，其走線如下圖：圖3 LFP-901A 與LFP-902A 保護PTN 線走線圖由圖3 可以看出，羅三乙線兩套保護LFP901A與LFP902A 的PTN 線走向存在明顯區(qū)別，其A 屏保護（LFP901A）所用N 線由母線PT 端子箱直接引入控制室，且在控制室控制屏上一點接地

48、后引入保護裝置，在保護裝置上通過跳線與羅三乙線TYD 的N600 聯(lián)通；而B 屏保護所用N 線則直接從羅三乙線線路TYD 的N600 引入，兩套保護所用的N600 不同，雖然在A 屏保護處母線PTN600 與線路TYDN600 有跳通，但由于B屏保護的N600 到跳通點距離相當長（需從控制室下到場地再兜回控制室，距離約有1km多）。由上述接線圖可知，羅三乙線B 屏保護所用電壓實質(zhì)上是各相對線路TYD 的N600 的電壓，由于母線PTN600 與線路TYDN600 在羅三乙線A 屏保護跳通，正常情況下，若相關(guān)連接電纜上沒有環(huán)流，不產(chǎn)生壓降，則兩個N600 可認為是等電位，不影響保護測量，但從本次

49、的錄波圖可以看出，在羅紅乙線故障時，此兩點明顯已經(jīng)不是等電位點，必然是在相關(guān)電纜中已經(jīng)存在環(huán)流，導致壓降的出現(xiàn)，引起附加零序電壓，造成保護誤動。而這種環(huán)流的產(chǎn)生，必然是N 線上有兩點接地存在，因此，查找N600的第二個接地點是理清誤動原因的關(guān)鍵。由于本次誤動僅影響羅三乙線B 屏保護，從羅洞站其余各間隔的保護錄波圖看，均未發(fā)生類似羅三乙線B 屏保護這種電壓異常的情況，因此，初步排除母線PTN 線兩點接地的可能，因為若發(fā)生母線PTN 線兩點接地，將在公共二次回路上產(chǎn)生壓降，影響各個保護間隔，而不會僅影響羅三乙線B 屏保護，在圖3 的接線情況下，唯有線路TYD 的N600回路上存在第二個接地點才能從

50、理論上解釋為何僅羅三乙線B 屏保護受影響。將羅三乙線B 屏保護的N600 回路由圖3 的接線方式改為從相鄰LFP901A 直接引入，解開原有TYDN600 直接上B 屏保護的芯線，并對此芯線進行絕緣檢查，檢查結(jié)果正常，未發(fā)現(xiàn)電纜芯有絕緣問題。圖4 羅三乙線線路TYD N 線擊穿保險解體后內(nèi)部情況圖至此，羅三乙線線路TYDN600 的擊穿保險成為最可能出問題的環(huán)節(jié)，雖然前述檢查中已經(jīng)檢測過其并未擊穿，但由于羅洞站各220 kV 間隔使用的JB0 內(nèi)部是放電間隙，具備自恢復功能，不能排除在故障情況下該間隙導通而故障消除后間隙恢復的可能。取出羅三乙線TYDN600 的放電間隙并進行相關(guān)耐壓試驗，結(jié)果

51、表明該間隙的擊穿電壓與銘牌參數(shù)基本符合，未發(fā)現(xiàn)有絕緣特性明顯下降的問題。對該擊穿間隙進行解體檢查，發(fā)現(xiàn)其內(nèi)部導流片表層已經(jīng)炭化，其內(nèi)部情況如圖4 所示。從導流片碳化的情況看，該擊穿保險應(yīng)流過較大的電流，為驗證該炭化現(xiàn)象不是前述耐壓試驗所造成的，選取了新的擊穿保險（未使用過的）進行了10 余次同樣的耐壓試驗，再對新?lián)舸┍ｋU進行解體檢查，結(jié)果發(fā)現(xiàn)除與放電間隙尖頭對應(yīng)的電極板上有微小的放電痕跡外，整個間隙內(nèi)部其余部分光澤平滑，未發(fā)現(xiàn)炭化現(xiàn)象，由此可證明原有擊穿保險的炭化現(xiàn)象是在現(xiàn)場實際中耐受了較大且具有一定時間的短路電流而產(chǎn)生的。圖5 羅洞站場地平面示意簡圖至此，可完全解釋本次羅三乙線B 屏保護電壓異常導致誤動的原因，在羅紅乙線故障時，由于羅洞站側(cè)入地的短路電流較大（從保護數(shù)據(jù)可以看出流向羅洞站側(cè)的零序電流為18KA），使得地網(wǎng)電平升高，導致羅三乙線TYD 的N600 擊穿保險導通，從而在該N600 回