电力系统研究所事故分析报告

1、2007年电力系统事故分析报告集（内部培训教材）华北电力科学研究院有限责任公司电力系统研究所2008年3月目 录1天津马集110kV变电站WBZ-500H变压器保护误动事故分析 李钢 邓炜2华能高碑店电厂2215、2216线路保护缺陷处理情况 郑立 3大港电厂给水泵电动机启动时零序电流保护分析 李烜4京丰线京隆侧RCS952A保护误动分析 冯辰虎5安宋线安各庄侧CSL103B保护误动分析 钱锋6岱海电厂“4.17”事故分析 李钢 刘平 冯辰虎 钱锋 7张家口发电厂一期6kV公用0IA段PT一次保险熔断故障分析 张洁8霸州500kV变电站吴霸线MCD保护误动事故分析 李钢9大港电厂给水泵电动机启

2、动时零序电流保护分析 李烜10张家口电厂7号机无功振荡情况分析 苏为民 吴涛11华老二220kV线路WXB-11C保护动作分析 李钢 路洁12姜家营500kV变电站3#变故障分析 孙集伟 牛四清 李钢 刘平13姜家营500kV变电站2#变故障分析 李钢14京丰燃机电厂2201断路器C相拒动事故分析 冯辰虎 李钢15安各庄500kV变电站35kV电容器组故障分析 马迎新 李钢天津马集110kV变电站WBZ-500H变压器保护误动事故分析李钢 邓炜一事故经过天津马集110kV变电站接线方式为双回110kV进线、两台110/35/10kV变压器、多回35kV和10kV负荷线路，两台变压器正常为分列运

3、行方式，变压器容量50MVA/台，变压器配置的电量保护为国电南京自动化股份有限公司生产的WBZ-500H微机保护，2002年12月投入运行。2006年12月15日及2007年1月31日发生了两次马集变电站变压器低压侧10kV出线相间故障时WBZ-500H变压器保护误动的事故，保护误动原因分析不明，受天津电力公司的委托，华北电力科学研究院有限责任公司电力系统数字模拟检测实验室于3月22日至28日利用RTDS试验系统对事故进行模拟重现，并对装置进行了检测试验，主要目的是分析保护误动的原因。二试验及分析1空投正常变压器、故障变压器及区内、外金属性故障试验对装置进行了常规的试验检查，包括空投正常变压器

4、、故障变压器及区内、外金属性故障试验等。空投正常变压器，保护可靠躲过励磁涌流不动作；空投故障变压器，保护可靠动作；区内金属性故障，保护可靠动作；区外金属性故障，保护可靠不动作。对比试验录波和保护装置录波，两波形基本一致，电流大小也基本一样，尤其在区外故障电流非周期分量比较大时（非周期分量易导致TA饱和），保护装置电流波形未发生畸变（饱和），计算出差流约为0，说明本试验工况下装置的小TA性能良好，对电流的传变真实可信，另外根据本次试验所进行的区内、外故障及空投变压器等情况保护装置动作行为正确，说明在区内、外故障时故障电流通过TA变到二次电流未发生畸变（饱和）时，保护装置能够可靠运行、逻辑正常。此

5、项试验排除了2006年12月15日及2007年1月31马集变电站10kV出线故障、由于装置小TA性能不好造成装置产生差流进而导致保护误动的推测。2马集变电站保护误动装置录波分析对比试验录波和事故时保护装置录波，两波形基本一致，电流大小也基本一样，可以肯定2006年12月15日马集变电站发生的故障应该是区外10kV出线AB相间故障，分析4B的波形，在故障后十几毫秒后出现了较大的差动电流，根据计算，此差动电流满足保护动作条件，保护因此动作，而试验中没有差流，故试验中保护未发生误动。可以分析，保护动作的原因是因为计算有差流，而保护计算原理及装置的小TA在此工况下没有问题，应该是外部原因，根据事故录波

6、波形，在故障后十几毫秒，10kV侧电流发生畸变（不是很明显，但已不是标准的正弦波形），导致产生差流，进而导致保护动作。从故障录波可以看出，故障时电流非周期分量很大，马集变电站TA型号为5P20，当电流非周期分量比较大时容易产生暂态饱和，轻微暂态饱和一般发生的时间约在故障后十几毫秒，暂态饱和电流中二次谐波所占比例较大，马集变电站故障电流中二次谐波相对基波所占比例接近20%，从本次试验中可以看出未发生暂态饱和的电流中，二次谐波含量接近0。由此可以判断保护误动的原因为变压器10kV侧TA在故障后发生暂态饱和所致。3TA饱和试验从TA饱和试验波形中可以看出10kV侧A相电流发生比较明显的暂态饱和，差流

7、IDIFFA也逐渐变大，此时装置录波饱和情况看的不明显，这是因为装置的小TA改善了电流波形，但差流仍然存在。由此可见，TA饱和会产生差流，饱和到一定程度满足差动动作条件后，保护将动作，尤其是暂态饱和，差动电流在故障后不会马上出现，而是在故障后十几毫秒TA饱和后才出现，马集变电站动作情况即是如此。试验中逐渐加大TA饱和程度，保护出现误动。最后，由于WBZ-500H保护投运较早，还不具备抗低压侧TA饱和的能力，这也是保护动作的原因。三事故分析结论通过试验及装置实际故障录波可得：2006年12月15日及2007年1月31日，马集变电站变压器低压侧10kV出线故障，WBZ-500H保护误动的原因是故障

8、后变压器10kV侧TA发生了暂态饱和，发生暂态饱和的原因是故障电流较大，同时故障电流中非周期分量也较大，而TA型号为5P20所致。另外，WBZ-500H保护投运较早，不具备抗低压侧TA饱和的能力，也是保护动作的原因。四采取措施考虑到WBZ-500H保护投运较早，不具备抗低压侧TA饱和的能力，建议更换新的可以抗低压侧TA饱变压器保护。华能高碑店电厂2215、2216线路保护缺陷处理情况郑 立华能高碑店电厂华台一线（2216）、华台二线（2215）纵联距离保护（WXB-11C）在设备在2007年1月改造过程中，发现其高频保护的停信接点接线位置有异常，查相关图纸后确定其原始设计有误。华台一、二线保护

9、配置相同，均为允许式纵联距离保护WXB-11C和闭锁式纵联方向保护LFP-901A，通道采用电力载波，WXB-11所配音频接口原始端子排接线如下图所示：11D81n36J111911n21 1n351011n22 1n38J1121111n23 其中J111和J112自母差保护来，是母差停信接点；11n21、11n22为跳频2发信输入；11n21、11n23为跳频1发信输入，1n36、1n35为WXB-11C的启动发信接点，1n36、1n38为WXB-11C的停信接点。按以上接线构成的回路，当线路正方向故障时，两侧保护将拒绝动作。经与北京电力公司联系，确认其跳频1为纵联距离保护通道，跳频2为远

10、方直跳通道，远方直跳功能由GIS中SF6密度低发出，该回路现已拆除，但对侧仍然保留了就地判别装置。该回路的原理接线图我们认为应按照下图安装：由于WXB-11C的高频保护是按照闭锁式设计，因此发信应采用TXJ接点启动，拆除了原接于11D9的1n35接线（启动发信接点）；GIS的SF6密度低发远跳回路根据电厂意见仍未接线，更改后的端子排图如下：11D8J111911n21 1n361011n22 J1121111n23 1n38十三陵电厂1、2号机高压侧断路器操作箱电阻烧毁事故分析刘 苗一情况介绍2006年底十三陵电厂1、2号机高压侧断路器操作箱进行了改造，改造后运行发现操作箱内跳闸回路电阻发热直

11、至烧毁。二事故分析2007年2月15日对十三陵电厂1、2号机高压侧断路器操作箱NR0521A板电阻发热事故进行分析，由于该厂1、2号机组在灭磁开关跳开和非电量跳闸接点未复归时，一直启动断路器操作箱（南瑞CZX-22R）中两路三跳回路，导致该回路中抗干扰电阻回路因电流大而发热烧毁。三解决措施经与电厂技术人员、南瑞继保现场服务人员和华北设计院设计人员共同协商两套方案：1.取消抗干扰电阻；2.将抗干扰电阻引至操作箱外，并联至原STJ回路，同时并联中间继电器，当灭磁开关跳时启动该中间继电器，其接点断开抗干扰电阻回路。上述两种方案均可解决抗干扰电阻发热和烧毁的问题。303方案1：R15R16R11R10

12、R9R8R7STJcSTJbSTJavvvSTJcSTJa1STJvvvvSTJbZJ-6ZJ-1ZJ(常闭)方案2：ZJVC大港电厂给水泵电动机启动时零序电流保护分析李 烜 一 保护动作经过大港电厂1号机组厂用电系统在2007年3月机组大修期间进行了改造，更换了高厂变、高厂变中性点电阻柜、6kV开关柜、6kVCT、6kV电缆、零序CT等一次设备，一次系统接线方式不变，高厂变中性点接地电阻为200。2007年4月，1号机组给水泵启动时出现了给水泵电动机零序保护动作的情况，经将定值从改造前的1.5A调整到3.5A后，启动时零序保护未动作，但在下次启动时又出现零序保护动作的情况。电厂相关人员已对相

13、关一次设备（包括电动机、开关、电缆、CT等）进行了电气预防性试验及检查，未发现一次设备的绝缘或性能有异常情况。为了解一次电气设备是否有异常，我公司高压和系统专业共同对给水泵电动机启动时相关电压和电流量进行了测量。1. 电气系统情况高厂变：额定容量40MVar、额定电流3849A给水泵电动机：额定功率5000kW、额定电流550A给水泵电动机零序CT：原变比：1500A/1A；后改为40/5A零序电流保护型号及整定值：原型号AE-102A（1.5A 0.2S）；现型号MPW-4A（启动4.8A 0.5S、运行1.5A 0.5S）2. 录波图2.1 给水泵电动机启动电流波形及放大波形图1三相启动电

14、流包络线（注：毛刺为测量干扰所致）图2启动电流放大图2.2 给水泵电动机启动零序CT测得电流波形及三相CT计算求得电流包络线及波形计算包络线测量包络线计算波形测量波形图3三相启动电流包络线（注：毛刺为测量干扰和数值采样所致）相电压包络线2.3 6kV母线相电压、开口三角电压包络线及放大波形开口三角电压波形相电压波形开口三角电压包络线图36kV母线相电压、开口三角电压包络线及放大波形二 保护动作分析1.由电动机启动电流包络线（图）及放大波形（图）可见，Ist=3464A=6.3In，启动时间Tst=3.5S，波形正常，无谐波。2.由图可见，零序电流CT测得的启动时及稳态时零序电流波形正常，无谐波

15、，3I0t=1S=2.75A，稳态测得的3I00.22A；另外，由三相电流CT测得数值计算得到的3I0=Ia+ Ib+ Ic明显大于零序电流CT测得值，Ia+ Ib+ Ict=1S=32.2A，稳态计算值Ia+ Ib+ Ic3.42A。可见由于三相电流CT间角差、比差的误差叠加，计算得到的零序电流的误差是很大、不可信的。3.由图4可见，由于启动时负载电流峰值达到7600A，造成高厂变（低压侧额定电流3849A）铁心短时饱和，导致6kV母线电压中产生三次谐波分量，该现象为正常现象。4.电动机零序电流保护是相对地保护方式之一。由于本系统为中性点中阻接地方式，当电缆或电动机本体发生相对地短路故障时，

16、短路电流为:Id=Un/3/R0= 6000/3/200=17.3A,同时，保护定值还应考虑避开启动时的零序CT的测量误差。如果未发生单相接地故障，理论上讲3I0=Ia+ Ib+ Ic0，于零序CT为穿心式CT，三根电缆应完全几何对称，若不完全对称，在一次电流Ia+ Ib+ Ic不为0时，二次绕组也将出现感应电流3I0，且一次电流越大3I0越大，这与图3中3I0的包络线可以吻合，启动时一次电流峰值达7600A ，有效值达6.3In，而额定空载电流仅0.21 In；零序CT二次电流在启动时偏差明显远大于稳定时偏差。5.根据本次测量结果，为避开启动时零序CT的测量误差，避免误动，应将零序保护定值设

17、在5 A以上。同时考虑到保护灵敏度，该保护定值可设为5 A、0.5S。三 采取措施根据测量和分析结果，1号机组给水泵电动机电气系统正常，启动时零序保护动作是因零序保护定值偏低、未避开启动时零序CT测量误差而引起，可将零序保护定值设在5 A以上，同时考虑到保护灵敏度，该保护定值可设为5 A、0.5S。京丰线京隆侧RCS952A保护误动分析冯辰虎一、事故经过2007年04月04日进行内蒙古丰镇的京隆电厂500kV升压站受电，按照启动受电方案，由丰泉站通过京丰线、京丰线对京隆电厂500kV升压站充电，京丰线于13：40两侧开关合闸完成，线路带电。18：39时，京丰线京隆侧的过电压保护RCS925A动

18、作，跳开本侧的5012、5013断路器，同时给丰泉站侧发远跳信号，丰泉站侧的就地判别保护收到远跳信号后，判别本线路低功率，也跳开本侧断路器。期间无其他保护动作，故障录波器起动录波。二、事故分析京丰线、京丰线的线路长度较短，只有8kM左右，通过以下分析，不可能是一次系统出现过电压：1京丰线的两套过电压保护只动作一套，另一套CSC125A过电压保护连启动都没有。2京丰线RCS925A保护的动作波形三相都有畸变，畸变后的有效值大于过电压定值，而不是标准波形升高大于过电压定值。3京丰线RCS925A保护所用的PT二次回路是取线路CVT二次的第三圈，此第三圈同时提供给故障录波器和失步解列装置用，而故录打

19、印故障时刻的波形来看，其电压波形为标准的正弦波。由此可见，RCS925A保护的动作是属于二次回路缺陷引起的误动，分析RCS925A保护打印的动作波形，三相畸变的形状像是N线断开的情况，于是对二次PT回路进行检查，最后发现RCS925A保护装置内交流输入插件中，有一根插针松动，通过查保护装置说明书，此插针恰是把装置外的N回路引入装置内的N回路。三采取措施通过对此插针进行加固处理后，再投入保护，打印电压波形，其波形已恢复为标准的正弦波。安宋线安各庄侧CSL103B保护误动分析钱 锋一事故经过1、故障过程：2007年04月06日05时31分31秒，安宋I线发生B相接地故障，保护一RCS-901A动作

20、跳开B相、保护二CSL-103B动作跳开ABC三相。2、运行方式：正常运行方式2213开关运行状态。3、故障报告：2007年04月06日05时31分31秒录波起动，保护一RCS-901 B相跳闸动作、602ms闭重三跳开入变位，保护二CSL-103B 30.8 msB相跳闸出口，107ms保护单跳启动重合闸， 592.4ms A、C相跳闸出口，597ms闭锁重合闸（重合闸时间0.5s），B相故障持续时间59.8ms，波形正确。故障电流为14kA（有效值），最低电压为29.2217V（二次值），故障测距为距离顺义侧8.45kM。4、保护动作行为：RCS-901A：工频变化量动作 11ms纵联变化

21、量方向 29 ms纵联零序方向 29 ms距离一段动作 30 ms故障初始选相 B相CSL-103B：分相电流差动动作 23 ms距离一段动作 27 ms保护单跳启动重合闸 107 ms零序四段加速动作 573 ms闭锁重合闸 597 ms初始选相 B相除CSL-103B保护装置加速三跳外，其它保护动作符合保护逻辑，动作正确。保护动作次数：7次，其中重合闸动作0次。 二事故分析由录波图及保护动作保告等信息基本可以判断CSL-103B保护动作行为出现异常，2007年4月6日20：30申请退出CSL-103B全屏保护，做试验分析误动原因。1) 封CT回路后打开CT回路，打开PT回路，检查零漂，三相

22、均在0.05-0.06安培之间。2）通电压电流采样CPU采样均正常。3）A、C相加入0.23A故障时负荷电流检查对B相的影响，B相最大为0.1A。4）故障模拟（因测试仪故障再现软件不能使用，只能用状态序列模拟）保护逻辑：单相故障切除后非全相运行时，检测到故障相无流后，延时400 ms进入故障相有流检测，如果大于有流判据0.1A，此时零序电流也大于门槛值，四段加速动作永跳三相。相对时间107ms保护单跳启动重合闸，重合闸延时500ms，所以正常应在607ms重合闸动作，但在切除单项故障后400ms，此时重合闸还未到动作时间，零序电流也达到I04门槛值，由于装置内部判定B相有流，致使在重合闸未动作

23、之前，相对时间573 ms零序IV段加速动作永跳闭重。根据厂家的逻辑，突变量启动后，程序首先判断L1（零序一段）压板是否投入，若不投入，直接进行各相是否曾经有流的判别，根据装置存储的故障报告分析，其判断各相是否有流时，数据窗取到了启动前，A相有正常的负荷电流，故障时，A相由于负荷分量和故障分量的叠加，其电流近似为零，故保护判断为A相无流，故障切除后，A相恢复为负荷电流，保护又判断为有流，且零序电流也达到I04门槛值，保护误认为A相重合于故障，故启动重合后加速进行三跳。此问题的关键就是一开始判断各相是否有流时，数据窗取到了启动前的负荷电流处，按正常的逻辑是取启动后的量。厂家的说法是这是程序的一个

24、BUG，由于判断电流需要好几个数据窗，时间就推到了启动前。厂家另外提出，在L1（零序一段）压板投入的情况下，程序先进行是否满足零序一段条件的判别，此判断大约要20ms50ms的时间，若不满足零序一段条件，再转为进行各相是否曾经有流的判别，这样的话，判断各相是否有流时，数据窗不会取到启动前。三采取措施由于目前网内应用的同类型保护很多，若都对程序进行修改，停电安排很困难，工作量也很大，是否会引起其他问题厂家也不能保证。厂家的建议措施是投入零序一段保护的压板，在定值中把零序一段电流设成最大，以此来避免类似的故障。岱海电厂“4.17”事故分析李钢 刘平 冯辰虎 钱锋一事故概述2007年4月17日20时

25、51分，岱海电厂在进行220kV系统二期厂用电受电时,220kV I母已经充电正常，正准备操作合212-1刀闸时，500kV 升压站5012开关跳闸，经18秒后5013开关跳闸，造成#1机组停运。20时54分, 500kV 升压站5021、5022开关跳闸，#2机组停运。二事故前电厂运行状况及运行方式内蒙古岱海发电有限责任公司一期工程为2台600MW燃煤火电机组，通过海万双回500kV线路接入华北电网，电厂500kV升压站采用一个半断路器接线方式，共2个完整串，1号发电机变压器组与海万构成1个完整串、2号发电机变压器组与海万线构成1个完整串。220kV变电站为双母线接线方式，两回220kV线路

26、到海城220kV变电所，还有两台220kV电厂启动/备用电源。事故前220kV I母已经充电正常，220kV海岱线运行；500kV升压站、母线运行，第一串5011、5012、5013成串运行，第二串5021、5022、5023成串运行，500kV海万、回线运行；#1、#2机组负荷均为580MW，机组运行正常，500kV系统运行正常，220kV系统正在恢复，机组无备用电源。三事故详细经过1、220kV受电操作及恢复经过海岱回220kV线路通过251-6隔离刀闸、251开关、251-1隔离刀闸带母线及母PT运行，母联开关212及其两侧刀闸212-1、212-2均处于断开状态，海岱回220kV线路受

27、电工作结束。20：28按照乌盟调度令断开252开关及其二次回路开关；20：30按照乌盟调度令断开252-2隔离开关及其二次回路开关；20：32按照乌盟调度令断开252-6隔离开关及其二次回路开关；20：33验明252-6隔离开关线路侧三相确无电压；20：43按照乌盟调度令合上海岱回线岱海电厂侧252-617线路接地刀闸；20：44检查海岱回线岱海电厂侧252-617线路接地刀闸三相确已合好，海岱回线路转为检修状态并汇报乌盟调度。20：49接乌盟调度“合上母联间隔212-1、212-2隔离开关、合上212母联开关操作令”，就地对212-1隔离开关、212-2隔离开关、212母联开关位置进行了确认

28、，远方NCS画面正在五防机进行图形开票和逻辑判断。20：51：23运行人员发出220kV母联212-1刀闸合闸遥控执行命令，20：51分升压站照明消失，同时听到机组侧安全门排气声音，集控室操作人员报告一号机组跳闸，立即停止220kV站内操作。20：51分 #1机组跳闸后，立即联系乌盟区调，恢复#1启备变运行，此时01启备变为冷备用状态，立即进行了01启备变由冷备用转运行操作，即：就地手摇合上201-1隔离开关（动力电源消失）、远方合上01启备变高压侧201开关，01启备变充电成功后立即将两台机组6kV母线备用电源开关进线开关恢复热备用，随即分别合上10BBA03、10BBB03、20BBA03

29、、20BBB03开关将两台机组四段失电的高压母线全部恢复送电。21：08分#1启备变恢复运行；21：16分#1、#2机组6kV厂用电分别恢复正常；21：29分6kV公用段恢复，之后进行机组的各项恢复工作。2220kV变电站受电时调试工作及分析岱海220kV变电站受电过程中，220kV海岱回线单带220kV变电站母线运行，调试人员发现220kV海岱回线251间隔、1号启备变201间隔到母差保护屏的刀闸位置不对。在运行人员的许可下，调试人员对201-1、201-2刀闸控制箱和201断路器集中控制箱进行了检查，发现到母差保护屏的常开接点错接为常闭接点。通过查设计院图纸发现图纸的设计有误，施工单位按照

30、设计图纸接线造成接至母差屏刀闸位置和实际要求不符，调试人员准备将刀闸接点接线位置从X：83、X：84（常闭接点）改至 X：39、X：40（常开接点）端子。先改正201-1及201-2刀闸控制箱的回路，下一步将要改正251-1刀闸控制箱内的回路，开关站里突然停电，并听到机组侧发出很大声响。3事故时相关断路器及保护动作情况2007年04月17日，20：51 NCS画面发5012、5013、5021、5022开关跳闸报警信号，#1、2机组跳闸；#1机ETS发出“发电机跳闸”； #1机发变组保护E屏发“系统保护联跳”、“机组紧急停机”、“发电机断水”， #1机发变组保护A、C屏发“发电机过频”信号。#

31、2机发变组保护E屏发“系统保护联跳”、“发电机断水”， #2机发变组保护A、C屏发“逆功率t1”、“逆功率t2”、 “程序逆功率”信号，由于无备用电源，厂用电失去。220kV母线保护屏1（南自厂B750型）发“TV断线（也代表电压开放信息）”、“互联状态”、“刀闸变位”告警灯亮。220kV母线保护屏2（南瑞复合电压闭锁RCS-918型）发“电压开放”、“一母开放”、“二母开放”灯亮，220kV母线保护屏2（南瑞RCS-915型）发“位置报警”灯。500kV 5012、5013断路器保护屏操作箱I、II线圈“TA、TB、TC”跳闸灯亮。#1发变组保护及相关断路器动作时序情况：（1）2007年4月

32、17日20时51分08秒406毫秒，5012开关掉闸。（2）20时51分26秒287毫秒，5013开关掉闸。（3）20时51分26秒371毫秒，#1机系统联跳动作（作用于发电机全停）（4）20时51分26秒414毫秒，6kV 1A开关跳。（5）20时51分26秒417毫秒，6kV 1B开关跳。（6）20时51分26秒470毫秒，#1机灭磁开关跳。（7）20时51分40秒802毫秒，第一次紧急停机动作。（8）20时51分41秒012毫秒，第一次紧急停机返回。（9）21时04分57秒743毫秒，第二次紧急停机动作。（10）21时04分57秒974毫秒，第二次紧急停机返回。（11）21时05分04秒

33、052毫秒，第三次紧急停机动作。（12）21时05分04秒826毫秒，第三次紧急停机返回。四 故障后试验情况事故后现场进行了如下试验：1拉开5012-1、5013-2刀闸，合5012、5013开关，从NCS画面上操作212-1、212-2刀闸、212开关时，500kV系统5012、5013开关运行正常。说明NCS回路及控制正常2在1号机发电机保护E屏模拟断水保护动作，5012、5013开关同时跳闸，同时操作箱I、II跳闸线圈灯亮，开关跳闸时间相差1ms。3分别模拟5012、5013开关I线圈跳闸、II线圈跳闸及NCS画面上操作拉合5012、5013开关，操作箱I、II线圈跳闸信号指示均正确。4

34、将发电机保护E屏到5012、5013断路器保护屏电缆拆开，用1000V摇表对跳闸回路电缆进行绝缘测试，绝缘合格。5拆开发电机保护E屏至操作员站的“紧急停机”回路线，用1000V摇表对紧急停机开入回路电缆进行绝缘测试，绝缘合格。6从500kV 第一串故障录波器录波图分析，伴随5012、5013开关跳闸分别有脉宽为1.2ms和0.2ms的 #1并列电抗器零差动作脉冲信号。经检查确认，电抗器保护设备正常，500kV第一串电抗器保护无任何异常记录。分析认为，录波器开关量电源为一端接地的24V电源，判定为此动作脉冲信号为受干扰所致。7发变组保护装置检查对#1发变组保护装置进行检查，故障前保护未动作，无异

35、常。8主厂房直流系统检查 检查主厂房内#1机组直流系统，故障前系统运行正常，220V母线正负对地电压分别为117V左右，110V母线正负对地电压分别为53V左右，没有报警，故障时220V、110V直流系统电压有波动，220V正负波动13V左右,110V正负波动12.5V左右,在故障后30分钟左右, 220V直流系统有大幅波动,正负波动最大90V。主厂房直流绝缘监测系统也为深圳奥特讯公司产品，事故中该系统未发接地告警信号。9500kV升压站网控室直流系统检查网控直流绝缘监测系统为深圳奥特讯公司产品，该系统主回路接地告警延时为1-2秒，支路接地告警延时为50秒，事故中该系统未发接地告警信号。10电

36、缆屏蔽及保护接地检查对220kV、500kV升压站就地、网控室、1机组集控室所有控制电缆屏蔽及保护接地系统进行检查，只发现5013断路器保护屏194#电缆屏蔽层未接地，经查此电缆为就地端子箱到断路器电流回路电缆，未发现其它异常。11分别做5012、5013操作箱出口继电器动作电压，测试数据如下：断路器名称继电器名称动作电压(V)阻值（k）50124ZJ(1-10)135180750124ZJ(11-20)12018015012(11/12/13)TJR1326645012(21/22/23)TJJ(1-10)131180950134ZJ(11-20)142180650

37、13(11/12/13)TJR1536715013(21/22/23)TJR148676在模拟非电量4ZJ（型号DSP2-4A）负极串入交流电压时继电器的动作情况如下：断路器名称继电器名称交流电压(V)线圈两端电压(V)50134ZJ(1-10)1506250134ZJ(11-20)1506650134ZJ(1-10)220（继电器动作）50134ZJ(11-20)220（继电器动作）对5012、5013断路器保护屏内的三跳重动继电器4ZJ（型号为DSP2-4A）进行检查，其动作电压合格，但直阻偏大，约为18k左右，而南瑞公司在华北电科院数模实验室内通过检测的重动继电器型号为NR0521A，直

38、阻约为3k，所以DSP2-4A型重动继电器动作功率小，易受干扰影响，抗交流电压能力弱，直流系统串入交流后会引起操作箱出口继电器动作，而导致5012、5013开关跳闸。五事故分析近年来，电网内发生了多起由于直流220V系统接地或交直流混联造成开关误动事故，其基本原理可见附件1。事故发生后，通过与类似事故比较，参加事故分析的技术人员初步认定事故是由于网控直流发生异常所致，或是直流接地或是交直流混联。通过NCS记录（见附件2），20：51：09：406，5012开关掉闸，20：51：27：330，5013开关掉闸，从20：51：28：34到20：53：59：289有交直流混联的明显信息，如500kV

39、2#电抗器5023DK-1就地控制NCS信号出现有规律的10ms周期事件信息（原理见附件1），这类信息已经成为判断类似事故最直接、最可靠的证据。在20：51：09：406到20：51：27：330开关相继掉闸期间没有明显交直流混联的证据，但不能排除交直流瞬间混联造成开关跳闸而没有周期性的开入信号，2004年12月托克托电厂曾发生200kV燕山营线路开关分合闸开关辅助接点转换造成交直流瞬间混联进而造成220kV升压站多数开关误掉闸事故。根据现场情况，当时岱海电厂正在启动220kV母线，有不少开关及刀闸分、合操作，离事故最近时刻为20：51：23母联刀闸212-1刀闸的遥控合闸命令，在212-1刀

40、闸合闸时由于刀闸辅助接点转换过程造成交直流瞬间混联也是有可能的，但据电厂人员叙述，该刀闸当时未能合上，等现场具备试验条件时，再进行类似操作检查是否有交直流混联现象。另外，在事故发生时，现场调试人员有处缺工作，内容为220kV母线保护刀闸位置接点出现错误后调试人员在刀闸端子箱进行改正。离事故发生时最近的工作为 201-2刀闸机构箱刀闸位置接点的改线，工作机构箱端子排如图1。图1 201-2刀闸机构箱87、88端子为刀闸常闭辅助接点，接入交流回路，检查端子电压，87端子为交流230V、 88端子为交流232V。85、86端子为刀闸常闭辅助接点，接入交流回路，检查端子未带电。83、84端子为刀闸常闭

41、辅助接点，原来接入母线保护装置用直流回路，由于母线保护装置应用刀闸常闭辅助接点，经改正，该接点不用。81、82端子为刀闸常闭辅助接点，接入直流回路，检查端子电压，81端子为直流+115V、82端子为直流+115V。79、80端子为刀闸常闭辅助接点，接入直流回路，检查端子电压，79端子为直流+115V、80端子为直流+115V。检查时201-2刀闸在断开状态。76、77端子为刀闸常闭辅助接点，接入交流回路，检查端子未带电。39、40端子为刀闸常开辅助接点，接入母线保护I装置用直流回路，从83、84端子改过来，检查端子电压，39端子为直流+115V、40端子为直流-115V。37、38端子未用。3

42、5、36端子为刀闸常开辅助接点，接入母线保护II装置用直流回路，检查端子电压，35端子为直流+115V、36端子为直流0V。33、34端子为刀闸常开辅助接点，接入直流回路，检查端子电压，33端子为直流+115V、34端子为直流-110V。31、32端子为刀闸常开辅助接点，接入1#启备变保护直流回路，检查端子电压，31端子为直流+60V、32端子为直流-60V。29、30端子为刀闸常开辅助接点，接入直流回路，检查端子电压，29端子为直流+110V、32端子为直流-59V。27、28端子为刀闸常开辅助接点，接入交流回路，检查端子未带电。调试人员进行的工作为：把从220kV母线保护两根线从X：83、

43、X：84端子移至X：39、X：40端子。根据事故后调试人员工作过程的叙述及机构箱内交、直流端子的分布情况，在改线过程中造成交、直流混联的可能性较小。六事故结论1在无一次系统故障及保护未动作的情况下，能造成5012、5013两个断路器误跳的原因只能是两个断路器公用的直流二次回路出现了问题，或是直流接地，或是交直流混联。近年来全国发生了多起类似事故，其原因均为直流接地或交直流混联。由于二次电缆的分布电容效应，交直流混联会造成电缆对地充放电，从而导致继电器误动作。根据本次事故的相关资料，分析认为造成此次事故的原因是网控直流系统串入了交流信号。2根据上述分析，交直流混联的原因可能是：1）在站内倒闸操作

44、现场有开关或刀闸分合时，二次交直流回路会有开关或刀闸接点的分合，这时由于接线错误或开关、刀闸辅助接点同一盘面分别用于交、直流回路的两对常开、常闭接点在转换时导致交流混联等，在下一步工作中可以对此进行检查。2）调试人员在201-2刀闸机构箱改正刀闸位置接线时由于误碰造成交直流混联。七、防范措施及下一步工作1加强发变组保护、500kV线路保护、直流绝缘装置等装置及回路的巡视检查力度，重点检查装置有无异常，详细填写巡检记录本，如发现异常立即进行分析处理。2对每一步操作均进行直流系统测量与检查，如发现异常立即停止操作。3对不符合反措要求的重动继电器、出口继电器，利用机组及线路大小修时进行全面更换，以提

45、高继电器的动作功率。4利用#1机组小修对可能涉及的直流交流回路进行一次全面排查。5将网控直流系统电源信号接入录波器，在站内倒闸操作时，观察网控直流系统是否会有交流混入或直流接地现象，现场有开关或刀闸分合时，二次交直流回路会有开关或刀闸接点的分合，这时由于接线错误或开关、刀闸辅助接点同一盘面分别用于交、直流回路的两对常开、常闭接点在转换时导致交流混联等。6二次回路端子排交、直流端子距离太近，不符合相关规定，今后在设计阶段应该要求交、直流端子标识有明显不同，并相隔一定距离。7加强图纸审查，及早发现设计错误。8加强继电保护专业人员的技术培训，特别是现场工作能力的培养锻炼；9加强调试现场作业质量，在2

46、20kV变电站启动过程中发现继电保护二次回路仍有错误，暴露了调试人员技术水平不过硬、工作责任心不强等问题，在今后的工作中必须加强调试质量，尽管存在工期紧任务重的情况，但调试人员必须牢固树立安全质量第一的理念。10加强对调试人员尤其是外聘人员的管理工作，强化调试人员的安全意识，现场作业时加强危险点分析及安全措施工作。张家口发电厂一期6kV公用0IA段PT一次保险熔断故障分析张 洁一、事故经过1、情况介绍（1）运行方式变化出于节能降耗的考虑，在2006年4月23日，6KV公用0IB段电源由正常运行方式即2200甲启动变6KV侧的0B段48号开关经3号电抗器、023开关供电方式，倒为备用电源供电（即

47、由2号机6KV工作IIB段80开关经4号电抗器、032号开关供电）， 2200甲启动变6KV侧的0B段电源作为6KV公用0IB段的备用电源，其自投装置退出运行。6KV公用0IA段电源仍为正常方式，即由2200甲启动变6KV侧的0A段24号开关经2号电抗器、010号开关供电。1号机6KV工作IB段38号开关经1号电抗器、01号开关作为6KV公用0IA段的备用电源，其自投装置投入运行。此方式下2200甲启备变（分裂变）单侧运行。行为 （2）运行方式变化后6KV公用0IA段PT出现一次保险熔断的异常为 1）、2006年9月12日18:18 一单元主控报“PT断线”、“6KV公用0IA段交流接地”光字

48、，切换绝缘监察显示0IA段B相电压接近为零。18:25 公用段人员检查发现交流接地检测装置“系统”灯亮，6KV公用0IA段消谐检测装置“接地”红灯亮报警。询问一期燃料得知刚开启甲路碎煤机（06开关），待甲路碎煤机停运后，接地光字未消失。20:40 拉出6KV公用0IA段PT小车，经检查为PT 的B相一次交流保险熔断，更换保险。21:00 6KV公用0IA段PT恢复送电前，摇PT对地绝缘合格（20兆欧），6KV公用0IA段PT小车送电后复归报警。 2）、2006年11月19日06:32 一单元主控6KV 0IA段工作电源（010号开关）掉闸，报“6KV 0IA段接地”、“掉牌未复归”光字，1号启

49、备变故录启动，检查6KV 0IA段备用电源自投成功，将6KV 0IA段自投手把切至“停”位，通知6KV公用段人员。燃料集控室通知6KV公用0IA段10号甲皮带机（05号开关）、甲路碎煤机（06号开关）、7号甲皮带机（013号开关）、6号甲皮带机（019号开关）、2甲皮带机（015号开关）运行中掉闸。经公用段检查为6KV公用0IA段PT 的0.5秒和9秒低电压信号继电器动作，交流接地检测装置报警，微机消谐装置发“接地”信号，6KV公用0IA段电压指示为2KV，6KV公用0IA段备用电源（01号开关）自投，甲路碎煤机06号开关速断保护动作。退6KV公用0IA段自投手把，取下6KV公用0IA段PT二

50、次直流保险，取下PT二次交流保险，将PT小车拉至柜外，经检查6KV公用0IA段PT一次保险A相和B相熔断。测量甲路碎煤机三相对地绝缘为2500兆欧，相间为零。PT一、二次测直阻、避雷器测绝缘试验合格，6KV公用0IA段PT投入运行。12:15 6KV公用0IA段倒换为正常运行方式供电。3）、2006年11月27日15:35 一单元主控报“6KV公用0IA段接地”和“6KV电压回路断线”光字，切换绝缘监察显示0IA段B相电压接近为零A、C相对地电压正常。公用段检查6KV公用段零序功率方向继电器报警，6KV公用0IA段电压表指示为6.2KV，微机消谐装置无报警信号，6KV公用0IA段无掉闸设备。1

51、5:40 退出6KV公用0IA段自投手把后，取下6KV公用0IA段PT二次直流保险，取下PT二次交流保险，将PT小车拉至柜外，经检查6KV公用0IA段PT一次保险B相熔断，更换B相一次保险。17:10 PT二次线及插头、插座、接线、继电器、保险检查均无异常，PT测直阻摇绝缘合格。将6KV公用0IA段PT（02号开关小车）和6KV公用OIB段PT（031号开关小车）互换，观察运行状况。4）、2006年11月29日17:35 一单元主控报“6KV公用0IA段电压回路断线”、“6KV公用0IA段接地”光子。6KV 0IA段工作电源（010开关）掉闸，备用电源自投成功。切换绝缘监察手把，6KV 0IA

52、段C相对地电压正常，A相对地电压为1KV、B相对地电压为2KV。17: 40 公用段检查6KV公用0IA段电压表指示2300V。6KV公用0IA段PT 的0.5秒、9秒低电压信号弹出,消谐装置“接地”报警灯亮。当时甲路碎煤机（06号开关）运行中速断保护跳闸。19:59 将6KV公用两段的PT恢复为正常运行方式。2、初步分析及采取措施由于异常频繁发生，电厂分析为由于运行方式变化导致异常的发生，在2006年11月29日17:55将6KV公用OIB段恢复为正常运行方式，即6KV公用0IB段电源由2200甲启备变6KV侧的0B段48号开关经3号电抗器、023开关供电方式， 2号机6KV工作IIB段80

53、开关经4号电抗器、032号开关的电源作为6KV公用0IB段的备用电源，其自投装置投入运行。同时将一号碎煤机（06开关）换回原少油开关。此方式下2200甲启备变（分裂变）双侧运行。 在改变运行方式后，从2006年11月29日到2007年5月13日的这一段期间未发生6KV公用0IA段PT一次保险熔断的异常。3、2007年5月公用段直流系统改造、负荷开关更换（1）直流系统改造方式：原一期6KV公用段直流控制系统取自一单元一组直流控制屏，6KV公用0IA段、OIB段环路运行。2007年5月7日直流系统改造后，6KV公用0IA段、OIB段分段运行，分别由新的一组、二组直流浮充电源供电。（2）负荷开关更换

54、：原开关采用是福州开关厂产SN10-10少油开关，未采用避雷器；新改造开关选用甘肃天水开关厂产ZN28-12真空开关，采用单相三避雷器并接通过小车接地防止过电压。6KV公用0IA段再次更换3台真空开关从2006年9月26日开始，创造条件陆续更换，这期间22台中10台真空开关，12台少油开关运行。从2007年5月4日7日6KV公用0IA段集中更换全部剩余9台开关。在直流系统改造、负荷开关更换后，6KV公用0IA段PT出现一次保险熔断的异常为：2007年5月13日03:20一单元主控报“PT断线”、“6KV公用0IA段交流接地”光字，切换绝缘监察显示0IA段B相电压为零。公用段检查6KV 公用0I

55、A段消谐检测装置“接地”红灯亮报警.接地保护信号继电器未弹出，零序方向继电器“系统”报警灯亮.询问燃料未有设备启停。检查PT一次保险B相熔断，更换后恢复正常运行。二、电厂针对异常所进行的进一步分析1、2006年11月21日设备部牵头对6KV公用0IA段PT出现一次保险熔断的异常进行专题分析，当时没有统一思想，但确定了一号碎煤机（06开关）速断保护动作，是引起PT保险熔断的主要诱因。随后对一号碎煤机的开关及就地设备全面检查，保护校验也没有查出问题。2、2006年11月28日发电部牵头针对2006年11月27日发生的6KV公用0IA段PT出现一次保险熔断再次进行专题分析，结合当时2200甲启备变是分裂变压器，6KV侧采用单侧运行即OA段带负荷运行，OB段空载运行作为备用电源，6KV公用段系统出现设计参数方面阻抗的变化，当系统中一号碎煤机（0