繼電保護事故案例及分析.課件

繼電保護事故案例及分析（一）一、誤整定

二、誤碰

三、誤接線四、保護裝置問題

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題六、繼電保護通道問題七、工作電源問題八、二次回路干擾九、回路絕緣損壞

內容提要1、整定錯誤造成的斷路器重合不成（1）事故簡述

1990年7月9日，某電廠220kVI回線發(fā)生B相接地短路，G廠側零序電流靈敏和不靈敏一段動作，經選相元件跳開B相斷路器并重合成功。L廠側零序電流二段動作，經選相元件跳開B相斷路器。未重合，最終三相跳閘。（2）事故分析由于負荷電流較大，Ｂ相跳閘后，非全相零序電流大于零序電流三段定值。故障前因通道問題唯一高頻保護退出運行，重合閘時間改為2.0Ｓ。零序電流二段動作時間改為1.5S，零序電流三段時間為3.5Ｓ。系統(tǒng)接線如上圖一。因此零序電流二段動作后，經2.0S發(fā)出Ｂ相合閘脈沖前，零序電流三段保護動作跳開三相斷路器。一、繼電保護誤整定事故E××E×GLIII1、整定錯誤造成的斷路器重合不成（3）事故教訓保護定值整定人員修改定值時未考慮到在線路非全相零序電流大于零序電流三段電流定值的情況下，保護的零序電流二段、零序電流三段及重合閘三者動作時間的配合問題。（4）采取對策在單套高頻保護停用的情況下，如果系統(tǒng)穩(wěn)定允許，可將重合閘時間改為1.8S；或將零序電流三段時間定值延長至3.8秒。一、繼電保護誤整定事故2、系統(tǒng)運行方式改變，保護定值未修改造成保護誤動（1）故障經過：1）故障前方式：泰斗5293線由泰斗線5031單開關供電運行，泰斗/斗牌5032開關檢修。2）保護動作情況：

2005年4月20日16點36分，泰斗5293線短引線1、2保護動作出口，泰斗線5031開關三相跳閘。3）現(xiàn)場檢查情況：斗山側泰斗5293線短引線保護動作時區(qū)外發(fā)生故障，本線有穿越的故障電流，其中C相電流達到了0.535A，超過短引線保護動作定值（0.5A），5031與5032開關間的短引線保護異常動作出口，跳開了5031開關。

一、繼電保護誤整定事故現(xiàn)場仔細檢查保護裝置后發(fā)現(xiàn)：5031與5032開關間的短引線保護裝置RXHL菜單里的輸入設置如下：Configuration——BinInput：（邏輯配置——開關量輸入）

一、繼電保護誤整定事故BinInp（開關量輸入）12ResetLED（信號燈復歸）ChActGrp（改變定值組）BlockI>（相過流）BlockI>>（相速斷）BlockIn>（中性點過流）BlockIn>>（中性點速斷）———√√√√—————從中可以看出BinInput1（第一個開關量輸入）在邏輯里沒有配置閉鎖相過流保護（BlockI>），故短線保護一直在投入狀態(tài)，在電流大于動作值時短線保護動作出口，跳開了5031開關。

（2）原因分析：2004年1月4日，斗山站內的5031與5032開關經過站內啟動正常后投運，此時泰斗5293線路還沒有完好，因此在泰斗5293線路投運前需要將5031與5032開關間的短引線保護投入，作為線路正式啟動前5031與5032開關間的主保護。但是在執(zhí)行定值的說明1“本保護受閘刀輔助接點控制”時，因為出線閘刀處于非正常運行方式，為了使短線保護能可靠地投入，因此按照說明2“本保護正常時停用，當開關間元件停役而相應開關仍然運行時，用上短線保護”的要求進行執(zhí)行。為了實現(xiàn)這個要求將BinInput1（第一個開關量輸入）在邏輯配置里設置成不閉鎖相過流保護（BlockI>），這樣短引線保護在泰斗5293線路正式投運前的相當一段時間內就能實現(xiàn)一直投入的狀態(tài)，不再受出線閘刀輔助接點等外回路的影響。一、繼電保護誤整定事故（2）原因分析：2004年11月泰斗5293線正式啟動投運前，由于停電時間較短，停電期間的工作安排中除了線路保護兩側對調及保護帶負荷復校外沒有關于短線保護的工作任務，此時沒有新的保護整定通知單，再加上定值單中沒有涉及到邏輯配置方面的定值，值班員能核對到的定值是與定值單相符合的。在啟動過程中按照方案要求解除或投入5031與5032開關間的短線閉鎖只是通過外回路的臨時措施來實現(xiàn)的，也沒有涉及到短線保護的邏輯配置。在全部試驗結束線路正式投運后，根據試驗方案的要求恢復了外回路的臨時措施，保護投入正常的運行。理論上在泰斗5293線路正常運行時，短線保護應該受線路出線閘刀合閘狀態(tài)的影響而自動退出，而實際上短線保護一直處于投入狀態(tài)，最終造成了本次的異常跳閘。

一、繼電保護誤整定事故（3）吸取的教訓：對長期處于臨時狀態(tài)的分部投運的設備應該做好與運行單位的詳細的交接和備忘記錄，并在調試的后續(xù)方案中有所體現(xiàn)。試驗單位對生產單位管理流程依賴性較強，試驗單位應在積極配合生產單位工作的同時，加強對危險點的分析，在自身的技術流程中加強對關鍵點的細化控制。各參建單位在工作中應加強溝通，發(fā)現(xiàn)問題應及時向主管及相關部門進行反映，如本次發(fā)現(xiàn)的無法正常整定的問題應及時與調度相關部門聯(lián)系。（4）建議：為了讓基層單位更好地理解和執(zhí)行調度部門的意圖，建議定值整定單能夠更加細化，對影響保護關鍵功能的控制字或邏輯配置的狀態(tài)應在定值單中有所體現(xiàn)，對保護的內部的所有功能都應有明確的定值。一、繼電保護誤整定事故1．繼電人員誤傳動，造成五條運行線路跳閘（1）事故簡況1990年10月10日，沈陽電業(yè)局蘇北變電所66kV蘇煙線停電，繼電一班接該所低頻減載裝置跳蘇煙線斷路器的控制電纜。工作完成后，第一次做相互動作時，短時間短接P3H1-3、1Pu2-4觸點，動作信號掉牌并響警報，但斷路器未跳閘，繼電人員將4Pn出口中間開蓋手按銜鐵，66kV蘇煙線及10kV蘇吳線(運行線路)跳閘。運行人員將蘇吳斷路器合上。隨后，繼電人員將頻率保護盤上跳蘇吳線斷路器連接片接開，再次進行短接P3H1-3，1Pu2-4觸點試驗，造成10kV西郊線、砂輪二線、南郊線、渾河線等四條運行線路斷路器跳閘。

二、繼電保護誤碰事故1．繼電人員誤傳動，造成五條運行線路跳閘（2）事故原因及暴露問題繼電人員沒有認真執(zhí)行《安規(guī)》(變電)中有關工作票制度，圖省事，沒有簽發(fā)本身工作票，將作業(yè)人員加入檢修班，而檢修班的工作票里沒有寫繼電人員作業(yè)的安全、技術措施，是發(fā)生事故的主要原因。運行人員沒有認真審查工作票，違反《安規(guī)》“工作許可人負責審查工作票所列安全措施是否正確完備，是否符合現(xiàn)場條件”的規(guī)定，是發(fā)生事故的重要原因。繼電人員第二次試驗時，已誤跳了10kV蘇吳線，本應立即停業(yè)試驗，查明原因，但他繼續(xù)誤做第三次試驗，是發(fā)生誤跳4條配電線路事故的直接原因。事故暴露出繼電人員安全思想不牢，不能認真執(zhí)行規(guī)程，工作中極不負責。

二、繼電保護誤碰事故1．繼電人員誤傳動，造成五條運行線路跳閘（3）防范措施

1)繼電人員作業(yè)時，必須簽發(fā)工作票，如在檢修工作票內工作時，應有專項繼電的安全技術措施。

2)繼電人員進行調試工作時，必須斷開相鄰保護的連接片，還應特別注意斷開不經連接片的跳、合閘線及與運行設備安全有關的連線。

3)要加強對繼電人員的技術、業(yè)務培訓，提高其安全觀念、技術素質。

二、繼電保護誤碰事故2、甩開電纜不包扎短路機組掉閘（1）事故經過2002年4月15日11時07分，某水電廠檢修人員在進行巖沙線保護改造工作中，由于沒能做好安全措施，造成了#4機出口開關04QF誤跳閘事故。4月15日11時07分，運行值班人員發(fā)現(xiàn)#4機出口開關04QF跳閘，#4機負荷由260MW降至0，同時#1、#3機由AGC調節(jié)將全廠總負荷帶回484MW。檢查監(jiān)控系統(tǒng)及#4機保護柜無任何保護動作信號。當時檢修人員正在保護室進行巖沙線保護改造的甩線工作。經全面檢查，沒有發(fā)現(xiàn)明顯異常，估計為檢修人員作業(yè)時造成。生產部組織有關人員再對現(xiàn)場的安全措施進行檢查無誤后，11時17分，重新將04QF準同期并網，#4機帶負荷正常。二、繼電保護誤碰事故（2）原因分析

1）工作負責人對改造方案不熟悉，對安全防范措施和危險預控考慮不周，缺乏事故預想；在開工前沒能根據工作任務及當時的運行方式，做好具體的工作計劃和安排，沒能全面向工作班成員講解有關的安全注意事項；工作人員在進行巖沙線保護改造的過程中，在甩開5042QF保護柜電纜后，沒有對已甩開的有關電纜頭及時進行包扎、隔離，造成在5042QF保護柜甩完線后整理電纜時，5042QF失靈保護跳#4機出口開關04QF回路的兩線頭（105，133）短接，04QF跳閘，機組甩負荷。是造成此次事故的直接原因。

2）嚴重的管理混亂，工作票簽發(fā)人對改造方案不熟悉，也沒能要求工作負責人認真熟悉改造方案，制定出相應的具體的工作計劃和施工方案；在簽發(fā)工作票時沒有跟工作負責人交待清楚所應注意的安全注意事項，在此次事故中負有一定的責任。

3）工作班成員對改造方案不熟悉，在5042QF保護柜甩線、整理工作中，安全防范措施考慮不足，安全意識不強，沒能按規(guī)定要求進行測量、包扎，造成線頭誤短接，04QF跳閘。

二、繼電保護誤碰事故（3）防范措施

1）工作負責人首先要熟練掌握、工作人員要熟悉改造方案，全面做好具體的工作計劃和安排，全面向工作班成員講解有關的安全注意事項；在臨時離開工作現(xiàn)場時，要明確指定人員負責監(jiān)護。

2）對照圖紙資料，結合一次設備的運行方式制定施工方案。在明確所做工作的具體內容及所需運行條件的基礎上，逐條列出保證安全的繼電保護措施票，其具體內容應含有以下部分：退出相關保護裝置，標明退出原因，并指出具體操作順序；退出保護開關及壓板，應寫明正確的名稱及編號，指明操作順序；斷開跳閘回路，寫明正確回路標號及具體位置；在交流回路上工作，回路標號應事先核對，實際接線應與圖紙相符，并寫在措施票中，保證相關CT回路不能開路和PT回路不能短路，電壓回路不能接地或觸及其它導體及其措施。帶有電壓的導體裸露部分一定要指定專人監(jiān)護下用絕緣材料包嚴。

二、繼電保護誤碰事故3）在繼電保護安全措施票的技術審批上，要建立各級審批程序。由工作負責人負責填寫，班長初審，分場專工或生產部室專工審批，復雜保護安全措施票應由總工程師或生產副廠長批準，形成一個逐級審批，層層把關的管理機制，如發(fā)現(xiàn)措施票中有不清楚或錯誤的地方，在審核過程中就能加以更正，在繼電保護安全措施票的執(zhí)行與恢復上：在工作前做安全措施時，應認真對照已審批過的安全措施票逐條執(zhí)行，并在執(zhí)行欄簽名，工作結束后，恢復系統(tǒng)時，逐條在“恢復”欄簽名，如在執(zhí)行過程中有與實際不相符的，經核實后，在措施票上進行修改。4）要認真貫徹各項規(guī)章制度及反事故措施，開展危險點分析工作，嚴格執(zhí)行各項安全措施，防止繼電保護“誤碰、誤整定、誤接線”事故的發(fā)生。5)加強繼電保護工作人員專業(yè)技能和職業(yè)素質的培訓，提高繼電保護隊伍水平；對繼電保護反措的落實情況進行全面的檢查總結，及時排除隱患，確保設備的健康運行；充分發(fā)揮繼電保護技術監(jiān)督手段，按照依法監(jiān)督、分級管理、行業(yè)歸口的原則，實行技術監(jiān)督、報告責任制和目標考核制度。

二、繼電保護誤碰事故1、一起主變保護誤動分析與處理（1）事故經過：

2001-01-05，青溪水電廠運行值班員接令進行廠用電的倒閘試驗操作。10:18，在分開Ⅱ段廠用電開關402的瞬間，3號主變保護的重瓦斯、壓力釋放、繞組溫度高、油溫高等非電量保護同時動作，將運行中的3B變壓器高、中壓側開關2203、103同時跳開(3號主變低壓側未投運)，致使雙溪水電廠3臺12

MW機組脫離主網。

（2）事故分析：1）主變檢查結果：①

從3號主變瓦斯繼電器本體內未放出氣體；②當時繞組溫度為44℃，而繞組溫度高保護的動作溫度是120℃；③當時變壓器上層油溫為44℃，而油溫高保護的動作溫度是85℃；④壓力釋放閥周圍未見有油溢出。

另取3號主變本體、油枕、瓦斯繼電器油樣化驗也未見異常。三、繼電保護誤接線事故1、一起主變保護誤動分析與處理

以上檢查結果均表明此次3號主變保護動作的性質應為誤動。保護誤動的原因可能是裝置本身的問題，也可能是外界干擾造成的。事故發(fā)生后對3號主變保護裝置做了全面檢查，但未發(fā)現(xiàn)異常，所以誤動的原因只能是外界干擾了。2）故障錄波圖的分析結果:①3號主變高中壓側電壓、電流波形都正常;②3號主變的高中壓側開關2203、103跳閘時間與Ⅱ段廠用電開關402的分閘時間正好吻合；③

3號主變保護動作開關量的錄波圖是一系列以20

ms為周期，2～3

ms為脈寬的信號，而工頻信號的周期正好是20

ms通過對錄波圖的分析可以確認，造成3號主變保護誤動的原因就是工頻干擾源。而工頻干擾源要進入3號主變的非電量保護有2種途徑，一是通過控制電纜進入，二是通過直流電源系統(tǒng)進入。三、繼電保護誤接線事故3)

檢查控制電纜

3B125電纜將重瓦斯、輕瓦斯、壓力釋放、繞組溫高、油溫高等開關量信號從3號主變引入3號主變保護。正常運行情況下測量3B125電纜每根芯線的對地電壓，發(fā)現(xiàn)19回路對地有220

V交流電壓(3號主變保護的接點19，29的作用是啟動備用冷卻器)、重瓦斯回路對地有32

V的電壓、其它回路對地有10～12

V的電壓。即3B125電纜中有交、直流回路同時存在的情況，這種設計是與反事故措施的規(guī)定相抵觸的。將19，29回路同時從3號主變冷卻器控制箱交流電源側解開，再對3號主變的重瓦斯、輕瓦斯、壓力釋放、繞組溫高、油溫高等回路進行測量，結果這些回路的交流干擾電壓消失了，說明應避免將交、直流回路安排在同一根電纜里，否則會給保護的直流邏輯回路引入交流干擾信號。從重瓦斯05回路加入工頻交流電壓，并從0起升壓，當電壓升到130

V時，3號主變的重瓦斯、壓力釋放、繞組溫高、油溫高這4個非電量保護立即動作，與1月5日的情況一致。

三、繼電保護誤接線事故

倒換3號主變冷卻器的工作電源(由Ⅰ、Ⅱ段廠用電供應)，模擬廠用電的倒閘操作，以觀察倒換操作時交流干擾信號會不會增大到使保護誤動。結果發(fā)現(xiàn)不管怎么倒換3號主變冷卻器的工作電源，其非電量保護就是不動作，說明3號主變保護誤動并非由于3B125電纜同時存在交、直流回路而引起。引起3號主變保護誤動的交流干擾信號也不會是電纜外界的電磁場，因為所有電纜都有銅屏蔽，并且屏蔽層都已兩端接地。4)

檢查直流:正常運行時測量3號主變保護的直流工作電源并未發(fā)現(xiàn)有交流分量，但倒換廠用電操作中，切開Ⅱ段廠用電開關402時，卻從3號主變保護的直流工作電源中測到了220

V的交流電源分量。

220

V直流電源中的220

V交流電源是從何而來的呢？2001-01-20，運行值班員在進行事故照明電源的切換時3號主變的重瓦斯、壓力釋放、繞組溫高、油溫高，這4個非電量保護再次動作。幸好此時3號主變非電量保護的出口已經解開，未造成誤跳2203、103開關的事故。再做事故照明電源的切換試驗時，從3號主變保護直流工作電源中測量到了220

V的交流電源的分量。三、繼電保護誤接線事故青溪水電廠的事故照明電源由380

V三相交流電源和直流220

V電源組成。平時由交流電源供電，當交流電源消失時自動切換為220

V直流電源供電。事故照明的交流電源由Ⅱ段廠用提供，當Ⅱ段廠用電開關402分閘時，事故照明因交流電源消失而自動切換至由220

V直流供電。而不幸的是在事故照明的A相交流回路中存在寄生的由Ⅰ段廠用提供的交流220

V電源,此寄生的交流電源并未因402開關的分閘而消失,并在全廠220

V直流系統(tǒng)中引入了220

V的交流電源分量,使3號主變非電量保持因此而誤動。

三、繼電保護誤接線事故（3）整改措施及建議：3號主變保護發(fā)生誤動，跳開2203、103開關的事故原因是電廠事故照明系統(tǒng)的交流回路中存在寄生的交流電源，寄生解除后事故隱患就排除了。電廠必須吸取教訓加強對事故照明系統(tǒng)的管理，嚴禁在事故照明系統(tǒng)的交流回路中接入任何其它負荷或電源；建議改造事故照明系統(tǒng)，取消事故照明的交流部分，增設一套獨立的常規(guī)照明系統(tǒng)，正常情況下由交流供電的常規(guī)照明系統(tǒng)提供照明，在常規(guī)照明系統(tǒng)的交流電源消失后，自動切換為由直流供電的事故照明系統(tǒng)提供照明，以徹底消除寄生交流電源對直流系統(tǒng)、保護裝置的影響。建議廠家對LEP-974C非電量保護裝置作一些改進，以提高其抗干擾能力。通過此次檢查還發(fā)現(xiàn)3號主變保護電纜內同時存在交、直流回路的隱患，必須增設電纜將交流控制回路獨立出來。

三、繼電保護誤接線事故

2、改造工程中漏改線，造成保護誤動

（1）事故簡述1999年2月2日11時47分，某變電站進行500kV2號母線母差及失靈保護校驗時，誤跳一中間斷路器，造成該站一條500kV線路停電。該站的主接線形式為3／2接線，事故發(fā)生前，該站的500kV2號母線處于在檢修狀態(tài)，該母線上各斷路器均處于斷開位置，誤跳閘的500kV線路在該站通過5032斷路器與系統(tǒng)相連。當繼電保護人員校驗、傳動2號母線的母差保護時，5032斷路器的失靈保護被誤啟動(誤跳閘的500kV線路正常運行，電流啟動條件具備)，5032斷路器跳開，造成該線路停電。三、繼電保護誤接線事故

2、改造工程中漏改線，造成保護誤動

（1）事故簡述1999年2月2日11時47分，某變電站進行500kV2號母線母差及失靈保護校驗時，誤跳一中間斷路器，造成該站一條500kV線路停電。該站的主接線形式為3／2接線，事故發(fā)生前，該站的500kV2號母線處于在檢修狀態(tài)，該母線上各斷路器均處于斷開位置，誤跳閘的500kV線路在該站通過5032斷路器與系統(tǒng)相連。當繼電保護人員校驗、傳動2號母線的母差保護時，5032斷路器的失靈保護被誤啟動(誤跳閘的500kV線路正常運行，電流啟動條件具備)，5032斷路器跳開，造成該線路停電。（2）事故分析經查：1994年該站對500kV母線的第三串進行改造，增加5033斷路器，由不完整串恢復完整串時，未將母差保護啟動5032斷路器失靈回路改為啟動5033斷路器失靈，此次2號母線母差保護校驗時，因誤跳線路的負荷電流已達到了失靈保護的啟動值，導致了5032斷路器誤跳，一條500kV線路停電。事故檢查發(fā)現(xiàn)：該站另一串也存在同樣問題，此次僅因失靈保護電流未達到啟動值，而僥幸未動。

三、繼電保護誤接線事故

2、改造工程中漏改線，造成保護誤動

（3）采取對策此次事故引起了各級領導和繼電保護專業(yè)人員的高度重視，在認真總結事故經驗教訓的同時，充分認識到保證設計、施工質量，保證驗收質量以及圖紙與實際相符的重要性，加強了繼電保護的全過程管理和技術監(jiān)督工作。對已運行的設備利用停電、校驗等機會重新進行了核查，同時對設計、施工、調試及驗收等工作進一步細化了工作程序和質量標準，使新設備投入改造工程中的各項工作有章可循，在保證質量方面做到了制度化和規(guī)范化，避免同類事故的重復發(fā)生。（4）經驗教訓1）基建驗收工作是保證繼電保護裝置在運行中正確動作的重要環(huán)節(jié)，而做好驗收工作的關鍵在于提前做好生產準備工作，參加驗收的人員在驗收時對設備及其相關回路做到心中有數(shù)，才能真正保證驗收乃至整個工程的質量，保證電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。

三、繼電保護誤接線事故2）合理的工期安排也是保證施工質量的重要因素之一，工期安排的過長，不利于資金的合理使用，勢必也要影響到資金投入的回報。但是如果只是一味地盲目壓縮工期，甚至壓縮必要的驗收工期，則很可能使施工質量受到嚴重影響，在造成事故時，由其所帶來的經濟損失及政治影響可能無法彌補。本次事故的外因之一便是工期緊、任務重，驗收人員沒能為驗收工作做好充分的準備，從而留下了事故隱患。3）基建工程的設計、審核應充分考慮對運行設備進行改造時的困難，盡量安排階段性規(guī)模的整體投入。為本次事故留下隱患的改造工程就是由于1991年變電站投產時，該站500kV第三串的第二條出線當年不能完成，為節(jié)約當年的投資計劃、縮短建設周期而決定少上一組斷路器，1994年第二條線路具備投產條件時方對該串設備進行改造完善。由于設計圖紙的不完整，給改造施工帶來較多的困難，加上部分改線工作需要在帶電設備上進行，客觀上為遺留隱患提供了條件。三、繼電保護誤接線事故2、主變空投時差動保護誤動（1）事故經過：2003年8月，某220kV變電站#1主變，投運一年后進行常規(guī)預試檢修。該主變?yōu)?80MVA容量的自耦變壓器，配置了雙重化主變微機保護（其中一套主保護為二次諧波制動原理的比率差動保護，另一套為波形對稱制動原理的比率差動保護）。當主變復役合閘送電時，二套差動保護同時出口跳閘。因此，現(xiàn)場運行及檢修人員進行了詳細的檢查和分析工作，致使該主變比計劃時間推遲了3小時恢復送電。（2）事故分析：主變系合肥ABB公司生產的180MVA自耦變壓器其型號：OSFPSZ9-180MVA/220kV；額定容量180/180/90/40MVA；額定電壓：220*（+10，-6）*1.25％/118/37.5kV；接線組別：YN,a0，yn0，d11；額定檔位下的短路電壓：H-M9.33%H-L31.45%M-L19.96%；Po＝50.999kW，Io＝0.06%；三側差動保護用電流互感器：220kV側型號I0SK-245變比1200/5，110kV側型號I0SK-123變比1200/5，35kV側型號LAB6-40.5WG變比2000/5。四、保護裝置問題四、保護裝置問題差動保護的ABC相差電流波形

通過波形可以看出A、B兩相差流為明顯的勵磁涌流波形。C相差流在剛開始的第一個周波內為明顯的對稱波形（與故障波形很相似），在后面連續(xù)的幾個周波中，波形中間逐漸出現(xiàn)歪頭，表明二次諧波有一定含量。C相差流的幅值最大，有效值可達1倍Ie（Ie為變壓器的二次額定電流）。該主變的差動保護動作定值為0.8Ie，二次諧波制動系數(shù)為0.15。四、保護裝置問題C相差流的二次諧波含量在10%以上，且逐漸變大，最后才達到14%以上。在最初0-20m的第一個周波和80-100ms的最后一個周波內，由于全波傅氏算法的計算數(shù)據窗暫態(tài)，二次諧波含量是有較大誤差。根據上述二次諧波含量的分析圖，可以看出由于C相差流的勵磁涌流判據中的二次諧波含量小于二次諧波閉鎖整定值（整定值為15%）。而穩(wěn)態(tài)比率差動的動作門檻大于制動門檻，因此穩(wěn)態(tài)比率差動保護動作。C相涌流的初始波形對稱性極好，第二套波形對稱制動原理比率差動保護也出口跳閘。最后，造成了二套不同涌流制動原理的差動保護同時跳閘的罕見現(xiàn)象。四、保護裝置問題

（3）防范措施：對變壓器空投時，短時投入涌流交叉閉鎖的邏輯。交叉閉鎖的時間可以在現(xiàn)場通過人為整定，如：整定閉鎖時間為40-80ms。這對防止變壓器空充過程中可能出現(xiàn)的勵磁涌流特征不明顯所導致的比率差動誤動作情況有明顯的效果，40-80ms的閉鎖時間過后，差動保護依舊按相獨立開放；采用設置二套保護定值的方法來減少空投涌流對于差動保護的影響。具體做法是：在主變合閘沖擊時，啟用一套臨時保護定值，適當提高差動保護的門檻值（如1.0-1.3Ie），和適當降低二次諧波閉鎖涌流定值（如：10％左右），以增加躲避涌流的可靠性和對涌流判斷的靈敏度。相應將沖擊側（一般為主變高壓側）后備保護定值降低，將復合電壓閉鎖過流保護的電流定值整定為0.6-1.0Ie；時間降低為0.3-0.5s；同時解除復合電壓閉鎖邏輯，以增大后備保護反映主變內部故障的靈敏性和快速性。待主變沖擊正常后，帶負荷前再啟用正常保護定值。四、保護裝置問題

2、220kV線路單相故障誤跳三相（1）事故經過：2001年10月29日16：00某變電站與電廠的220KV聯(lián)絡線路保護（接地距離1段、方向零序1段、高頻閉鎖零序及相差高頻保護）動作三跳，未重合，造成該變電站與系統(tǒng)主力電廠解環(huán)運行。對側電廠的保護是A相跳閘A相重合。事后，組織的線路事故尋線發(fā)現(xiàn)故障是由于瞬時A相接地（道路施工吊車碰線）造成。而該變電站側的線路重合閘實際上為“單重”方式，線路單相瞬時性故障應重合一次。因此，這是一起由于該變電站保護不正確動作而影響了系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行的嚴重異常。該變電站側線路保護配置為WXB-11C微機保護+JGX-11D晶體管相差動高頻保護，JGX-11D由WXB-11C保護的“N”端子開入經WXB-11C綜重選相出口跳閘。WXB-11C的重合閘方式為“單重”方式，即單相故障單相跳閘單相重合；相間故障、二相接地及三相故障均三相跳閘不重合。由該變電站側的WXB-11C故障打印報告、故障錄波圖均表明是該220KV線路A相接地故障（A相故障電流為7720A）。為什么誤動?四、保護裝置問題

（2）事故分析：首先，我們分析了該變電站側WXB-11C保護裝置的故障打印報告，事故總報告如下：15msIo1CK25ms1ZKJCK26msGBIoCK56msNT3CK由這份報告我們可以看出引起三跳的保護是經WXB-11C“N”端子選相出口的保護，即JGX-11D相差動高頻保護。相差動高頻保護本身不具備選相功能，這樣看來是WXB-11C綜重的選相元件出了差錯，同樣的選相元件在對側電廠卻正確動作了。通過對電廠和該變電站二側的故障錄波圖的對比分析，發(fā)現(xiàn)二側開關的動作時間有較大的差異：電廠側A相開關在故障發(fā)生后60ms左右跳開，而該變電站側開關是在故障發(fā)生后90ms左右三相跳閘。當對側電廠側A相開關跳閘后，對于該變電站側而言，在這30ms的時間內，實際上是A相發(fā)生了接地又斷線的復故障。變電站側非故障的B、C二相上也出現(xiàn)了一定的故障電流，變電站側錄波圖測出B、C二相故障電流約1080A，相位與A相故障電流相位相反。四、保護裝置問題WXB-11C保護綜重內的選相元件僅提供給外部保護（如：JGX-11D相差動高頻保護等）出口選相使用。其選相原理為故障初始采用相電流突變量選相，隨即改由阻抗選相直至故障切除。綜重內共設置了6個阻抗選相元件即：Za、Zb、Zc、Zab、Zbc、Zca，這6個阻抗選相元件在故障發(fā)生后不斷的進行測量。在故障發(fā)生60ms內，二側的保護測量及選相都是正確的。對側電廠A相開關跳開后，變電站側WXB-11C綜重內的Zb、Zc、Zbc不會動作（因為此時的Zb、Zc方向為反向；B、C相故障電流數(shù)值接近，方向相同，因此Zbc測量為負荷阻抗）。但Zab、Zca則可能動作。正是Zab、Zca的選相動作導致了“NT3CK”（“N”端子開入保護出口三跳）。四、保護裝置問題理論分析計算如下（忽略實際負荷電流）：電廠（Ⅰ側）變電站（Ⅱ側）

四、保護裝置問題二側系統(tǒng)短路阻抗及電氣參數(shù)（Ub=230kVSb=1000MVA）：電廠側：Z1xtⅠ=j0.06329Z0xtⅠ=j0.09173變電站側：Z1xtII=j0.1551Z0xtII=j0.2725以故障點為界二側線路阻抗：

電廠側：Z1LⅠ=0.03352+j0.16943Z0LⅠ=0.25723+j0.4412變電站側：Z1LII=0.01538+j0.07777Z0LII=0.1181+j0.09173Z1Ⅰ=Z1xtⅠ+Z1LⅠ=0.03352+j0.23272Z0Ⅰ=Z0xtⅠ+Z0LⅠ=0.25723+j0.53292Z1II=Z1xtII+Z1LII=0.01538+j0.23287Z0II=Z0xtII+Z0LII=0.11807+j0.47501Z1∑=Z1Ⅰ+Z1II=0.0489+j0.46559Z0∑=Z0Ⅰ+Z0II=0.3753+j1.00793變電站側故障相電流計算：IA=3E（2Z0∑+Z1∑）/(（Z0II+2Z1II）(2Z0∑+Z1∑）-2（Z0II-Z1II）2)=8344.5∠-82.11o(A)四、保護裝置問題IAB=IA-IB=9183.3∠-82.59o(A)ICA=IC-IA=9183.3∠97.41o(A)UAB=230∠30o(KV)UCA=230∠150o(KV)ZAB=UAB/IAB=25.05∠112.59o（Ω）ZCA=UCA/ICA=25.05∠52.59o（Ω）由理論計算驗證：此時AB相阻抗正處于選相阻抗（WXB-11C保護裝置綜重選相阻抗動作區(qū)為-15o—115o，定值為50Ω）臨界動作區(qū)，而CA相阻抗則完全處于選相阻抗動作區(qū)。這就是“NT3CK”的原因。

四、保護裝置問題變電站側健全相電流計算：IB=IC=3E（2Z0∑+Z1∑）/(（Z0II+2Z1II）（2Z0∑+Z1∑）-2（Z0II-Z1II）2)=841.9∠92.77o(A)

四、保護裝置問題（3）防范措施：由此可以看出，如果高壓線路保護的配置是WXB-11C和另一套須經WXB-11C保護選相的外部保護構成，且線路二側開關的切除故障時間差異較大時，單相故障導致開關后跳閘一側保護誤出口三跳的情況是存在的。因此在保護選型和保護改造中均應避免這種情況的出現(xiàn)，已存在這種保護配置的線路應及早將無獨立選相功能的保護（如JGX-11D相差動高頻保護）更換為一套完整的具有獨立選相功能的微機保護。五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題6、500kVCF變220kV母差保護誤動作分析（1）事故簡述2006年3月7日9時43分，CS2996線兩側（500kVCF變和220kVSL變）兩套線路保護均動作跳閘，SL變側開關B相跳閘，重合不成跳三相，CF變側開關三相跳閘，不重合。同時，500kVCF變220kVⅡ段母線母差保護動作，運行于Ⅱ段母線的CB2992開關（負荷潮流68MW）、CY2994開關（負荷潮流128.8MW）、CS2996開關（負荷潮流106.4MW）、CL2949開關（負荷潮流92.5MW）、CY2K22開關（負荷潮流-66.3MW）、#2主變2502開關（負荷潮流314.9MW）以及Ⅰ、Ⅱ段母聯(lián)2530開關，Ⅱ、Ⅲ段母聯(lián)2550開關，220kV旁路2520開關均跳閘，220kVⅡ段母線失電。（2）事故分析事發(fā)后，查看二次保護動作情況如下：CS2996線兩套線路保護均動作，保護動作光字牌亮。LFP-902保護打印顯示：高頻主保護動作（D++、O++），距離Ⅰ段動作（Z1），21ms時保護B相出口跳閘，58ms時三相跳閘；PSL602保護打印顯示：縱聯(lián)保護B跳出口動作，接地距離Ⅰ段動作，57ms時三相跳閘，重合閘未動作；PSL631A失靈裝置顯示0ms時失靈重跳B相，50ms時失靈重跳A、C相。

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題220kVⅡ段母線母差保護（REB-103）動作情況：后臺機顯示“差動保護動作跳閘”信號，220kVⅡ段母線母差保護屏上“TRIPL1”(母差動作跳A相)指示燈亮，已跳開500kVCF變220kVⅡ段母線所有元件。通過讀取CF變DFR1200故障錄波裝置內的錄波波形，并根據現(xiàn)場情況初步判斷為2996線路B相故障，故障電流一次值達36000A以上，線路保護正確動作，但在故障發(fā)生至58ms時Ⅱ段母線母差母差保護也動作發(fā)跳閘令。造成Ⅱ段母線上9個開關跳閘，并閉鎖了CS2996開關的重合閘。相關技術人員對CS2996線進行三相CT勵磁特性曲線測試，均滿足要求；交流電流回路絕緣測試在15MΩ以上，滿足要求。相關技術人員又對220kV母差保護進行檢查。首先，校核母差保護的動作電流、啟動電流和CT斷線告警定值，均在正常范圍內。

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題通過現(xiàn)場分析討論，開始針對性地核對檢查相關圖紙和二次回路。發(fā)現(xiàn)220kV“Ⅳ段母線母差保護屏”內端子排X421：4端子（輔助小流變三次回路的IN回路）一端接線，另一端為空。根據原理該端子的另一側應該與“Ⅲ段母線母差保護屏”內輔助小流變三次回路的IN連通，但實際“Ⅲ段母線母差保護屏”內輔助小流變三次回路的IN引至“Ⅳ段母線母差保護屏”的二次線卻接在“Ⅳ段母線母差保護屏”的X411：4端子上（該端子另一端也為空），X421：4與X411：4二者相差一排端子，未連通。再查找二次端子排竣工圖，發(fā)現(xiàn)現(xiàn)場情況與圖紙設計一致。隨后進行了采用負荷電流模擬單相穿越性故障（將所有元件的A、C相電流回路短接退出，僅保留B相負荷電流進入母差保護回路）驗證檢查是否在A、C相差動元件中產生分流，結果確有分流現(xiàn)象。

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題根據以上試驗現(xiàn)象分析認為：由于“Ⅳ段母線母差保護屏”內IN線未與“Ⅲ段母線母差保護屏”內輔助小流變三次回路的IN線連通。當CS2996線路近端B相接地故障時，安裝于“Ⅲ段母線母差保護屏”上而實際運行于Ⅳ段母線的2502#2主變和安裝于“Ⅳ段母線母差保護屏”上而實際運行于Ⅲ段母線的2K21車姚線所提供的B相穿越性故障電流不能通過N線正常返回，而通過220kVⅡ段母線母差保護屏內A、C相差動回路返回。又由于A相差動動作電流較靈敏，而本次CS2996線路近端故障，故障電流大，達到了母差保護的動作值，造成出口跳閘?，F(xiàn)場將“Ⅲ段母線母差保護屏”內輔助小流變三次回路的IN和“Ⅳ段母線母差保護屏”內輔助小流變三次回路的IN連通后，該分流現(xiàn)象消失。CF變220kV母差保護屏于2001年4月投運，其間在2002年和2005年各校驗了一次，試驗結果均為合格。投運至今，接線方式一直都是雙母單分段未有變動，Ⅱ、Ⅳ母硬連接作為一段母線，“Ⅳ段母線母差屏”內目前有三個單元，分別是2K21CY線、2K22CY線、以及2520旁路開關，其中2K21CY線、2K22CY線投運于2004年12月。其間也發(fā)生過多次220kV出線故障（最近一次為2005年8月發(fā)生的2992CB線A相故障），但故障電流較本次故障小，因此未出現(xiàn)類似的誤動。由于正常運行中IN沒有電流流過，故無法通過帶負荷測試來檢測到該回路。而工程驗收和定期校驗時，也存在漏洞，導致事故發(fā)生。

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題（3）經驗和教訓通過本次母差保護誤動的調查分析，我們認為需要吸取的教訓和采取的措施有：1）對于繼電保護專業(yè)必須強調從設備選型、工程設計等源頭開始的全過程管理；2）工程安裝調試期間必須對二次回路進行認真細致的查線核對，對每一條回路都應當通電驗證，因為安裝調試期間要比驗收和定期校驗的時間充裕得多，在設計和施工時留下的二次回路隱患在運行后往往是通過事故來暴露的；3）舉一反三，對同類型保護裝置和回路進行排查，以免同樣情況的重復發(fā)生。同時，該REB103母差用于220kV雙母接線方式自適應能力差，采用的繼電器和二次線比同樣的國產微機母差保護多得多。擴建改造時都需要停電重新驗證傳動，接線多，占用屏位多，各屏回路之間驗證繁瑣。特別是，保護動作后無法進行故障數(shù)據調閱，對于故障的判別和處理極為不利。本地區(qū)電網目前共有44套220kV母差保護裝置。由于數(shù)量少，原理接線獨特，現(xiàn)場運行維護有難度。建議結合國網公司十八項反措和安全性評價的要求（500(330)kV及樞紐220kV廠站母線采用雙重化母差保護配置），逐步更換為雙重化的微機型母差保護。

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題2、220kVYH變電所＃1主變差動保護誤動原因分析（1）事故簡述220kVYH變電所＃1主變投運于1996年，當時采用的是JCD-4A晶體管型差動保護裝置。2003年年初更換為雙重化配置的PST-1202A/B微機型主變保護裝置。2006年6月24日14:45’，YH變電所＃1主變A套差動保護（采用獨立CT）動作，跳開該主變三側開關，造成YH變電所110kV正母線及35kVI段母線失電，JS變、GY變備自投動作，將原由YH變＃1主變供電的負荷切換至由劉安線－金安線（LQ變）或銀果II線（YH＃2主變）供電。YH變電所＃1主變B套差動保護（采用主變套管CT）未動作。經過分析錄波報告及保護裝置事件記錄，最終認定YH＃1主變A套差動保護的動作是由于未能躲過穿越性故障，屬于誤動。此次故障的故障點就在110kV銀金線（巡線未找到故障點），為B相接地故障，故障電流約3200A（在YH側銀金線零序1段動作電流6000A/0s與零序電流2段動作電流816A/0.4s之間），由于YH＃1主變A套差動保護誤動將110kV正母線切除，故YH側銀金線保護未來得及動作，銀金線金沙側接地距離2段保護動作將故障切除（0.5s）。

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題2）事故分析故障后，我們對外回路進行了一系列的檢測，包括，二次交流電流回路（保護屏至CT）直流電阻，高、中壓側CT伏安特性，二次回路絕緣電阻等項目，結果均正常。在對故障錄波波形進行反復分析后，我們發(fā)現(xiàn)盡管是B相故障，B相故障電流很大，但因其制動電流也很大，故B相差動元件尚不致誤動；C相盡管是非故障相，但其中壓側電流卻不正常的大，且在相位上與故障相電流接近反向。據此，我們懷疑C相電流回路與B相或N線（或地）存在某種不正常的連接。在對A套保護裝置進行通電檢驗的過程中，當保護裝置的A相高、中壓側通入大小相等、相位相反的電流（模擬A相區(qū)外穿越性故障）時，曾出現(xiàn)一次與實際故障十分相近的差動保護誤動情況，當時，高壓側A相通入28A，中壓側A相通入反向的26A，中壓側C相電流竟大11A左右（持續(xù)時間約四個周波），造成差動保護出口。如此情況，印證了我們的分析判斷，并可進一步推斷是C相電流回路與N線（或地）存在不正常連接（基本排除C相電流回路與B相電流回路存在某種不正常連接的可能性）。但此類情況僅出現(xiàn)了一次，以后又反復模擬了多次，均未再現(xiàn)。

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題后對該塊保護屏屏內的C相電流回路進行仔細檢查，最終在A套保護屏110kV旁路720開關替代701開關的電流切換端子（4SD）上發(fā)現(xiàn)了異常情況。4SD電流端子為膠木底座、內嵌銅導體的電流切換端子。當螺旋式插銷旋進某相插孔時，該相電流回路接通；當某相螺旋式插銷從插孔中移出，該相電流回路斷開。各相電流插孔內均有螺紋且分為不連通的上、下兩段。該電流端子的整體形狀見圖1。

圖1：鉛筆所指就是4SD的C相電流插孔五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題如前所述，該電流端子的插孔在插銷旋出后應分為相互不連通的兩部分。但我們發(fā)現(xiàn)其C相電流插孔的上、下段有一塊區(qū)域十分接近，幾乎相碰（見圖2、圖3、圖4）。

圖2：C相電流插孔的上、下段幾乎相通五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題圖3：換個角度看，C相電流插孔的上、下段幾乎相通五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題圖4：換個角度看，C相電流插孔的上、下段幾乎相通五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題由于該C相電流插孔的上、下段幾乎相通，其相互之間的絕緣不佳且很不穩(wěn)定。6月24日，YH＃1主變701本身開關運行，該主變中壓側獨立CT接入A套差動回路（3SD的各相電流插孔的插銷均旋入），旁路720開關獨立CT退出A套差動回路（4SD的各相電流插孔的插銷均旋出）。當銀金線發(fā)生B相單相接地故障時，由于4SD電流端子的C相插孔此時出現(xiàn)短時連通，造成C相電流回路非正常接地，如此一來，故障相(B相)電流除一部分仍經由保護裝置零序小CT及N線的路徑流回701開關的B相CT（圖5的綠色路徑）之外，還分出一部分經由保護裝置C相小CT、4SD-C端子及4SD-N端子、接地銅排、701開關CT二次側N線接地點的新路徑流回701開關的B相CT（圖5的紅色路徑）

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題YH＃1主變701開關CTYH110kV旁路720開關CT4SDABCNABCNPST1202A中壓側交流電流小CT回路此處，C相電流端子非正常搭通圖5：B相短路時，若720開關C相電流端子非正常搭通，短路電流分布示意圖其中，紅色箭頭表示B相故障電流的正常路徑。綠色箭頭表示C相回路接地后的分流路徑。3SDIb-Ic3I0（Ib=-Ic+3I0）五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題圖6、圖7是利用PSVIEW調試分析軟件從YH＃1主變PST－1202A保護裝置下傳的錄波報告。其中，圖6是波形圖。從波形圖及其左邊的電流瞬時值可見，在差動保護出口瞬間（29ms）,ib、ic及3i0存在如下關系：圖6：故障時的波形圖ib=19.827A≈-ic+3i0=-(-4.466)+15.062=19.528A圖6：故障時的波形圖五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題圖7是差動保護出口瞬間（29ms）中壓側各相電壓、電流的矢量關系。

圖7：中壓側各相電壓、電流的矢量關系五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題從圖7中可見，Ib與Ic的相位差接近1800（42.8+138.80=181.60）;Ib與3I0的相位差接近00（138.80-137.91=0.890）;Ic與3I0的相位差接近1800（42.8+137.91=180.710）。以上的波形圖及矢量關系均印證了圖5中電流的分配關系：Ib=-Ic+3I0。正是由于B相電流從反方向流入了保護裝置的C相小CT，導致該套差動保護的C相差動元件誤判發(fā)生了區(qū)內故障，從而造成了此次差動保護誤動的后果。找到誤動原因后，我們將4SD端子進行了更換，并對該主變保護裝置的其他電流端子進行了詳細檢查，未再發(fā)現(xiàn)其他類似情況。目前，YH＃1主變已重新投入運行并帶負荷，保護裝置運行正常。更換下來的4SD電流端子是無錫中瑞電子公司的產品，型號為ZRE-SY-Ⅲ，系由保護生產廠家配送并安裝在保護屏上的。五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題由于該電流端子安裝在保護屏的下端，除非將其卸下檢查，插孔內部的情況很難看清。加之該插孔上、下段的非正常連通僅短時、斷續(xù)性的出現(xiàn)，平時尚具備一定的絕緣強度，故現(xiàn)場保護檢修人員及運行人員實在難以發(fā)現(xiàn)該項缺陷。此次故障，說明該類電流端子的生產質量存在一定問題，并可能影響到保護裝置的正常運行。（3）經驗教訓針對這一情況，我們準備下發(fā)通知，要求所屬各單位了解、重視對此類電流端子可能存在的問題，并結合停電檢修的機會對插孔上、下段之間的隔離情況進行仔細的檢查，并舉一反三，發(fā)現(xiàn)問題及時處理，以避免類似事故重演。

101電力課堂歡迎加入微信技術交流群掃描二維碼，點擊底部菜單欄“加入群聊”繼電保護事故案例及分析（二）一、誤整定

二、誤碰

三、誤接線四、保護裝置問題

五、電流、電壓互感器及其回路的相關問題六、繼電保護通道問題七、工作電源問題八、二次回路干擾九、回路絕緣損壞

內容提要六、繼電保護通道問題1、高頻保護通道設備異常引起的拒動及誤動（1）背景介紹；故障發(fā)生時220kV線路運行情況（甲、乙、丙、丁為各變電站220kV母線）：甲乙丁丙（2）事件經過；某日04:51，220kV甲乙線B相故障，兩側B相跳開，重合成功。經檢查甲側RCS931電流差動動作，PSL602保護未動作，乙側RCS931電流差動動作、距離I段動作，PSL602保護縱聯(lián)保護動作，兩側均重合成功。巡線發(fā)現(xiàn)甲乙線線路15#桿B相雙串合成絕緣子閃絡，距離乙側3.3KM。甲乙線跳閘同時，丙變220kV丙丁線開關RCS901保護動作，縱聯(lián)變化量方向、縱聯(lián)零序動作，重合成功。兩側其他保護均未動作。六、繼電保護通道問題（3）問題討論與原因分析；故障檢查過程1）甲乙線PSL602保護未正確動作檢查：

5：15接到運行人員通知，分別派人去甲變與乙變。乙側現(xiàn)場人員檢查故障波形，RCS931電流差動動作、距離I段動作，PSL602保護縱聯(lián)保護動作、距離I段動作，兩側均重合成功。巡線發(fā)現(xiàn)甲乙線路15#桿B相雙串合成絕緣子閃絡，距離乙側3.3KM，乙側動作正確。甲側檢查故障波形，RCS931電流差動動作，由于故障點在對側，故本側距離I段未動。檢查PSL602故障波形，發(fā)現(xiàn)PSL602保護未收到對側允許信號。檢查故障錄波器，發(fā)現(xiàn)在4：51：46秒收到對側信號，收信時間為17.7ms,停信時間為177.7ms，該波形與對側發(fā)信時間吻合。向調度申請停用PSL602保護，檢查光纖信號傳輸裝置GXC-01至PSL602的收信輸出回路，檢查至切換開關11QK2的26：28結點時，發(fā)現(xiàn)結點斷開，如圖：六、繼電保護通道問題六、繼電保護通道問題二次圖故障點：六、繼電保護通道問題更換切換把手的備用結點14：16，將光纖自環(huán)進行試驗，收發(fā)信正常。2）丙丁線RCS901保護跳閘檢查：5：15接到運行人員通知，分別派人去丙變與丁變。丁變現(xiàn)場人員檢查保護裝置，未發(fā)現(xiàn)異常，檢查RCS901保護，保護判斷為反方向故障，發(fā)閉鎖信號。丙變現(xiàn)場人員檢查保護裝置，RCS901保護動作，縱聯(lián)變化量方向、縱聯(lián)零序動作，重合成功。檢查中發(fā)現(xiàn)，RCS901保護有如下收信:04：51：46：437ms-04:51:46:454收到本側信號（本側保護啟動發(fā)信），未收到對側閉鎖信號。丙變現(xiàn)場人員檢查通道試驗，發(fā)現(xiàn)已無法信號交換，檢查裝置內部開入變位，有5月30日的通道測試正確記錄：5月30日00：19：05：158ms收信0→15月30日00：19：15：170ms收信1→0向調度申請停用RCS901保護，檢查高頻通道，當檢查到丙變丙丁線結合濾波器時，發(fā)現(xiàn)高頻電纜屏蔽層與高頻電纜芯相碰。原接線照片：六、繼電保護通道問題拆開前照片六、繼電保護通道問題拆開后照片六、繼電保護通道問題重新做高頻電纜頭，將屏蔽層與高頻電纜芯分開3CM以上，重新進行通道試驗，恢復正常，向調度報竣工，更改后如圖：

六、繼電保護通道問題經分析故障發(fā)生過程如下：2011年5月31日04：51，甲乙線B相故障，15#桿B相雙串合成絕緣子閃絡。甲乙線乙側RCS931電流差動動作、距離I段動作，PSL602保護縱聯(lián)保護動作、距離I段動作。甲側RCS931電流差動動作，PSL602保護由于未收到對側允許信號，保護未動作，870ms后PSL602重合閘動作，兩側均重合成功。丙丁線丙側RCS901正方向啟動，由于高頻通道短路，未收到對側保護閉鎖信號，RCS901縱聯(lián)變化量方向、縱聯(lián)零序動作，872ms后PSL602重合閘動作，重合成功。丁側由于反方向元件啟動，保護未動作。（4）事件處理過程及結果；故障情況分析與結論：甲乙線甲側PSL602保護由于光纖信號傳輸裝置切換開關11QK2結點故障，收信輸入回路斷開，未收到對側允許信號，保護未動作。六、繼電保護通道問題PSL602保護光纖信號傳輸裝置切換開關11QK2，采用伊萊克斯的LW21-16N23-10A切換開關。近年來伊萊克斯切換開關使用較多，故障也較多，去年有伊萊克斯其他型號的切換開關反措（測控屏上帶燈的操作開關，其電阻熱穩(wěn)定不夠會引起斷路器誤分合）。切換開關11QK2，用于切換光纖信號傳輸裝置的開出開入信號、電源等，當執(zhí)行旁代操作或停用縱聯(lián)保護時操作時，使用此切換把手。如采用高頻通道，可通過通道試驗驗證此把手，如采用光纖通道，無法通過巡視發(fā)現(xiàn)此類缺陷。丙丁線丙側RCS901保護由于高頻電纜短路，未收到對側保護閉鎖信號，動作出口。由于高頻電纜的聚乙烯層與銅芯、屏蔽層受熱膨脹系數(shù)不一，在幾年的熱脹冷縮后，原在銅芯與屏蔽層之間起絕緣隔斷作用的聚乙烯層，不斷內縮，形成內陷，導致銅芯與屏蔽層之間無遮攔，容易發(fā)生短路。此外，施工工藝也存在一定問題，未將聚乙烯層與銅芯保持足夠的距離，帶來隱患。高頻電纜故障可通過通道測試發(fā)現(xiàn)，檢查運行人員記錄（PMS巡視記錄中2天測試1次）及裝置內部開入記錄，均未發(fā)現(xiàn)問題。六、繼電保護通道問題（5）案例啟示與經驗教訓：開展高頻電纜檢查工作，檢查結合濾波器和保護屏兩側銅芯與屏蔽層是否保留一定裕度，裕度不足應立即整改。加強某地區(qū)高頻保護的通道試驗管理，定期對變電站通道試驗記錄檢查。開展PSL602等光纖縱聯(lián)保護的檢查工作，對收信輸入輸出回路檢查，重點檢查切換開關結點的正確性。加快電網基建技改工作，逐步將PSL602保護更換為PSL603保護，取消收信輸出輸入回路。六、繼電保護通道問題2、收發(fā)信機回路故障（1）事故簡述

2000年5月13日1時25分，500kV甲乙線故障，甲乙線保護正確動作，重合不成功永跳，故障時，相隔兩條220kV線路的丙站200kV線路丙丁線丙側高頻保護誤動，單相跳閘后，重合成功。其一次接線圖如圖3-31所示。圖3-31丙站保護區(qū)外誤動一次接線示意圖六、繼電保護通道問題（2）保護動作分析事故后檢查發(fā)現(xiàn)，造成丙丁線丙側誤動原因是，丁側YBX線路濾波器插件中電容C03擊穿，見圖3-32，因丁側為反方向，C03擊穿后，不發(fā)閉鎖信號，使丙側正方向高頻保護誤動。

圖3-32線濾插件接線示意圖六、繼電保護通道問題（3）防范措施因YBX收發(fā)信機在反措中取消了線濾插件中的壓敏電阻，使得無保護回路造成電容擊穿，通道不通，為防止這種情況的發(fā)生，應提高電容C03的工作電壓，才是根本辦法。在考慮反措方案時，應慎重，對于各種可能發(fā)生的情況都應考慮，以免顧此失彼，造成保護的誤動或拒動。七、工作電源問題1、220kVCC站全站失電事故分析（1）事故簡述2007年10月27日10：10，220千伏CC站110千伏線路春地1161C相流變處發(fā)生故障，導致CC站全站停電，并影響漕溪、文定、零陵、龍華等7座變電站。停電范圍涉及徐家匯、田林、龍華等5地方公司，負荷26萬千瓦，其中市區(qū)負荷11萬千瓦，郊區(qū)負荷15萬千瓦。10：15，開始恢復CC站220千伏母線，10：40開始逐步恢復用戶供電，至11：33，供電全部恢復。CC站220kV系統(tǒng)為雙母單分段接線，具有雙母聯(lián)，有4回聯(lián)絡線，4回終端線，其中兩回聯(lián)絡線到吳涇電廠，兩回聯(lián)絡線到500kV泗涇變；110kV系統(tǒng)為雙母單分段接線，有110kV出線7回，正常情況下分列運行；35kV系統(tǒng)為雙母單分段接線。七、工作電源問題10月27日上午10:10，CC站春古1162線路進行流變調換及閘刀大修工作，承擔流變調換的是陜西送變電員工。在工作過程中，需要使用鋼絲繩從母線間隔內進行流變起吊工作。在鋼絲繩施放過程中，鋼絲繩不慎觸及鄰近間隔春地1161有電部分，導致春地1161線路跳閘（正確動作）。鋼絲繩受電動力擺動，又彈及春地1161母線閘刀母線引下線部分，引發(fā)110kV母差動作（正確動作）。此時控制室內鈴響、喇叭響，控制室內燈光突然變暗，控制盤220kV母線電壓，110kV母線電壓，35kV母線電壓均顯示為零，220kV四根聯(lián)絡線吳春4101/4102，泗春4127/4128綠燈閃爍，線路開關跳閘，CC站全站停電。七、工作電源問題（2）事故分析從故障錄波及保護動作情況分析，整個事故過程分為三個過程：1）10:09:48.414春地1161線路故障，故障點位于線路出口，保護配置為LFP941A，保護23ms出口，動作元件為另流一段，距離一段，故障電流31A（二次值），90ms切除故障，110kV付母線電壓恢復。2）第一次故障后1800ms，110kV付母線故障，110kV母差動作，跳開220kV付母線上元件，110kV旁路，2號主變110kV側開關，本次故障持續(xù)140ms左右。當2號主變110kV開關跳開后，110kV付母線失電。3）當110kV付母線失電140ms后（10：09：50.354），路波圖上看到220kV電壓失卻，原因為中央信號屏上220kV壓變閘刀切換直流電源失卻（直流分屏上中央信號直流小開關跳開引起）造成220kV電壓小母線失電。站內四回聯(lián)絡線后備距離保護（均為CSL101A）失去交流電壓，先后跳開，造成CC站全停。七、工作電源問題根據故障錄波器、設備故障點及保護掉牌信號，本次事故中110kV線路保護和母差保護動作行為正確。在110kV付母線失電140ms后，直流分屏上中央信號電壓切換直流小開關跳開時導致此次事故的原因（如圖1所示）。圖中B6為中央信號（光字牌和音響等信號）的直流小開關，C10為中央信號電壓切換直流小開關，事故中均跳開。其中C10的跳開導致220kV壓變閘刀切換直流電源失電。從附圖2、3可以看到，220kV壓變閘刀切換直流電源失電引發(fā)220kV電壓小母線失電，后備保護的輸入交流電壓全部失卻。C10B6220kV壓變閘刀切換直流電源圖1直流分屏直流小開關示意圖

七、工作電源問題在正常情況下，220kV后備距離保護（CSL101A）有PT失壓閉鎖功能，在保護正常運行時，如果失去交流電壓可以閉鎖保護出口。但是，由于第一次故障發(fā)生時，站內220kV聯(lián)絡線路的后備距離保護已經起動（突變量啟動），PT失壓閉鎖邏輯在保護起動后不再起作用（需待保護整組復歸后才起作用），所以220kV電壓小母線失電后，距離保護失壓動作出口，導致四回220kV聯(lián)絡線先后跳開，CC站失去電源，全站停電。4回220kV聯(lián)絡線跳開時間依次如下：從第一次故障發(fā)生開始計算，2643ms泗春4128保護動作，5583ms吳春4102線保護動作，5590ms吳春4101保護動作，6613ms泗春4127保護動作。七、工作電源問題（3）應汲取的教訓和采取的措施由于CC站地處市區(qū)重要負荷，因此在直流回路設計中，不僅要求后備保護用PT可以在正付母之間切換，而且要求在正母I、II段之間切換，導致所有的后備距離保護從根源上來看，公用一個切換直流電源，這個電源一旦失卻，將造成后備距離保護失壓。因此從一次規(guī)劃設計中，應強調同一方向的線路應盡可能地均勻分布在不同分段母線上，從直流電源設計中應充分考慮各種惡劣情況，以避免全站停電為原則。上下級直流小開關的配合問題也是此次故障的原因之一。中央信號直流小開關回路中的問題，導致上級直流開關跳閘，電壓切換直流電源失卻，從而引起事故擴大。另外，對于一些重要的直流電源不宜和中央信號等站控其它電源合用一個支路電源，建議由直流屏獨立支路電源供電七、工作電源問題2、低壓自投切裝置誤動原因分析及改進措施1999年8月8日某變電所500kV主變35kV側低抗自投切裝置發(fā)生了自切誤動作，由于低抗開頭未投入運行，沒有造成后果。（1）裝置原理介紹該裝置采用了南京自動化設備廠生產的組合箱，其中：JNB-1逆變電源，JKW-21開關穩(wěn)壓電源，JZY-11為正序電壓繼電器，JY-2為過電壓繼電器，JZX-11為中間、信號繼電器。相應的自投切二次回路如圖1：當500kV電壓提高到1.1Un時，1YJ2、2YJ2過電壓繼電器動作，帶動2JZX中間、信號動作、起動SJH時間繼電器經0.5s去合35kV低抗開關。當500kV正序電壓降低到0.9Un時，1YJ3，2YJ3正序電壓繼電器動作，帶動3JZX中間、信號動作、起動SJT時間繼電器經0.5s去跳35kV低抗開關，當正序電壓降低到0.7Un時1YJ1、2YJ1起動1JZX中間，信號直接去跳35kV低抗開關。保證了500kV電壓穩(wěn)定。

七、工作電源問題（2）裝置誤動原因分析七、工作電源問題該裝置電源采用晶體管JNB-1逆變桿件，由110V直流逆變成40V直流（見圖2），經開關穩(wěn)壓回路輸出22V、18V、-1.5V。圖2中，電感L和電容C8構成濾波回路。R8為電容C8的泄流電阻，防止在空載運行時輸出電壓太高。C7的作用為降低尖峰電壓。由于電容的質量問題，C8電容軟擊穿，使40V直流電源有抖動下降現(xiàn)象，開關穩(wěn)壓回路輸出的18V直流不穩(wěn)定，而18V電壓又為JZY-11正序電壓繼電器的工作電壓。R3+W1為正序電壓繼電的動作的門檻電壓，18V直流電壓不好，引起門檻電壓降低，從而使正序電壓繼電器動作、起動中間信號去跳35kV開關。七、工作電源問題（3）改進措施若用1J密封小中間的1J1常開接點串接在1JZX、3JZX中間起動回路中，當逆變電源故障時1J繼電器返回，1J1斷開、切除正常電壓繼電的自切起動回路，使它不能起動跳閘，同時用1J2常閉接點，接于SCADA系統(tǒng)，發(fā)“逆變電源故障”信息，為了知道單個電壓繼電器動作，利用電壓繼電器另一對常開接點都并聯(lián)接于SCADA系統(tǒng)，發(fā)“電壓繼電的動作”信息來監(jiān)視電壓繼電器。經做聯(lián)動試驗，裝置動作正確信息正常，閉鎖效果良好。自投切裝置的誤動，對500kV主變的安全運行構成了危害，必須加以重視，我們對該裝置進行了技術改進后，動作可靠，防止了逆變電源故障引起的繼電器誤動和單個電壓繼電器誤動。保證了電網的安全運行。八、二次回路干擾2、輔助接點切斷跳閘電流引起干擾誤跳三相 （1）事故經過：某電網兩座發(fā)電廠之間的一條500kV聯(lián)絡線L1線路兩側，分別配有一套微機型高頻允許式相間、接地距離保護裝置和集成電路高頻允許式相間、接地距離保護裝置。并裝設一套集成電路重合閘裝置，用單相重合閘方式。主接線如圖1-1所示。

八、二次回路干擾1999年8月4日18點59分，發(fā)電廠1側L1線路出口A相避雷器爆炸，造成A相永久故障，二套主保護均正確起動，故障錄波器顯示70msA相斷路器跳閘，再經45msB、C二相斷路器跳閘，沒有重合，三跳信號是微機型保護裝置發(fā)出的。發(fā)電廠2側L1線路二套主保護裝置及重合閘裝置動作正確，故障后70msA相斷路器跳閘，該線路采用順序重合閘，即發(fā)電廠1側重合成功后發(fā)電廠2側重合，可減少發(fā)電廠2大機組的故障沖擊，由于發(fā)電廠1側L1線路已三相跳閘，發(fā)電廠2側L1線路故障相沒有電壓，線路三相沒有電流的條件成立，立即三相跳閘，動作正確。由于是永久性故障，兩側保護三跳未造成嚴重后果，但發(fā)電廠1側保護在單相故障情況下未重合而三跳是不正確的。八、二次回路干擾（2）事故分析：發(fā)電廠1側L1線微機保護裝置打印出的故障報告（見附表）：A相故障電