继电保护异常动作及分析

继电保护不正确动作及分析（2015年5月）一、【国网公司系统2013年继电保护不正确动作情况】国网系统统计：2013年，国家电网公司220kV及以上电压等级系统继电保护装置共动作18317次，其中不正确动作14次（误动12次，拒动2次），正动率为99.924%。关于14次不正确动作的简介：1、其中750kV系统共动作42次，误动1次；500kV系统共动作4089次，误动5次，拒动2次；330kV系统共动作990次，误动4次；220kV系统共动作13148次，误动2次；另1000kV系统全部正确动作。2、原因分类：检修部门责任7次（原因主要是电流端子松动、电缆损伤导致绝缘下降、控制回路端子松动、保护屏内异物导致回路短路、保护室屋顶漏水导致插件短路等）。制造部门责任6次（原因主要是安装工艺和元器件质量不良）。基建部门责任1次（原因为压板背面接线错误）。二、【国网公司系统2014年继电保护不正确动作情况】国网系统统计：2014年，国家电网公司220kV及以上电压等级系统继电保护装置共动作15860次，其中不正确动作8次（误动6次，拒动2次），正动率为99.950%。关于8次不正确动作的简介：1、其中500kV系统共动作3516次，误动4次；330kV系统共动作1774次，误动2次，拒动2次；220kV系统共动作10287次，全部正确动作；另1000kV系统和750kV系统皆全部正确动作。2、原因分类：检修部门责任3次（原因全部为检修维护不良，其中涉及压板投退的有2次，分别为重合闸压板未投、智能站采样值SV接收软压板未退；另外1次为控制回路电缆损伤导致绝缘下降）。制造部门责任2次（原因主要是安装工艺和元器件质量不良）。基建部门责任3次（原因为误接线、误碰设备、压板背面连片紧固不牢，存在虚接现象）。三、【华北电网2013年继电保护不正确动作情况】1、山东油城变电站500kV寿油一线过电压保护误动2013年5月24日，国网山东公司500kV油城变电站寿油一线过电压及远跳就地判别装置（南瑞继保公司生产，型号RCS925A）因屏内厂家配线存在端子压接导线护套的现象，使得N600线虚接，导致三相电压值畸变升高，造成过电压保护动作，切除寿油一线油城侧断路器。2、山西神头二电厂500kV系统5072断路器拒合2013年6月25日0时22分，500kV神保一线发生A相瞬时接地调取L90装置数据，调取后11时33分至11时40分运行人员执行“投入L90纵联电流差动保护”操作票，11时40分该L90纵联电流差动保护动作跳闸，跳开丰万二线5051、5052开关。㈡原因分析2013年1月29日，500kV的1号故障录波器共启动录波2次，分别是10时36分，丰万二线三相电流从0.4A几乎降为0A；约11时40分，丰万二线三相电流由0A升到0.07A左右，并采集到丰万二线L90纵联电流差动保护跳闸波形。L90纵联电流差动保护动作逻辑为有差动电流、电流突变量、本侧有流三个条件。现场调取L90纵联电流差动保护事件报告及保护动作波形，发现装置在10时36对以上情况进行分析，认定运行人员在退出和投入L90纵联电流差动保护操作拔插式压板时，误操作该装置电流拔插式压板。而退出L90时，取下电流拔插式压板，因将电流回路封死，本侧无流，差动保护未动作；投入L90时，插入电流拔插式压板，装置又一次采集到差动电流、本侧有电流、有突变量，造成L90纵联电流差动保护动作跳闸。4、内蒙布日都变电站500kV一母母线差动保护误动跳闸㈠事件简介2013年6月6日，内蒙布日都变电站500kV系统（为3/2接线）伊电一、二线停电春检。超高压供电局电能计量中心人员对伊电一、二线5031、5032、5011、5012断路器进行电流互感器综合误差试验工作。15时左右，开始对伊电一线5031断路器进行电流互感器综合误差试验，15点39分，在结束5031断路器B、C相试验后，对A相进行电流互感器综合误差试验时，500kV一母母线RCS-915、BP-2B母差保护动作，该母线上所接5021、5041、5051、51DK（5011、5031断路器处于检修状态）断路器跳闸，500kV一母母线退出运行。㈡原因分析通过对故障录波器、RCS-915保护和BP-2B保护报告分析，认为5031断路器A相向500kV一母RCS-915、BP-2B母差保护流入了电流，并达到两套母差保护的动作值，使得两套母差保护动作跳闸。计量人员在对5031断路器进行电流互感器综合误差试验时，需从5031断路器一次侧加入试验电流，计量人员通过分相短接5031断路器汇控箱电流端子来防止二次感应电流通入相关二次设备中，在对5031断路器A相试验时，5031断路器汇控箱电流端子所做接短接线发生松动，使得二次电流分流到母差保护装置中，引起母差保护动作跳闸。㈢暴露问题计量专业人员在进行500kV断路器电流互感器试验时，所做安全措施不完善，只是将断路器电流互感器二次电流端子分相短接（见附图），以防止二次感应电流进入保护装置中，没有采用先将电流互感器所有二次电流端子划开（断开联系），再将所有二次电流端子短接后接地的方法。一旦二次电流端子的短接线松动，二次感应的电流就会分流到保护装置，引发保护装置误动作。四、【华北电网2014年继电保护不正确动作情况】1、山西潞城变电站500kV二母母线保护误动㈠事件简介2014年12月18日至22日，潞城站500kV5022、5023开关停电进行潞辛二线间隔设备例行检修、预试及5023CT更换工作。5023CT更换工作属2014年技改项目，经招标由山西送变电公司负责。12月21日10时04分，山西送变电公司在更换5023CT后，在5023CT二次端子箱进行伏安特性测试时，500kV二母RCS－915E母差保护动作，跳开500kV二母5013、5033、5043（5023断路器处于检修状态）断路器，造成500kV二母母线失压。㈡原因分析查看500kV二母RCS-915E母差保护波形发现，该母差中5023CTA相回路中二次电流为1.30A，达到母差保护装置差动定值（0.5A），分析确定，送变电公司检修试验人员在进行5023CT伏安特性测试时，由于5023CT二次绕组与母差保护间电流端子连接片未断开，导致试验电流串入500kV二母母差保护CT回路中，引起500kV二母差动保护动作。㈢暴露问题①工作票及“三措”审核不严。工作票工作内容填写不全，仅填写了一次部分工作内容，未填写二次部分工作内容，工作票及施工“三措”中安全措施不全，工作负责人、签发人及相关审查人对安全措施审核不严，未明确CT更换及试验时二次安全措施。②“两票”管理存在漏洞，总工作票负责人对分工作票负责人安全措施交代不清；二次专业运维人员与外来检修试验人员工作界面不清，未明确各自工作范围内相应安全措施；二次运维人员在全部工作未结束，仅得到口头答复的情况下，终结分工作票；没有开展深入的危险点分析，对保护装置可能存在的危险点制定针对性措施不完善，针对多专业并行交叉工作开展的安全风险分析不全面，风险管控措施存在漏洞。③施工单位检修现场监督不严，存在“以包代管”的现象。本次停电工作内容多，涉及多班组作业，同时配合进行5023电流互感器更换工作。现场检修人员对外委施工现场监督不严，对一个电气连接部分进行的多专业、多班组工作组织管理不严。④现场工作缺乏统一的组织协调，送变电公司未能及时将本单位工作与检修公司工作负责人进行沟通，擅自工作，检修公司工作负责人未能全面掌握送变电工作工作进度安排，导致工作衔接、配合中出现问题。

2、内蒙神华准能矸石电厂3号机组解列2014年8月27日14时47分，内蒙神华准能矸石电厂3号机组并网，随后3号机发变组保护B柜报“发电机逆功率动作出口”，3号机组解列。跳闸原因：8月8日，调试人员对3号发变组保护B柜进行保护静态试验后，未将3号发电机机端电流回路端子（A471、B471、C471）连片恢复到位，导致在8月27日3号发电机并网带负荷后，发电机机端CT端子箱内，电流端子放电烧熔短路，负序电流流入保护装置，3号发变组保护B柜发电机逆功率保护动作出口，造成该机组解列。3、内蒙神华准能矸石电厂3号机组解列2014年8月29日17时54分，内蒙神华准能矸石电厂5011断路器跳闸，3号机组解列，5011断路器RS921A保护柜发“发变三跳开入”信号。跳闸原因：在脱硫改造工程中，由于设计错误，将3号发变组保护B柜保护跳脱硫6kVA段工作电源进线开关的接线误接至跳5011断路器的跳闸端子上；同时接线错误，误将脱硫6kVA段PT柜直流电源正极接至合闸母线直流电源开关正极；6kVA段球磨机开关直流控制回路整流模块击穿，直流短路，控制母线直流电源总开关跳闸，此时合闸母线带电，正电源由脱硫6kVA段PT柜的直流电源负极反送至控制电源的负极，致使控制电源的负极带有正电，跳5011断路器的R233也同时带正电。#3发变组保护B柜接线错误、脱硫6kVA段PT柜直流电源接线错误、脱硫6kVA段球磨机整流模块击穿，以上3个原因导致5011断路器跳闸回路接通，5011跳闸，3号机组解列。（接线图见附图）附图、8月29日#3机解列第一类在CT回路工作出现的问题除上述2013年内蒙古布日都变电站500kV母差保护误动和2014年山西潞城变电站500kV母线保护误动外，又一实例：某电厂500kV一号母线母差保护误动跳闸1、接线及运行方式该厂500kV系统采用3/2接线。两个完整串，第一串接1号机组和某线一回，第二串接某线二回和2号机组。启备变通过两把刀闸可任意切换至500kV一母或二母运行。当时，两条线路运行，1号机组检修，2号机组运行，500kV第一串5011、5012断路器检修，5013断路器运行，500kV第二串5021、5022、5023断路器皆运行；启备变5001断路器接至500kV一母运行。2、事件情况按照检修工作进行1号机组5011、5012断路器及CT检修预试等工作中，500kVI母RCS915母差保护动作，跳开某线二回5021开关和启备变5001开关，500kVI母失电，NCS画面“I母RCS915母差跳闸”、“起备变5001断路器分位”、“5021断路器A相分位”、“5021断路器B相分位”、“5021断路器C相分位”光字牌报警。现场检查发现500kVI母RCS915母差保护保护装置“差动动作”报警；检查500kVI母及所属一次设备无明显故障现象。发现检修人员正在进行5011CT伏安特性试验，立即停止试验人员工作。经查，5011CT就地端子箱至500kVI母RCS915母差保护二次连片未打开（附件2所示4451电流线），并询问检修人员试验过程，结合保护装置动作报告与现场实际检查情况，判断500kVI母RCS915母差保护动作原因为检修人员在给5011CT加电流做伏安特性试验时，未做好措施,导致500kVI母RCS-915母差保护动作。3、原因分析母差保护动作分析：（1）定值：启动值0.3A,制动系数0.67。（2）B相差流0.51A，区内故障，差动保护装置动作逻辑正确。母差保护动作原因：检修试验人员在进行5011CT伏安特性试验时，未打开CT就地端子箱至500kVI母RCS915母差保护二次CT连片（附件2所示4451电流线），在4451电流线加电流做CT伏安特性试验时，未做好措施,导致500kVI母RCS915母差保护回路差流达到定值，母差保护误动作。现场CT端子箱4、暴露问题该厂专业管理部门对此次工作重视程度不够、检修工作过程管理监督检查工作不到位；对一次设备的常规预试和二次回路有交叉的工作责任不明确。断路器CT伏安特性试验的安全措施不完善，未填写继电保护安全措施票；检修人员对5011CT端子箱回路不熟悉，技术能力不足，不能够胜任CT伏安特性试验的工作，对做CT伏安特性试验必须断开二次连片的安全措施不清楚，打不开也未及时向专业专工汇报。近期检修工作中还发生多起运行维护人员在CT回路工作（做措施或恢复措施）时造成运行设备异常跳闸事件。1、某变电站500kV系统（3/2接线）更换5042断路器工作完毕，恢复送电，当时相邻的5041断路器及接于5041和5042断路器的某线路L正常运行。在送电过程中，需要对本次新更换设备5042断路器加压，加压前需将5042断路器用于线路L保护的CT封上。因工作人员未先将5042CT连片打开（以断开与运行的5041CT组成和电流的CT回路连线），就直接封5042CT，造成线路L配置的RCS-931保护装置的零序过流三段保护动作（在RCS-931电流回路产生零序电流0.14A，该保护定值为0.12A），导致运行的5041断路器跳闸。2、某变电站500kV系统（3/2接线）进行5012CT更换后的启动工作，当时该串的5011断路器及接于5011和5012断路器的某线路M正常运行。工作人员在运行的5011断路器端子箱恢复5012和电流的CT回路连线措施时，错将5011CT第一绕组A相电流回路开路，造成线路M配置的PSL-602GA保护装置的零序四段保护动作（通过故障录波图分析，零序电流为0.2A，PSL602GA零序四段定值为0.12A、7S），导致运行的5011断路器跳闸。3、某变电站500kV系统（3/2接线）进行5012CT更换后的启动工作，当时该串的5011断路器及接于5011和5012断路器的某线路N正常运行。工作人员按调度命令在5012断路器端子箱恢复5012CT进入线路N保护电流回路时，未将短封措施拆除就直接恢复5012CT进入线路N保护电流回路接线，造成线路N配置的RCS-931AM保护装置的零序三段保护动作（通过故障录波图分析，零序电流为0.31A，持续时8.25S。而RCS931AM零序三段定值为0.12A、7S），导致运行的5011断路器跳闸。这些事件暴露网内一些运行维护单位现场工作还存在诸多薄弱环节。主要问题：对现场工作安全措施票执行重视不够，管理不到位；工作人员安全意识薄弱，现场作业中凭经验主观臆断，安全措施票流于形式；现场监护亦流于形式，根本起不到制止现场不安全行为的作用；现场危险点分析和预控工作开展不实，致使现场作业人员对危险源造成的后果估计不足，现场标准化作业工作未得到认真执行。第二类人员责任实例A：某电厂5011断路器误跳闸事件1、事件经过：2013年10月25日10时41分某电厂50112、原因分析：现场进行500kV一母母差保护改造工作，继电保护人员现场正在做母差保护拆除的继电保护安全措施。由于所有保护装置均无保护跳闸信号，而一母REB-103母差保护有出口跳5011断路器的跳闸线，经过核查发现是继电保护人员拆除REB-103母差保护跳5011断路器的跳闸电缆时二次线未完全包好在拉扯二次线时造成短路从而接通5011断路器跳闸回路使5011断路器误跳闸。3、暴露问题这起继电保护人为责任造成开关误跳闸事故，暴露出继电保护人员责任心不强，工作不细致，做安全措施不完善。实例B：某电厂5012断路器误跳闸事件1、事件经过：保护人员在2号发变组保护C柜盘后穿电缆过程中，NCS系统报5012断路器跳闸信号，NCS画面显示5012开关断开，就地检查5012断路器断开，5012断路器保护柜操作箱第二组跳闸灯亮。2、原因分析2号机组出口断路器为5011和5012，机组保护动作跳5012断路器控制回路由发变组保护C柜接至5012断路器保护柜。保护人员有2号机发变组保护盘清扫、改造电气一种工作票，在将电缆穿入C柜工作过程中，电缆磕碰导致5012断路器跳闸。事后将保护C柜电缆把解开，发现电缆在进入盘柜电缆接头处5012断路器跳闸回路电缆[201]、[2R33]绝缘皮部分破损，外力作用下，铜线搭接在一起，使跳闸回路导通。3、处理措施将电缆破损处用绝缘胶布进行了包扎，电缆摇绝缘合格。对5012开关跳闸回路绝缘进行了测试，控制回路绝缘合格。4、防范措施施工过程做好防护措施，严格电缆铺放工艺，避免线缆破损；做好保护防“三误”措施。附图：发变组保护柜电缆接头处实例C：某变电站500kV一母线跳闸事件1、事件经过：某变电站500kV系统（3/2接线）一、二母线及第1至5串正常运行，第6串5061、5062断路器检修状态，5061-17合闸位置。某时刻，监控显示5061-1、5062-2隔离开关(间隔4秒)相继合闸,接于500kV一母母线的5012、5021、5031、5041、5051断路器跳闸，一母母线失电。2、原因分析现场查明5061-1、5062-2隔离开关误合闸的原因是综合自动化专业工作人员在进行同期试验工作过程中,误碰测控屏中裸露的5061-1、5062-2隔离开关出口继电器K03、K05造成的。5061-1、5062-2隔离开关误合闸后，导致500kV一母母线通过5061-1、5061-17接地，发生故障。第三类继电保护运行规程的宣贯问题除2013年内蒙丰泉变电站500kV丰万二线纵联保护误动跳闸事件中运行人员对L90装置CT、PT插拔式压板认识不够外，还有一些运行操作中值得注意的地方需要保护专业人员积极宣贯。又一实例：某500kV变电站5013断路器错误操作引发的事故㈠事件简介某500kV线路发生BC相故障，线路一侧（M侧）5012、5013断路器跳闸，切除故障。对该线路进行试发时，对侧先合上，M侧在通过监控系统遥控操作无法合上5013断路器后，将5013断路器汇控箱内“远方/就地”把手打至“就地”，利用就地合闸把手合5013断路器，BC相合闸成功，A相合闸失败，5013断路器处于非全相运行状态。该线RCS-931和PSL602零序加速动作（零序电流0.14-0.2A,定值为0.12A）。因此时5013断路器“远方/就地”把手处于“就地”状态，5013断路器控制回路断线，保护无法跳闸。440毫秒后，5013断路器失灵启动，跳开500kV二母所有开关（5033、5052）和线路对侧开关。2.5秒后，5013断路器非全相保护动作，跳开5013断路器（B、C相）。㈡原因分析5013断路器非全相运行原因：在5013断路器汇控箱利用合闸把手合5013断路器，由于汇控相内部“远方/就地”切换把手在运行中接触不到位，导致B、C相合闸成功，A相失败，5013断路器处于非全相运行状态。5013断路器失灵保护动作原因：因5013断路器汇控箱“远方/就地”把手打至“就地”位置后，引起5013断路器控制回路断线，线路保护无法跳开5013断路器，导致失灵保护动作，跳开二母线上所有断路器并远跳对侧。【华北电网开关“远方/就地”手把使用情况说明】华北分部调控分中心继电保护处组织北京、天津、冀北、河北、山西、山东、内蒙调控（调度）中心及运检公司继电保护人员对500kV某变电站操作异常事件进行分析研讨，北京ABB开关厂质量控制部技术人员也应邀参会。参会人员汇报了本单位现场设备情况，并对调规、运规关于开关操作的事项作了说明。1、开关“远方/就地”手把回路设计情况各单位维护500kV变电站开关设备在手把打至“就地”时，均会切断远方分合闸控制回路，造成保护装置、监控系统无法分合开关。河北较早期投运的部分设备，其“远方/就地”手把的接点进行了短接，对保护跳闸不会造成影响。2、各单位运行规程中关于开关操作的规定目前，大部分单位在监控系统操作开关异常时，采取逐级汇报制，个别单位未做明确规定，具体情况如下：北京、河北、山东、山西：运行规程规定运行人员分合开关只能在监控系统及测控屏处（保护小室）操作。紧急情况下的就地操作需报告领导。冀北：运行规程规定若监控系统无法操作开关，应汇报站长后在测控屏处操作。若测控屏处仍不能操作，应报告领导。内蒙：运行规程规定运行人员分合开关在监控系统及测控屏处操作。天津：运行规程未对各种操作异常情况作出规定，采取标签警示法，即在“远方/就地”手把处贴“禁动”标签警示运行人员。3、ABB开关厂关于“远方/就地”手把使用说明ABB公司出于对人身安全考虑，设置远方/就地”手把（各开关厂家的通常做法）。当开关人员现场检修开关时，为防止远方操作开关造成人员伤害，应把“远方/就地”手把置于就地方式，断开远方跳、合闸回路。ABB公司产品分别在开关就地汇控柜、各相本体机构箱设置了“远方/就地”手把，供开关检修时使用。4、小结1）目前，华北电网7个单位，无论是采取规程规定的方式还是贴标识的方式，均要求开关在运行时不能在现场操作。2）建议各运维单位在运行规程中对断路器现场操作方式进行完善，并对运行人员进行宣贯，防止就地合闸操作事件发生。第四类断路器三相不一致保护问题实例A：1、动作情况某500kV线路（两侧皆3/2接线）发生单相瞬时故障，两侧两套主保护动作，选故障相跳闸。一侧两断路器皆重合成功；另一侧中间断路器重合成功，边断路器重合闸未动作。2、检查情况检查该边断路器三相打压时间同步，机构打压声音正常，压力无异常。对该边断路器进行三相不一致保护传动，发现三相不一致保护存在动作时间不正确的现象，约为1088ms，与定值2500ms不符，由此判断三相不一致时间继电器存在缺陷。该边断路器为西安西电开关电气有限公司生产的LW13A-500/Y4000-63(G)型断路器，时间继电器为西安凯盛电力设备有限公司生产的LTD3000时间继电器。（该线路上次检验时间为5个月前，检验时无问题。）3、原因分析由于该边断路器三相不一致时间继电器存在缺陷，实际动作时间（1088ms）小于断路器保护单相重合闸整定时间（1500ms），故该边断路器在跳开故障相后至重合前满足三相不一致保护动作，三相不一致保护跳开其它两相，重合闸未动作。实例B：某变电站5031断路器三相不一致保护问题某500kV线路发生A相单相接地故障，5031、5032断路器A相跳闸，5032重合成功，5031未重合，三相跳闸。5031断路器动作时序：21:54:27:9505031断路器保护起动21:54:28:0245031断路器A相跳位21:54:28:0785031断路器非全相动作21:54:28:1395031断路器B、C相跳位由上述动作时序可以看出，5031断路器在A相跳开后54毫秒时非全相即动作，115毫秒后B、C相跳开，5031重合闸整定时间为900毫秒，非全相保护采用断路器本体非全相回路，整定时间为2.5秒。因此，初步判断为5031断路器本体非全相继电器故障。将5031断路器转至冷备用后对非全相继电器进行详细检查。发现控制回路1非全相继电器烧坏，控制回路2非全相继电器动作时间已跑偏至3200毫秒左右，对两个非全相继电器均进行了更换，更换后的非全相继电器动作时间检验合格并经实际传动正确。此次故障是由于5031断路器控制回路1非全相继电器烧坏造成非全相在重合闸之前动作。控制回路2非全相继电器动作时间较定值时间更加延长,与此次故障无关,介于该继电器时间发生跑偏,老化较严重，因此一并进行了更换。开关为沈高LW56罐式开关，非全相继电器为台湾士研生产，型号：H3MT-CAC/DC24240v。

第五类运行维护问题实例A：某电厂3号机组跳闸事件1、事件经过某电厂3号机组跳闸，发“主变差动保护动作”，检查发现3号发变组保护B屏DGT-801B保护装置“主变差动保护”动作，发变组A屏GE保护装置未动作。检查500kV一号网控楼保护室内第三串5031断路器分相操作箱第一、二组跳闸灯亮，保护装置内事件记录显示发变三跳开入0→1。调取发变组故障录波器故障信息，发电机机端电压电流没有变化，初步分析一次设备无异常。通过对B屏DGT-801B保护装置进行现场通流试验未发现保护装置异常现象。把保护B屏CT端子排滑块划开，甩开接地点使用1000V摇表从端子外侧对二次电缆进行绝缘测试，其中一芯电缆（号头B4122参与主变差动）绝缘为0MΩ，该组CT电缆来自500KV一号网控楼保护室第三串短引线保护屏（该组CT由500kV第三串5031就地端子箱先到500kV一号网控楼保护室内第三串进线短引线保护屏经短引线保护装置后再到3号机组发变组保护B屏），其它电缆芯绝缘均在200MΩ以上。：2、原因分析500kV一号网控楼保护室第三串进线短引线保护屏至二期发变组保护B屏之间CT二次电缆绝缘低是造成此次跳机事故的直接原因；近期该地区一直降中到大雨，空气湿度大，缆沟内部环境潮湿是造成此次事件的间接原因。3、防范措施加强对设备的定期检查工作，提高巡检质量，及时发现问题及时处理；利用机组停电机会对重要二次回路进行检查。实例B：某电厂5022断路器B相偷跳事件1、事件经过某电厂500kV升压站NCS系统告警：“16点57分53秒626毫秒，500KV第二串测控25022断路器分闸”；“16点57分53秒652毫秒，500KV第二串测控2断路器事故总信号动作”；“16点57分54秒871毫秒，500KV第二串测控25022断路器重合闸动作”；16点57分54秒877毫秒，500KV第二串测控2断路器事故总信号复归”；“16点57分54秒894毫秒，500KV第二串测控25022断路器合闸”。2、原因分析检查发现5022断路器保护只发出重合闸动作信号，除此外无其他保护动作记录。升压站直流绝缘监察装置有直流母线绝缘降低报警记录。对5022断路器保护屏检查正常，对5022断路器控制柜进行检查时发现5022断路器保护柜至5022断路器控制柜的跳闸回路电缆（电缆编号：101B）中跳闸回路电缆芯101和137B存在绝缘破损现象，判断跳闸原因为101与137B线芯发生瞬间接地短路，使得5022断路器B相单相跳闸，断路器保护重合闸跳位启动单重，重合成功。3、事故处理及采取措施1、将101与137B线芯使用绝缘胶布重新进行绝缘包扎，并对该处电缆进行了防护处理。2、对其他端子箱及保护盘柜进行全面检查，对可能造成线芯绝缘损坏或距离金属物体过近的电缆线芯采取隔离防护措施。实例C：某电厂5012断路器跳闸事件1、事件经过保护人员在2号发变组保护C柜盘后穿电缆过程中，NCS系统报5012开关偷跳信号，NCS画面显示5012开关断开，就地检查5012断路器断开，5012断路器保护柜操作箱第二组跳闸灯亮。2、原因分析该厂500kV系统采用4/3接线形式，2号机组出口断路器为5011和5012，机组保护动作跳5012断路器控制回路由发变组保护C柜接至5012断路器保护柜。保护人员有#2机发变组保护盘清扫、改造电气一种工作票，在将电缆穿入C柜工作过程中，电缆磕碰导致5012断路器跳闸。事后将保护C柜电缆把解开，发现电缆在进入盘柜电缆接头处5012断路器跳闸回路电缆[201]、[2R33]绝缘皮部分破损，外力作用下，铜线搭接在一起，使跳闸回路导通。四、处理措施将电缆破损处用绝缘胶布进行了包扎，电缆摇绝缘合格。对5012开关跳闸回路绝缘进行了