继电保护及安全自动装置不正确动作行为分析.doc

继电保护及安全自动装置不正确动作行为典型案例分析（内部资料 仅供参考）宁夏电力调度中心2007年1月继电保护及安全自动装置不正确动作行为典型案例分析主编：杨超平主审：王玉川 编写：刘志远 蔡 乾寿海宁 李玉芳温靖华 罗美玲王 辉 陈小龙 序 言 随着宁夏地区电力负荷的快速增长，近年来宁夏电网结构发生了很大变化。新设备、新技术也大量投入运行，这无疑增加了电网继电保护运行管理的难度。国内外经验表明，大型电力系统一旦发生自然或人为故障，不能及时有效控制而失去稳定运行或造成电网瓦解，将酿成大面积停电，会给社会带来灾难性的后果。因此，电力系统安全稳定运行，就成为电网运行管理的主题。国内外所有继电保护工作者都在千方百计采取技术的、管理的各种措施，力求避免保护装置拒动、误动，防止出现电网大面积停电事故。继电保护装置正确动作率的高低，除了设备制造质量因素外，在很大程度上取决于设计、安装、调试和运行维护人员的技术水平。据统计，我国220kV及以上系统继电保护装置的不正确动作次数中，继电保护及运行维护人员因素造成的不正确动作占30%以上。因此，提高继电保护、运行维护、设计及安装人员的技术水平和经验积累，是减少继电保护装置的不正确动作次数的重要手段。为了更好的帮助各单位对以往保护装置动作情况进行分析、理解，我们特编写了这本小册子。总结了各地的典型动作情况，希望能帮助我们识别和处理故障，积累经验，少走弯路，引以为戒，得心应手的开展工作，避免此类事故再次发生。并结合以“爱心奉献电网、用心尽责工作、务实规范作业”为主题的“继电保护安全年”活动，发扬继电保护人员的敬业精神，为宁夏电网的安全、稳定运行做出新的贡献。 杨超平2007年1月目录一、宁夏电网继电保护不正确动作行为典型案例分析11、 平吉堡变电站#1主变保护零序方向过流I段拒动事故分析12 、110kV南山变电站线路故障时故障录波器未录波事故分析33、220kV正谊变电站1主变保护误动事故分析44、220kV盐池变电站非电量保护误动事故分析65 、330kV青铜峡变电站220kV母差保护误动事故分析66、中宁二厂220kV母联开关跳闸事故分析87、330kV 宁安变电站线路故障录波器未录波事故分析88、220kV武平线大武口电厂侧WXH-11型保护误动事故分析99、220kV东坡线东山变侧高频方向保护误动事故分析1110、220kV新掌线相继故障重合闸单跳造成非全相运行事故分析1211、220kV新吉线平吉堡变侧高频方向保护误动事故分析1312、平吉堡变#2主变冷控失电保护跳闸事故分析1513、220kV盐池变110kV盐马线距离保护误动事故分析1714、马莲台电厂330kV升压站3320开关误跳闸事故分析1715、220kV月凤乙线光纤距离保护误跳闸事故分析1816、220kV新凤线光纤差动保护误动作事故分析2017、110kV盐砖线A相瞬时性故障开关拒动事故分析2118、220kV新花线光纤纵差保护误动作事故分析2219、110kV谊旌线正谊变侧距离保护近区反向误动事故分析23二、西北电网继电保护不正确动作行为典型案例分析271、北郊变330kV开关无故障跳闸272、大通电厂330kV母失灵保护误动283、南郊变#2、#3变过励磁保护误动事故分析294、韩城电厂全停事故分析315、罗敷变#1主变误动事故分析346、330kV阿兰变#1主变跳闸事故分析357、秦岭电厂母线故障事故分析398、青海330kV花石线光纤纵差保护区外故障误动事故分析429、甘肃330kV陇临I线零序段系统无故障误动跳闸事故分析4410、银和I线高频保护正向区外误动事故分析4411、草北I、II线重合闸拒动事故分析46三、华中电网“7.1 ”事故调查报告48四、欧洲“11.4”停电事故简介71后记83近年来，宁夏及全国电网继电保护及自动装置发生多起不正确动作，给电网安全稳定运行带来一定的隐患，为此我们把近年来继电保护及自动装置不正确动作的典型案例进行汇总，以供宁夏电网各单位参考借鉴，提高全网继电保护及自动装置安全稳定运行水平，使继电保护工作更上一个新台阶。一、宁夏电网继电保护不正确动作行为典型案例分析1、 平吉堡变电站#1主变保护零序方向过流I段拒动事故分析11事故经过 2005年2月17日20时57分，平吉堡变电站110kV吉橡线进入橡胶厂区的29#铁塔户外电缆终端头发生C相接地转B、C相两相永久性接地故障，110kV线路开关跳闸，重合不成功后，110kV线路接地距离和零序II段保护后加速动作，第二次跳闸时，开关拒动，造成该站#1主变三侧开关、#2主变高压侧开关越级跳闸，之后，与平吉堡变电站通过110kV吉南线相连的南山110kV 变电站内的#1主变、#2主变间隙过压保护跳闸。12事故分析故障前平吉堡变电站#1、#2主变并列运行，220kV、110kV中性点均在#1主变接地，220kV母线并列运行，110kV母线并列运行。故障前平吉堡变主接线示意简图如下： 故障前系统接线示意简图110kV线路发生永久接地故障，开关拒动后，按保护配合原则， #1主变110kV侧零序方向过流I段保护应动作，但#1主变零序方向元件接反，将正向故障判为反向，导致#1主变零序方向过流I段保护拒动(4.5A 1.5跳母联 2.0跳本侧), 110kV 母联开关和#1主变110kV侧开关未跳闸,当故障持续4s后，由不带方向的零序过流保护动作，跳开#1主变三侧。#1主变三侧跳开后，该变电站110kV系统变为不接地系统，当时110kV线路故障依然存在，中性点不接地的变压器在中性点产生过电压，因此与该站通过110kV吉南线路相连的南山110kV 变电站（为一风电电源点）内的#1主变、#2主变间隙过压保护达到动作定值而跳闸。由于平吉堡变电站110kV母联未设专用母联保护，在此种情况下无法跳闸，使得2 #主变与故障点无法隔离，此时故障进一步转换为BC相永久性接地故障， #2主变通过高压侧复压过流保护动作， #2主变高压侧跳闸。该站110kV母线全部失压。13结论 造成平吉堡变电站110kV母线全部失压的原因是#1主变零序方向元件接反。不正确责任为运行部门继电保护误接线。 14整改措施141现场保护人员应按具体的规程规范的要求，认真做好继电保护定期校验工作，对各类继电保护装置方向元件的正确性要认真复核，并对装置进行带开关传动，确保装置正确动作。142保护人员在装置说明书不够详细的情况下，应主动与保护生产厂家沟通，对有疑问的地方要求厂家以书面的形式交代清楚。143在今后基建、更改项目中，为避免方向接反，主变零序后备保护的方向元件不宜接中性点CT，其方向元件应通过保护装置自产3U0、3I0实现。144对带有重要负荷的双母线接线方式的变电站，母联断路器应装设专用的母联保护。2 、110kV南山变电站线路故障时故障录波器未录波事故分析21事故经过 2005年2月17日20时57分，110kV南山变电站一110kV线路故障，故障录波器（TK-WGL-01）未能录波。22事故分析 该变电站所接电源为风电电源，由于风机电源点不平衡特殊情况，造成故障录波器频繁启动，使录波器工控机C盘下的运行日志文件wgl.txt不断增大，增大速度超出厂家设计要求，使C盘空间全部占满，最终导致录波器主机死机。由于该变电站属无人值守站，故障录波器的告警信号接线在综控屏处被打开，故运行人员无法监视告警信号。23结论 故障录波器（TK-WGL-01）程序设计存在缺陷，导致装置死机造成录波器未能录波；遥信告警信号线在综控屏处被打开致使未能及早发现设备缺陷。不正确责任为制造部门软件问题。24整改措施241 联系厂家，对故障录波器装置程序进行升级，并检验其可靠性。242 对其他厂站该类型故障录波器进行软件升级。243加强运行维护人员责任心，对于无人值守变电站，应加强对保护设备的定期巡视。244工作中严格执行有关规定，打开的二次线工作结束后必须及时恢复。3、220kV正谊变电站1主变保护误动事故分析31事故经过 2005年2月21日12时53分，落石滩220kV变电站220kV母联间隔C相CT坠落，220KV母差保护正确动作切除故障，之后进行母线电压恢复。在落石滩220kV变电站母线恢复的过程中，220kV正谊变电站#1主变跳闸， #1主变保护装置没有故障报文。32事故分析 从正谊220kV变电站的故障录波图上可看到，落石滩220kV变电站故障消除后，220KV母线电压恢复过程中，正谊220kV变电站的1主变C相的电流明显地有60ms左右的励磁涌流， 该主变保护装置为CST32A，其励磁涌流的制动采用间断角原理，而该装置间断角原理是不完善的，且保护装置实现起来也比较困难，存在因闭锁不住励磁涌流而误动的可能。在后来的现场试验中也验证了此次误动。 CPU发出跳闸令以后，装置的电源插件本身受到了共模干扰，电源插件的输出短时间被闭锁住，使装置本身失电，虽然在CPU发跳闸令的同时也向CPU内存送报告，但是由于CPU的内存报告是掉电丢失的，因此CPU报告丢失了，而向MMI发报告是在整组复归（6S的时间）后才向MMI发送的，因此MMI在装置失电时也没有收到报告，所以从CPU和MMI中都无法调出报告。33结论 本次1主变区外故障误动是由保护装置的原理缺陷造成的。 不正确责任为制造部门原理缺陷。 34整改措施341争取更换为保护原理先进、成熟的保护装置，最好实现双主双后备的保护配置，主保护采用不同原理。342在不能更换保护装置的情况下，联系厂家进行软件升级。343在今后基建、更改项目中，避免使用不能有效保护一次设备的保护装置，应采用功能良好，性能稳定的产品。4、220kV盐池变电站非电量保护误动事故分析41事故经过 2005年3月4日3时07分，220kV盐池变电站#3主变调压重瓦斯、主变轻瓦斯、压力释放、冷却器全停及主变温度高五个非电量保护动作，#3主变中、低压两侧开关跳闸。 42事故分析 盐池变电站#3主变非电量保护（许继日立公司SXB-10型）中间继电器的动作功率小（只有1瓦）、动作速度过快（约3ms），不符合电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点的规定。主变本体保护出口继电器线圈两端仅并联了一个续流二极管，但没有保护电阻；本体保护出口跳闸正负电源端子相邻，不符合反措要求。在意外干扰情况下，上述5个非电量保护同时动作，17ms之后变压器断路器跳闸，经检查#3变压器无故障及异常。43结论 #3主变非电量保护启动继电器动作功率过小，抗干扰性能差，导致保护误动。 不正确责任为制造部门原理缺陷。44整改措施441联系厂家更改该保护装置的非电量保护中不符合要求的部分。442在运行期间加强维护工作的管理，保证保护装置安全稳定的运行。5 、330kV青铜峡变电站220kV母差保护误动事故分析51事故经过 2005年4月9日10时24分，330kV青铜峡变电站220kV母差保护（许继厂WMH-100）动作，跳开220kV母联开关。52事故分析 从故障录波器打印的故障报文分析，跳闸时刻系统一次没有故障发生。但从母差保护装置打印的故障报文可看到C相电流采样数据严重畸变，采样数据瞬时达到千安，造成母差保护动作出口。由于当时电压采集回路正常，闭锁了各间隔出口。但母联间隔出口跳闸不经电压闭锁，所以母联开关跳闸。53结论 330kV青铜峡变电站220kV母差保护装置（许继厂WMH-100）为该型装置早期产品，元器件已严重老化。保护装置C相电流采集回路A/D板发生异常，导致采样数据严重畸变造成保护误动作。 不正确责任为制造质量不良。54整改措施541做好早期微机保护装置的运行维护，按时校验到期的保护装置，对老化的产品在运行时要特别加强巡视。542对早期的保护装置要准备好相应的备品备件，并做好相应的事故预案，在装置出现问题时可及时有效的解决。543在有条件的情况下，更换该型保护装置为先进的、可靠的保护装置。544对220kV及以上的母线保护应采用不同厂家，不同原理的双套母差保护，并各自采用相互独立的CT二次绕组。6、中宁二厂220kV母联开关跳闸事故分析61事故经过 2005年4月21日11：09分，中宁二厂220kV母联开关跳闸。62事故分析 保护人员在做#1发电机复合电压过流保护试验时，未拆除发电机复合电压过流保护出口跳母联的连接线，试验过程中，造成母联开关跳闸。63结论 保护为误动作，反映了保护人员对装置及回路不熟悉，安全监护不到位。 不正确责任为运行部门误碰。64整改措施641在保护检修中严格按照作业指导书项目工作，不漏检项目，不留死角；加强维护人员责任心，做好安全监护。642加强技术培训，提高技术力量，熟悉所维护的保护装置、回路，保证保护装置可靠动作，安全运行。643做好保护检修的管理工作，工作由熟悉装置、回路的人员进行。7、330kV 宁安变电站线路故障录波器未录波事故分析71事故经过 2005年6月8日15时42分，330kV 宁安变电站安固线A相瞬时故障，保护正确动作，线路故障录波器（深兰SL-117）录波启动，但未能正确录波。72事故分析 安固线A相瞬时故障时，故障录波器正确启动，但未能录波。经查确认为由于工控机CPU模块在处理增加的信息管理COMTRADE文件中，主频偏低，引起故障录波器数据处理过慢，从而未能正确录波。 73结论 故障录波器（深兰SL-117）装置存在缺陷导致未能正确录波。 不正确责任为制造部门软件问题。74整改措施741与故障录波器厂家联系，对故障录波器进行CPU模块升级，以解决不能正确录波的问题。742对故障录波器的维护、管理要予以高度的重视。 743应选用质量上乘，性能良好的故障录波器产品。744对于使用工控机的故障录波器尽量不用。8、220kV武平线大武口电厂侧WXH-11型保护误动事故分析81事故经过 2005年6月17日03：42分，220kV平惠甲线距平西220kV变电站6.8kM处发生C相单相接地故障(2#2杆C相鸟害), 220kV平惠甲线两侧线路保护正确动作，开关跳闸，重合成功。220kV平惠甲线发生C相接地故障的同时，220kV武平线两侧保护也同时启动，大武口电厂侧WXH-11型高频闭锁零序保护18ms出口， C相跳闸出口，故障后482ms时，220kV武平线平西变侧WXH-11型高闭零序保护出口，开关三相跳闸。 82事故分析821 220kV平惠甲线发生故障，保护出口跳闸正确，重合动作正确。822 220kV平惠甲线C相发生单相接地故障时，220kV武平线两侧保护装置同时启动，正常情况下，武平线大武口电厂侧零序功率方向元件判为正方向，本身收发信机停信，平西变侧零序功率方向元件判反方向，收发信机一直对大武口电厂侧和本机发闭锁信号，两侧高频零序保护均不应动作。从故障后的分析和实验可以看到，220kV武平线大武口电厂侧保护启信后立即停信，平西变侧一直发保护闭锁信号，大武口电厂侧一直能够收到平西变侧发来的闭锁信号，收信输出接点闭合。但大武口电厂侧的高频零序保护仍然快速出口跳闸。经查证，大武口电厂侧WXH-11型保护装置老化，使定值发生变化，高频闭锁零序保护控制字由KG：8102变为8202，既由闭锁式变为允许式，与所下发的定值不符，在区外正方向故障时，收到对侧信号后，装置判断为对侧发来的允许信号，保护立即出口跳闸。823在故障开始时，220kV武平线平西变侧高频闭锁零序保护启动，零序功率方向元件判为反方向（从录波图上可以看出3U0超前3I0约90度左右），高频收发信机持续发信。WXH-11型高频零序保护软件设计逻辑为当保护启动判为反方向，程序立即进入振荡闭锁模块，平西变侧高频闭锁零序保护可靠不动作。当大武口电厂侧C相开关跳开后，线路A、B两相运行，此时平西变侧零序方向倒向，零序功率方向元件判为正方向（从录波图上可以看出3I0超前3U0约110度），高频闭锁零序保护判为区内故障，WXH-11型高闭零序保护软件设计逻辑为当程序进入振荡闭锁模块后，若判断为区内故障，高频零序保护不再选相，经过60ms延时直接跳开三相开关。经检查和分析，220kV武平线平西变侧高频闭锁零序保护动作行为符合软件设计逻辑。 83结论 220kV平惠甲线保护动作正确；220kV武平线大武口电厂侧保护误动是由装置老化引起的，平西变侧保护动作正确。 不正确责任为制造质量不良。84整改措施841 220kV武平线保护装置WXH-11、 WXH-15型早期微机线路保护运行已10年左右，2003年发现运行不稳定，已安排更换。到今年全网WXH-11、WXH-15型保护已大部分更换为当前技术先进的保护装置，未更换的也已在更换计划中，计划尽早完成。842 对所维护的保护装置情况要有全面的了解，仔细核对装置定值，对运行状况不良的设备要尽快汇报，便于及时安排检修、更换。 9、220kV东坡线东山变侧高频方向保护误动事故分析91事故经过 2005年7月7日14时24分，220kV银新线发生C相接地故障，线路两侧C相开关跳闸，重合成功，两侧保护全部正确动作。银新线发生C相接地故障的同时，220kV东坡线两侧高频方向WXH-15X型保护同时出口，C相开关跳闸，重合成功。92事故分析从故障录波图上看，银新线发生C相接地故障，220kV东坡线短路电流由五里坡变侧流向东山变侧，因此，五里坡变侧为正方向，东山变侧为反方向，正常情况下东山变侧应一直发闭锁信号。但东山变侧高频方向保护屏内，端子排1D#2、1D#3端子（接3U0）进入装置内部的接线1n74、1n75接反，导致C相区外故障时，装置采样的3U0与实际的3U0方向相反，使高频方向保护的突变量方向元件将区外反方向故障判为正方向故障，故220kV东山变侧高频方向WXH-15X型保护装置18ms停信，220kV东坡线五里坡变侧的保护装置判为正方向故障，正常停信，这样东坡线两侧高频方向保护同时停信，两侧都跳开C相开关。93结论东山变侧高频方向保护WXH-15X为误动，220kV五里坡变侧高频方向保护动作出口是由于对侧保护停信所致。不正确责任为运行部门继电保护误接线。94整改措施941加强保护维护人员责任心，工作结束后，必须要有第二人复查保护接线及装置各方面的正确性。942为防止以上事故的再次发生，同时保证检修工作的安全性，对今后基建及技改安装的保护装置的电压回路作出以下要求：切换后电压必须经过端子排再进装置，且使用试验端子。943保护装置在采样到零序电压后，必须有PT告警信号，且信号可以点亮装置面板告警指示灯和光字牌，并发信号到后台进行监控。944 在电压、电流二次回路工作结束后，必须打印采样报告，校核装置交流回路外部接线的正确性。10、220kV新掌线相继故障重合闸单跳造成非全相运行事故分析101事故经过2005年7月17日20：06分，220kV新掌线发生C相接地故障，线路两侧C相开关跳闸，重合成功，两侧保护全部正确动作。经过6秒后新掌线再次发生C相接地故障，新掌线两侧保护出口，C相开关跳开，重合闸未进行重合，线路A、B两相非全相运行，调度令运行人员手动断开A、B两相，强送新掌线成功。 102事故分析新掌线保护装置为许继生产的WXH-11（15）X型第一代微机线路保护装置，其重合闸在相继故障情况下的动作逻辑为：在线路发生间隔小于10秒的相继故障时，重合闸在充电不满的情况下，装置不发三跳令；当两次相继故障的间隔大于或等于10秒后，重合闸在充电不满的情况下发三跳令，线路开关三相跳闸。此次相继故障的间隔时间为6秒，第一次接地故障时重合成功；第二次接地故障时，保护正确动作，但此时重合闸装置未能充满电，重合闸在此情况下不发三跳令，C相开关跳闸，不重合，造成开关单跳后线路长期非全相运行。103结论本次220kV新掌线相继故障单跳不重合，造成非全相运行是由WXH-11（15）X重合闸逻辑缺陷造成的。 不正确责任为制造部门原理缺陷。104整改措施在全网内更换该型保护装置（目前大部分已更换）。11、220kV新吉线平吉堡变侧高频方向保护误动事故分析111事故经过2005年8月27日11时55分，220kV新吉线新城变侧手分开关，平吉堡变侧WXH-15/X高频方向保护装置动作，开关三跳。112事故分析通过对220kV新吉线两侧保护动作报告和录波报告的分析，发现新城变侧手动断开220kV新吉线断路器时，由于三相断路器分闸不同期，产生了不平衡电流并且有电流突变，使两侧收发信机同时发信，当新城变侧断路器完全断开后，该侧高频方向保护位置停信。WXH-15/X型保护高频方向保护是以电流、电压工频变化量相位来判断方向，故障时先进行方向元件电流的判别再投入突变量的方向元件进行比相，该保护灵敏度比较高。现对WXH-15高频方向保护动作进行说明。送端故障前（分闸前） 故障后故障分量（分闸后）IUIU 受端故障前（分闸前） 故障后故障分量（分闸后）IUUI 动作区（阴影部分） 动作方程：-170argU/I10O时，保护进入动作区，高频方向保护动作。220kV新吉线平吉堡变侧工频变化量方向保护判为正方相，满足上述条件，对侧收发信机位置停信，平吉堡变侧高频方向保护动作，开关跳闸。113结论220kV新吉线新城变侧手分开关，平吉堡变侧高频方向保护动作是由保护装置的保护逻辑造成的。 不正确责任为制造部门原理缺陷。114整改措施1141在线路投运及停运时，应先退出WXH-15X高频方向保护，开关分合完成后，再投入高方保护。1142在全网内更换该型保护装置。12、平吉堡变#2主变冷控失电保护跳闸事故分析121事故分析 2006年4月15日16时39分，平吉堡变#2主变三侧断路器冷控失电保护跳闸。跳闸时主控警铃喇叭响，2主变控制屏 “冷却器全停跳闸”光字一闪即灭，“保护跳闸”光字亮，主变三侧开关跳闸，2主变保护屏非电量保护“TJ”灯亮，同时人机对话面板显示“LKSD”动作。122事故分析 跳闸后保护人员对平吉堡变#2主变的冷控失电控制回路、跳闸回路、冷控电源回路及冷控失电控制回路的每根电缆的绝缘进行了检查，检查结果如下：冷控失电控制回路、跳闸回路检查：分别只断开两路风冷电源中的一路，另一路在合，控制屏“工作电源故障”光字亮，保护不跳闸；两路电源都断开，控制屏无光字亮，经过1分钟控制屏“冷却器全停”光字亮；再经过22分钟控制屏“冷却器全停跳闸”、“保护跳闸”光字亮，#2主变保护屏7号冷控失电灯瞬时点亮，保护跳闸TJ灯长亮。随后模拟人为造成K12继电器吸合和在风冷控制箱短接01/2B-196、029/2B-196冷控失电出口接点，控制屏“冷却器全停跳闸”、“保护跳闸”光字亮，#2主变保护屏7号冷控失电灯瞬时点亮，保护跳闸TJ灯长亮。 对风冷电源进行检查：两路电源正常，接触器励磁正确，电源切换正确。 对风冷回路中的电缆进行绝缘检查：各根电缆均满足要求。 这样，风冷控制回路正确，跳闸回路正确，风冷电源回路正确，风冷回路中的电缆绝缘良好。123结论 冷控失电保护并没有动作，初步判定为人员误碰。 不正确责任为运行值班人员维护不良。 124整改措施为防止此类故障再次发生，保护人员要对有可能在保护跳闸回路上有工作的人员进行交代，防止误碰造成跳闸事故，必要时派人到现场监护。13、220kV盐池变110kV盐马线距离保护误动事故分析131事故经过2006年4月16日16时52分，220kV盐池变在进行110KV母线倒闸操作过程中，发生110kV盐马线SXH-111距离保护III段动作，开关跳闸。132事故分析许继日立公司在设计中为了节省CPU的中断处理时间，在设计中省略了一个时间元件和一个触发器,出现三相TV断线不能闭锁距离保护的缺陷，从而导致在正常负荷倒闸操作情况下，当三相电压消失，保护装置出现PT断线告警信号，10秒后PT断线告警信号自动复归，造成保护装置误动。133结论 110kV盐马线（许继日立SXH-111）线路保护三相TV断线不能闭锁距离保护，在倒闸操作过程中误动。 不正确责任为制造部门原理缺陷。134整改措施立即进行保护软件升级。14、马莲台电厂330kV升压站3320开关误跳闸事故分析141事故经过 2006年4月22日14时00分07秒，马莲台电厂330kV升压站3320开关跳闸，开关跳闸后，监控后台、保护装置、信息子站均无出口跳闸信号。次日，该电厂330kV升压站3320开关再次跳闸，与22日现象完全相同。 142事故分析 经确认DCS操作系统未发3320开关跳闸指令，现场对3320 开关本体进行了检查及跳合闸试验，开关性能良好。后检查发现#2机控制台跳3320开关的2芯电缆散落在9米电缆夹层槽盒里，其电缆两根铜芯线裸露约10mm，且距离很近，只要稍有移动，就会碰到铝质的电缆槽，造成两芯短接跳开关。143结论 施工人员误碰 。 不正确责任为基建部门误碰。144整改措施 严把电气设备的安装、调试质量关。 15、220kV月凤乙线光纤距离保护误跳闸事故分析151事故经过 2006年4月16日2点27分59秒508毫秒，220kV新掌线因鸟粪造成B相瓷瓶闪络接地。两侧B相开关跳闸后，重合成功。与此同时，220kV月凤乙线月牙湖变侧B相开关跳闸，重合成功。而与月凤乙线配置相同保护（PSL602GC）的月凤甲线未动作。152事故分析1521 220kV月凤乙线动作分析 220新掌线的故障，对于220kV月凤乙线为区外故障，两侧保护均不应动作。220kV月凤乙线金凤变侧纵联零序反方向元件在13ms动作，按正常逻辑，应立即闭锁弱馈回音功能，但保护装置没有立刻闭锁弱馈回音。在保护启动后30ms，弱馈回音功能开放，此时满足弱馈回音条件：B相电压低于60%Un且有收信，保护开始发B相允许信号，在45ms时纵联零序反方向元件闭锁弱馈回音，保护停止发B相允许信号。弱馈跳闸需要经本侧30ms确认，才可以跳本侧开关，由于故障后45ms时金凤变侧纵联零序反方向元件闭锁了弱馈回音及弱馈跳闸，没有达到本侧弱馈跳闸需要的30ms确认时间，所以保护没有动作。220kV月凤乙线月牙湖变侧PSL602GC光纤距离保护收到对侧弱馈回音信号， B相出口，跳开B相开关，重合成功。1522月凤甲线月牙湖变侧保护动作行为分析月凤甲线月牙湖变侧此次故障为正方向，纵联零序正方向元件动作，发B相允许信号，26ms后由于3I0小于纵联零序正方向动作定值（定值为2A，甲线保护测量3I0为1.86A, 乙线保护测量3I0为2.23A），零序正方向元件返回，停止发B相允许信号。该线金凤变侧保护同样在满足弱馈回音条件后发B相允许信号，月牙湖变侧甲线保护在36ms收到对侧允许信号，由于本侧正方向元件已经返回，所以月牙湖变侧甲线保护未动作。153结论 最终确定220kV月凤乙线月牙湖变侧开关跳闸原因为：PSL602GC保护装置纵联距离程序零序反方向元件未能及时闭锁弱馈回音、弱馈跳闸功能，导致220kV月凤乙线月牙湖变侧开关跳闸。 不正确责任为制造部门软件问题。 154整改措施1541对保护软件的设计更改、测试，通过RTDS数模仿真试验确认软件更改的有效性、正确性。1541对宁夏电网运行的PSL602GC光纤距离保护进行软件升级。1543要求现有在网运行的PSL602GC光纤距离保护暂时退出弱馈回音及弱馈跳闸功能，待软件设计更改后再给予恢复。16、220kV新凤线光纤差动保护误动作事故分析161事故经过 2006年4月25日20时03分39秒（装置录波时间）新凤线两侧PSL603光纤保护永跳动作出口，两侧WXH-802高频闭锁距离保护未动作，仅在两侧断路器跳开时刻起动发信。 162事故分析根据保护动作报告和录波器报告分析，跳闸时BC相负荷电流有变化，电压正常，系统无故障。经检查确认由于PSL603光纤电流差动保护的通道发生自环，在负荷电流发生波动时，启动元件动作，差流满足，造成保护装置跳闸出口。 163结论 光差保护属不正确动作。通道检查时，人为造成通道自环，满足启动条件，保护误动。 不正确责任为其他部门通信部门责任。 164整改措施1641认真贯彻落实西北电力调度（交易）中心“西电调字（2006）17号”关于开展光纤保护反措的通知。1642对PSL-603GC光差线路保护装置程序进行软件升级，增加通道自动识别功能。在光纤保护或接口装置定值中增加“地址编码”定值，只有当线路两侧的保护地址编码相对应时，光纤保护才能正常动作。1643各运行单位要切实加强光纤保护的运行管理，将光纤保护通道工作等同于保护二次回路的工作，保护通道工作结束，必须由通信、保护两个专业的技术人员同时确认，并做必要的验证试验无误后，方可投入运行。1644要求国电南自尽快解决GXC-2M光纤接口装置不可靠、PSL-603GC光差线路保护装置通道中断频繁、丢失故障录波数据、两侧差流采样不能打印及差流越限报警值偏高的问题。17、110kV盐砖线A相瞬时性故障开关拒动事故分析171事故经过 2006年5月15日19时46分，110kV盐砖线发生A相瞬时性故障，保护装置接地距离I段、零序I段、零序II段保护动作，开关拒动，故障在1000ms后自行消失。19时51分，该线再次发生A相故障，接地距离I段、零序I段、零序II段、零序III段、零序IV段保护动作，#3主变后备复压过流保护I段2时限出口跳开主变110kV侧开关，切除故障。 172事故分析 杆塔拉线下部固定金具被盗，遇大风将拉线吹到A相造成短路。开关机构箱密封不严，沙子吹进开关机构箱，造成跳闸线圈卡涩，开关拒分。 173结论 开关拒动，保护动作行为正确。 不正确责任为运行值班人员维护不良。 174整改措施对开关机构箱进行密封处理，定期清除机构箱内沙子。18、220kV新花线光纤纵差保护误动作事故分析181事故经过 2006年5月17日20时41分，220kV新凤线发生A相永久性故障，保护正确动作，重合不成功两侧开关三相跳闸。在新凤线重合后，与之相邻的220kV新花线WXH-803光纤差动保护A相出口。 182事故分析 220kV新花线WXH-803光纤差动保护A相出口存在问题。经对线路两侧录波及保护动作报告比较发现，在220kV新凤线重合前，220kV新花线两侧保护没有动作，A相录波为典型单相接地波形；在220kV新凤线重合后，220kV新花线新城变侧A相录波波形有严重畸变，新城变侧录波在776ms处缺少了半个周波的波形（10ms），造成两侧电流不平衡，出现差流且达到动作值，造成A相差动动作出口。183结论 220kV新花线新城变侧电流互感器为1985年的产品，芦花变侧电流互感器为2003年的产品，两侧电流互感器生产年代相差较大，生产厂家不同，制造工艺相差较大，造成两侧电流互感器特性不一致，使得两侧光纤纵差保护装置差流达到定值而出口。 不正确责任为其他部门试验部门责任。184整改措施 更换220kV新花线新城变侧电流互感器。19、110kV谊旌线正谊变侧距离保护近区反向误动事故分析191事故经过 2006年8月13日凌晨3时38分45秒，小雨天气，正谊变17112石谊甲线C相阻波器上方对构架金属横担处放电，造成C相接地故障，17112石谊甲线高频保护及距离I段保护出口跳闸，重合成功。但故障的同时，17117谊旌线距离I段也动作出口，造成17117谊旌线跳闸，由于其重合闸未投，故未重合。示意图如下：系统接线示意图（1）保护动作信息：正谊变：2006-8-13 03：38：45018毫秒 1ZKJCK 距离I段保护出口077毫秒 BHQDCH 保护启动重合1078毫秒 CHCK 重合出口CJZK X=0.57 R=3.78 CN 测距阻抗CJ L=12.87 CN 测距（2）装置信号指示灯及光字牌CSL 161B 线路保护装置：保护跳闸CSI 101A 断路器保护装置：重合闸动作ZYQ11S 三相操作箱装置：保护跳闸 重合闸动作192事故分析 经过调查分析，确认本次保护误动的原因为CSL系列线路保护装置在近区反向故障时，闭锁距离保护的逻辑设计存在缺陷。故障时，由于故障点离母线非常近，几乎可以认为是母线上的故障，母线C相电压降的非常低，二次值为4.7V。而17117谊旌线故障前的负荷较大，故障时C相二次电流仍有1.96A，且故障时测量阻抗几乎完全偏于横轴（呈电阻性质）。通过故障报告中的数据基本可以确定故障时17117谊旌线测量阻抗的位置，如下图中标识。 通过录波数据可以看出：1） 故障时保护装置测量阻抗恰好落在动作边界上；2） 用故障后电流与一周波前电压进行比相，也是正方向；因此满足了距离I段的动作条件，导致距离I段保护动作出口。193结论CSL161在符合以下条件时保护装置必然跳闸：a）线路对端中性点不接地；b）区外故障靠近母线；c）线路重负荷。生产厂家北京四方同时也确认以上判断，认为CSL161保护程序设计存在缺陷。194整改措施1941.现场升级方案按照宁夏电网微机保护软件管理办法，制订整改计划如下：1）本次整改必须在保证电网安全运行的前提下进行；2）不允许用现场升级软件的方式来更换程序，必须采用更换硬件（程序芯片或插件）的方法；3）各运行单位根据本单位的实际情况做好反措计划和落实工作；4）四方公司提前做好升级的前期准备工作，根据停电计划及时安排人员现场服务；5）现场升级工作完成后对已更换保护装置进行系统的逻辑校验及整组传动；1942对于负荷侧不接地且负荷较重（按线路设计容量75以上考虑）的线路，2000年前入网的此系列保护装置将逐步退出使用，可不进行整改；2000年后入网的此系列保护装置，各单位按照实际情况分轻重缓急进行整改，对停电有困难的线路可结合线路一次停电或定检进行整改。1943因发生此类故障，有可能造成系统内110kV变电站全停的线路应于2007年6月前完成整改。1944大三线、青三甲线、青三乙线、谊旌线、石铁甲线、石铁乙线、平铁线共7条线路必须立即整改。二、西北电网继电保护不正确动作行为典型案例分析1、北郊变330kV开关无故障跳闸11事故经过 北郊变系统接线简图334033423319渭南变2006年4月24日至29日，陕西330kV渭北II线停电检修，渭南侧进行线路保护校验。因北郊变无工作，北渭II线北郊侧3340、3342开关处于合环运行状态。25日16时22分，北郊变3340、3342开关无故障跳闸，重合闸装置动作成功。 12事故分析经查实，北郊变开关跳闸原因系渭南变在进行线路保护校验过程中，安全隔离措施考虑不周，试验过程中未按要求将线路光纤保护通道置于自环状态，当施加故障电流时造成线路对侧电流差动保护动作跳闸。13结论 保护属误动。不正确责任为运行部门继电保护误接线。14整改措施141要全面了解被检修装置的一次设备及相邻设备运行情况。142加强继电保护作业过程的规范化管理，对于新型的保护装置，各单位应参照厂家技术说明书中的有关内容编写详细的保护装置检验方案指导现场检验工作。143在光纤保护装置及二次回路上工作时，必须按说明书要求将装置自环，工作结束要及时恢复正常。2、大通电厂330kV母失灵保护误动21事故经过2006年月15日8时48分，青海华电大通电厂330kV WMH-800母线保护动作，3305开关跳闸，330kV 母失压。 330kV为双母接线，通黄线3305开关及母运行，3301、3300开关处于冷备用，3306及3302开关处于安装阶段。通黄线33023301330633003305330kV母330kVI母通景线 大通电厂事故前运行方式22事故分析22事故分析基建施工单位保护人员在3305开关辅助保护柜进行330kV通景线备用间隔保护二次施工中，误碰3305开关失灵启动母差回路，造成330kV WMH-800母差保护动作， 3305开关跳闸。23结论 23结论WXH-800保护属误动。不正确动作责任基建部门误碰。24整改措施241要重点做好安全技术措施方案的制定和危险点分析。242在电压回路、断路器失灵保护、母差保护、远跳、线路光纤差动保护、联切回路及“和电流”接线方式等涉及运行的二次回路上工作时，要特别注意做好安全隔离措施。 3、南郊变#2、#3变过励磁保护误动事故分析31事故经过2006年6月29日16时50分，陕西330kV南郊变2、#3主变PST-1204、WBZ-500H四套过激磁保护同时动作跳闸，损失负荷9万多千瓦， 1主变瞬时负荷达38万千瓦。3341母PT母PT母母2主变3主变南东1线330333423340 系统主接线32事故分析32事故分析故障录波显示开始C相二次电压为0V，A、B相二次电压基本正常，经过一段时间C相二次电压时有时无，电压升高出现畸变且时间较长，最大值达到91.7V左右，满足过激磁保护动作定值。主变跳闸，开关跳开后，C相电压仍不断波动，断开PT二次空开（FK）后，才使电压恢复正常。 南郊变330kV为一个半开关接线，三台主变中#2、#3主变保护电压取自330kV 母PT， #1主变取自30kV母PT,母线 PT只有一个二次绕组。主变保护装置、两套故障录波装置、母线电压监视仪、电压测量表、在线监测装置、变送器、四套同期装置、接地刀闸闭锁装置等均接于I母PT二次绕组，二次负载较多且回路复杂。本次事故C相电压异常升高是C相快速开关跳开后，C相二次电压缺相，A、B相二次电压通过二次负载传到C相，由于负载性质复杂，产生PT二次回路谐振，造成C相电压波形畸变并异常升高。33结论33结论根据试验分析及计算得出初步结论如下：1）事故时PT的C相空开动作是由于电压二次回路短路造成，短路时电压为0；2）电压升高是由于阻容式负序电压继电器与电感元件构成串联谐振引起。本次保护误动是由于PT二次电压异常升高并出现畸变，达到保护动作值造成的。不正确动作责任运行部门继电保护设计接线不合理。34整改措施341运行人员在二次电压异常时按规定临时退出主变过励磁保护，待电压正常后再投入。342南郊变PT二次回路负载较多，对电压回路进行整改，拆除不必要的二次负载。 343加强电压二次回路的管理，其它部门和专业要在电压二次回路接入设备，须通知保护部门。同时清查电压二次回路和图纸，确保图实相符。344增加主变单元PT或专用绕组，简化和规范二次回路 。 4、韩城电厂全停事故分析41事故经过 2006年8月3日，大