继电保护事故案例及分析.课件

继电保护事故案例及分析（一）一、误整定

二、误碰

三、误接线四、保护装置问题

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题六、继电保护通道问题七、工作电源问题八、二次回路干扰九、回路绝缘损坏

内容提要1、整定错误造成的断路器重合不成（1）事故简述

1990年7月9日，某电厂220kVI回线发生B相接地短路，G厂侧零序电流灵敏和不灵敏一段动作，经选相元件跳开B相断路器并重合成功。L厂侧零序电流二段动作，经选相元件跳开B相断路器。未重合，最终三相跳闸。（2）事故分析由于负荷电流较大，Ｂ相跳闸后，非全相零序电流大于零序电流三段定值。故障前因通道问题唯一高频保护退出运行，重合闸时间改为2.0Ｓ。零序电流二段动作时间改为1.5S，零序电流三段时间为3.5Ｓ。系统接线如上图一。因此零序电流二段动作后，经2.0S发出Ｂ相合闸脉冲前，零序电流三段保护动作跳开三相断路器。一、继电保护误整定事故E××E×GLIII1、整定错误造成的断路器重合不成（3）事故教训保护定值整定人员修改定值时未考虑到在线路非全相零序电流大于零序电流三段电流定值的情况下，保护的零序电流二段、零序电流三段及重合闸三者动作时间的配合问题。（4）采取对策在单套高频保护停用的情况下，如果系统稳定允许，可将重合闸时间改为1.8S；或将零序电流三段时间定值延长至3.8秒。一、继电保护误整定事故2、系统运行方式改变，保护定值未修改造成保护误动（1）故障经过：1）故障前方式：泰斗5293线由泰斗线5031单开关供电运行，泰斗/斗牌5032开关检修。2）保护动作情况：

2005年4月20日16点36分，泰斗5293线短引线1、2保护动作出口，泰斗线5031开关三相跳闸。3）现场检查情况：斗山侧泰斗5293线短引线保护动作时区外发生故障，本线有穿越的故障电流，其中C相电流达到了0.535A，超过短引线保护动作定值（0.5A），5031与5032开关间的短引线保护异常动作出口，跳开了5031开关。

一、继电保护误整定事故现场仔细检查保护装置后发现：5031与5032开关间的短引线保护装置RXHL菜单里的输入设置如下：Configuration——BinInput：（逻辑配置——开关量输入）

一、继电保护误整定事故BinInp（开关量输入）12ResetLED（信号灯复归）ChActGrp（改变定值组）BlockI>（相过流）BlockI>>（相速断）BlockIn>（中性点过流）BlockIn>>（中性点速断）———√√√√—————从中可以看出BinInput1（第一个开关量输入）在逻辑里没有配置闭锁相过流保护（BlockI>），故短线保护一直在投入状态，在电流大于动作值时短线保护动作出口，跳开了5031开关。

（2）原因分析：2004年1月4日，斗山站内的5031与5032开关经过站内启动正常后投运，此时泰斗5293线路还没有完好，因此在泰斗5293线路投运前需要将5031与5032开关间的短引线保护投入，作为线路正式启动前5031与5032开关间的主保护。但是在执行定值的说明1“本保护受闸刀辅助接点控制”时，因为出线闸刀处于非正常运行方式，为了使短线保护能可靠地投入，因此按照说明2“本保护正常时停用，当开关间元件停役而相应开关仍然运行时，用上短线保护”的要求进行执行。为了实现这个要求将BinInput1（第一个开关量输入）在逻辑配置里设置成不闭锁相过流保护（BlockI>），这样短引线保护在泰斗5293线路正式投运前的相当一段时间内就能实现一直投入的状态，不再受出线闸刀辅助接点等外回路的影响。一、继电保护误整定事故（2）原因分析：2004年11月泰斗5293线正式启动投运前，由于停电时间较短，停电期间的工作安排中除了线路保护两侧对调及保护带负荷复校外没有关于短线保护的工作任务，此时没有新的保护整定通知单，再加上定值单中没有涉及到逻辑配置方面的定值，值班员能核对到的定值是与定值单相符合的。在启动过程中按照方案要求解除或投入5031与5032开关间的短线闭锁只是通过外回路的临时措施来实现的，也没有涉及到短线保护的逻辑配置。在全部试验结束线路正式投运后，根据试验方案的要求恢复了外回路的临时措施，保护投入正常的运行。理论上在泰斗5293线路正常运行时，短线保护应该受线路出线闸刀合闸状态的影响而自动退出，而实际上短线保护一直处于投入状态，最终造成了本次的异常跳闸。

一、继电保护误整定事故（3）吸取的教训：对长期处于临时状态的分部投运的设备应该做好与运行单位的详细的交接和备忘记录，并在调试的后续方案中有所体现。试验单位对生产单位管理流程依赖性较强，试验单位应在积极配合生产单位工作的同时，加强对危险点的分析，在自身的技术流程中加强对关键点的细化控制。各参建单位在工作中应加强沟通，发现问题应及时向主管及相关部门进行反映，如本次发现的无法正常整定的问题应及时与调度相关部门联系。（4）建议：为了让基层单位更好地理解和执行调度部门的意图，建议定值整定单能够更加细化，对影响保护关键功能的控制字或逻辑配置的状态应在定值单中有所体现，对保护的内部的所有功能都应有明确的定值。一、继电保护误整定事故1．继电人员误传动，造成五条运行线路跳闸（1）事故简况1990年10月10日，沈阳电业局苏北变电所66kV苏烟线停电，继电一班接该所低频减载装置跳苏烟线断路器的控制电缆。工作完成后，第一次做相互动作时，短时间短接P3H1-3、1Pu2-4触点，动作信号掉牌并响警报，但断路器未跳闸，继电人员将4Pn出口中间开盖手按衔铁，66kV苏烟线及10kV苏吴线(运行线路)跳闸。运行人员将苏吴断路器合上。随后，继电人员将频率保护盘上跳苏吴线断路器连接片接开，再次进行短接P3H1-3，1Pu2-4触点试验，造成10kV西郊线、砂轮二线、南郊线、浑河线等四条运行线路断路器跳闸。

二、继电保护误碰事故1．继电人员误传动，造成五条运行线路跳闸（2）事故原因及暴露问题继电人员没有认真执行《安规》(变电)中有关工作票制度，图省事，没有签发本身工作票，将作业人员加入检修班，而检修班的工作票里没有写继电人员作业的安全、技术措施，是发生事故的主要原因。运行人员没有认真审查工作票，违反《安规》“工作许可人负责审查工作票所列安全措施是否正确完备，是否符合现场条件”的规定，是发生事故的重要原因。继电人员第二次试验时，已误跳了10kV苏吴线，本应立即停业试验，查明原因，但他继续误做第三次试验，是发生误跳4条配电线路事故的直接原因。事故暴露出继电人员安全思想不牢，不能认真执行规程，工作中极不负责。

二、继电保护误碰事故1．继电人员误传动，造成五条运行线路跳闸（3）防范措施

1)继电人员作业时，必须签发工作票，如在检修工作票内工作时，应有专项继电的安全技术措施。

2)继电人员进行调试工作时，必须断开相邻保护的连接片，还应特别注意断开不经连接片的跳、合闸线及与运行设备安全有关的连线。

3)要加强对继电人员的技术、业务培训，提高其安全观念、技术素质。

二、继电保护误碰事故2、甩开电缆不包扎短路机组掉闸（1）事故经过2002年4月15日11时07分，某水电厂检修人员在进行岩沙线保护改造工作中，由于没能做好安全措施，造成了#4机出口开关04QF误跳闸事故。4月15日11时07分，运行值班人员发现#4机出口开关04QF跳闸，#4机负荷由260MW降至0，同时#1、#3机由AGC调节将全厂总负荷带回484MW。检查监控系统及#4机保护柜无任何保护动作信号。当时检修人员正在保护室进行岩沙线保护改造的甩线工作。经全面检查，没有发现明显异常，估计为检修人员作业时造成。生产部组织有关人员再对现场的安全措施进行检查无误后，11时17分，重新将04QF准同期并网，#4机带负荷正常。二、继电保护误碰事故（2）原因分析

1）工作负责人对改造方案不熟悉，对安全防范措施和危险预控考虑不周，缺乏事故预想；在开工前没能根据工作任务及当时的运行方式，做好具体的工作计划和安排，没能全面向工作班成员讲解有关的安全注意事项；工作人员在进行岩沙线保护改造的过程中，在甩开5042QF保护柜电缆后，没有对已甩开的有关电缆头及时进行包扎、隔离，造成在5042QF保护柜甩完线后整理电缆时，5042QF失灵保护跳#4机出口开关04QF回路的两线头（105，133）短接，04QF跳闸，机组甩负荷。是造成此次事故的直接原因。

2）严重的管理混乱，工作票签发人对改造方案不熟悉，也没能要求工作负责人认真熟悉改造方案，制定出相应的具体的工作计划和施工方案；在签发工作票时没有跟工作负责人交待清楚所应注意的安全注意事项，在此次事故中负有一定的责任。

3）工作班成员对改造方案不熟悉，在5042QF保护柜甩线、整理工作中，安全防范措施考虑不足，安全意识不强，没能按规定要求进行测量、包扎，造成线头误短接，04QF跳闸。

二、继电保护误碰事故（3）防范措施

1）工作负责人首先要熟练掌握、工作人员要熟悉改造方案，全面做好具体的工作计划和安排，全面向工作班成员讲解有关的安全注意事项；在临时离开工作现场时，要明确指定人员负责监护。

2）对照图纸资料，结合一次设备的运行方式制定施工方案。在明确所做工作的具体内容及所需运行条件的基础上，逐条列出保证安全的继电保护措施票，其具体内容应含有以下部分：退出相关保护装置，标明退出原因，并指出具体操作顺序；退出保护开关及压板，应写明正确的名称及编号，指明操作顺序；断开跳闸回路，写明正确回路标号及具体位置；在交流回路上工作，回路标号应事先核对，实际接线应与图纸相符，并写在措施票中，保证相关CT回路不能开路和PT回路不能短路，电压回路不能接地或触及其它导体及其措施。带有电压的导体裸露部分一定要指定专人监护下用绝缘材料包严。

二、继电保护误碰事故3）在继电保护安全措施票的技术审批上，要建立各级审批程序。由工作负责人负责填写，班长初审，分场专工或生产部室专工审批，复杂保护安全措施票应由总工程师或生产副厂长批准，形成一个逐级审批，层层把关的管理机制，如发现措施票中有不清楚或错误的地方，在审核过程中就能加以更正，在继电保护安全措施票的执行与恢复上：在工作前做安全措施时，应认真对照已审批过的安全措施票逐条执行，并在执行栏签名，工作结束后，恢复系统时，逐条在“恢复”栏签名，如在执行过程中有与实际不相符的，经核实后，在措施票上进行修改。4）要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，开展危险点分析工作，严格执行各项安全措施，防止继电保护“误碰、误整定、误接线”事故的发生。5)加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，提高继电保护队伍水平；对继电保护反措的落实情况进行全面的检查总结，及时排除隐患，确保设备的健康运行；充分发挥继电保护技术监督手段，按照依法监督、分级管理、行业归口的原则，实行技术监督、报告责任制和目标考核制度。

二、继电保护误碰事故1、一起主变保护误动分析与处理（1）事故经过：

2001-01-05，青溪水电厂运行值班员接令进行厂用电的倒闸试验操作。10:18，在分开Ⅱ段厂用电开关402的瞬间，3号主变保护的重瓦斯、压力释放、绕组温度高、油温高等非电量保护同时动作，将运行中的3B变压器高、中压侧开关2203、103同时跳开(3号主变低压侧未投运)，致使双溪水电厂3台12

MW机组脱离主网。

（2）事故分析：1）主变检查结果：①

从3号主变瓦斯继电器本体内未放出气体；②当时绕组温度为44℃，而绕组温度高保护的动作温度是120℃；③当时变压器上层油温为44℃，而油温高保护的动作温度是85℃；④压力释放阀周围未见有油溢出。

另取3号主变本体、油枕、瓦斯继电器油样化验也未见异常。三、继电保护误接线事故1、一起主变保护误动分析与处理

以上检查结果均表明此次3号主变保护动作的性质应为误动。保护误动的原因可能是装置本身的问题，也可能是外界干扰造成的。事故发生后对3号主变保护装置做了全面检查，但未发现异常，所以误动的原因只能是外界干扰了。2）故障录波图的分析结果:①3号主变高中压侧电压、电流波形都正常;②3号主变的高中压侧开关2203、103跳闸时间与Ⅱ段厂用电开关402的分闸时间正好吻合；③

3号主变保护动作开关量的录波图是一系列以20

ms为周期，2～3

ms为脉宽的信号，而工频信号的周期正好是20

ms通过对录波图的分析可以确认，造成3号主变保护误动的原因就是工频干扰源。而工频干扰源要进入3号主变的非电量保护有2种途径，一是通过控制电缆进入，二是通过直流电源系统进入。三、继电保护误接线事故3)

检查控制电缆

3B125电缆将重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、绕组温高、油温高等开关量信号从3号主变引入3号主变保护。正常运行情况下测量3B125电缆每根芯线的对地电压，发现19回路对地有220

V交流电压(3号主变保护的接点19，29的作用是启动备用冷却器)、重瓦斯回路对地有32

V的电压、其它回路对地有10～12

V的电压。即3B125电缆中有交、直流回路同时存在的情况，这种设计是与反事故措施的规定相抵触的。将19，29回路同时从3号主变冷却器控制箱交流电源侧解开，再对3号主变的重瓦斯、轻瓦斯、压力释放、绕组温高、油温高等回路进行测量，结果这些回路的交流干扰电压消失了，说明应避免将交、直流回路安排在同一根电缆里，否则会给保护的直流逻辑回路引入交流干扰信号。从重瓦斯05回路加入工频交流电压，并从0起升压，当电压升到130

V时，3号主变的重瓦斯、压力释放、绕组温高、油温高这4个非电量保护立即动作，与1月5日的情况一致。

三、继电保护误接线事故

倒换3号主变冷却器的工作电源(由Ⅰ、Ⅱ段厂用电供应)，模拟厂用电的倒闸操作，以观察倒换操作时交流干扰信号会不会增大到使保护误动。结果发现不管怎么倒换3号主变冷却器的工作电源，其非电量保护就是不动作，说明3号主变保护误动并非由于3B125电缆同时存在交、直流回路而引起。引起3号主变保护误动的交流干扰信号也不会是电缆外界的电磁场，因为所有电缆都有铜屏蔽，并且屏蔽层都已两端接地。4)

检查直流:正常运行时测量3号主变保护的直流工作电源并未发现有交流分量，但倒换厂用电操作中，切开Ⅱ段厂用电开关402时，却从3号主变保护的直流工作电源中测到了220

V的交流电源分量。

220

V直流电源中的220

V交流电源是从何而来的呢？2001-01-20，运行值班员在进行事故照明电源的切换时3号主变的重瓦斯、压力释放、绕组温高、油温高，这4个非电量保护再次动作。幸好此时3号主变非电量保护的出口已经解开，未造成误跳2203、103开关的事故。再做事故照明电源的切换试验时，从3号主变保护直流工作电源中测量到了220

V的交流电源的分量。三、继电保护误接线事故青溪水电厂的事故照明电源由380

V三相交流电源和直流220

V电源组成。平时由交流电源供电，当交流电源消失时自动切换为220

V直流电源供电。事故照明的交流电源由Ⅱ段厂用提供，当Ⅱ段厂用电开关402分闸时，事故照明因交流电源消失而自动切换至由220

V直流供电。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段厂用提供的交流220

V电源,此寄生的交流电源并未因402开关的分闸而消失,并在全厂220

V直流系统中引入了220

V的交流电源分量,使3号主变非电量保持因此而误动。

三、继电保护误接线事故（3）整改措施及建议：3号主变保护发生误动，跳开2203、103开关的事故原因是电厂事故照明系统的交流回路中存在寄生的交流电源，寄生解除后事故隐患就排除了。电厂必须吸取教训加强对事故照明系统的管理，严禁在事故照明系统的交流回路中接入任何其它负荷或电源；建议改造事故照明系统，取消事故照明的交流部分，增设一套独立的常规照明系统，正常情况下由交流供电的常规照明系统提供照明，在常规照明系统的交流电源消失后，自动切换为由直流供电的事故照明系统提供照明，以彻底消除寄生交流电源对直流系统、保护装置的影响。建议厂家对LEP-974C非电量保护装置作一些改进，以提高其抗干扰能力。通过此次检查还发现3号主变保护电缆内同时存在交、直流回路的隐患，必须增设电缆将交流控制回路独立出来。

三、继电保护误接线事故

2、改造工程中漏改线，造成保护误动

（1）事故简述1999年2月2日11时47分，某变电站进行500kV2号母线母差及失灵保护校验时，误跳一中间断路器，造成该站一条500kV线路停电。该站的主接线形式为3／2接线，事故发生前，该站的500kV2号母线处于在检修状态，该母线上各断路器均处于断开位置，误跳闸的500kV线路在该站通过5032断路器与系统相连。当继电保护人员校验、传动2号母线的母差保护时，5032断路器的失灵保护被误启动(误跳闸的500kV线路正常运行，电流启动条件具备)，5032断路器跳开，造成该线路停电。三、继电保护误接线事故

2、改造工程中漏改线，造成保护误动

（1）事故简述1999年2月2日11时47分，某变电站进行500kV2号母线母差及失灵保护校验时，误跳一中间断路器，造成该站一条500kV线路停电。该站的主接线形式为3／2接线，事故发生前，该站的500kV2号母线处于在检修状态，该母线上各断路器均处于断开位置，误跳闸的500kV线路在该站通过5032断路器与系统相连。当继电保护人员校验、传动2号母线的母差保护时，5032断路器的失灵保护被误启动(误跳闸的500kV线路正常运行，电流启动条件具备)，5032断路器跳开，造成该线路停电。（2）事故分析经查：1994年该站对500kV母线的第三串进行改造，增加5033断路器，由不完整串恢复完整串时，未将母差保护启动5032断路器失灵回路改为启动5033断路器失灵，此次2号母线母差保护校验时，因误跳线路的负荷电流已达到了失灵保护的启动值，导致了5032断路器误跳，一条500kV线路停电。事故检查发现：该站另一串也存在同样问题，此次仅因失灵保护电流未达到启动值，而侥幸未动。

三、继电保护误接线事故

2、改造工程中漏改线，造成保护误动

（3）采取对策此次事故引起了各级领导和继电保护专业人员的高度重视，在认真总结事故经验教训的同时，充分认识到保证设计、施工质量，保证验收质量以及图纸与实际相符的重要性，加强了继电保护的全过程管理和技术监督工作。对已运行的设备利用停电、校验等机会重新进行了核查，同时对设计、施工、调试及验收等工作进一步细化了工作程序和质量标准，使新设备投入改造工程中的各项工作有章可循，在保证质量方面做到了制度化和规范化，避免同类事故的重复发生。（4）经验教训1）基建验收工作是保证继电保护装置在运行中正确动作的重要环节，而做好验收工作的关键在于提前做好生产准备工作，参加验收的人员在验收时对设备及其相关回路做到心中有数，才能真正保证验收乃至整个工程的质量，保证电力系统的安全稳定运行。

三、继电保护误接线事故2）合理的工期安排也是保证施工质量的重要因素之一，工期安排的过长，不利于资金的合理使用，势必也要影响到资金投入的回报。但是如果只是一味地盲目压缩工期，甚至压缩必要的验收工期，则很可能使施工质量受到严重影响，在造成事故时，由其所带来的经济损失及政治影响可能无法弥补。本次事故的外因之一便是工期紧、任务重，验收人员没能为验收工作做好充分的准备，从而留下了事故隐患。3）基建工程的设计、审核应充分考虑对运行设备进行改造时的困难，尽量安排阶段性规模的整体投入。为本次事故留下隐患的改造工程就是由于1991年变电站投产时，该站500kV第三串的第二条出线当年不能完成，为节约当年的投资计划、缩短建设周期而决定少上一组断路器，1994年第二条线路具备投产条件时方对该串设备进行改造完善。由于设计图纸的不完整，给改造施工带来较多的困难，加上部分改线工作需要在带电设备上进行，客观上为遗留隐患提供了条件。三、继电保护误接线事故2、主变空投时差动保护误动（1）事故经过：2003年8月，某220kV变电站#1主变，投运一年后进行常规预试检修。该主变为180MVA容量的自耦变压器，配置了双重化主变微机保护（其中一套主保护为二次谐波制动原理的比率差动保护，另一套为波形对称制动原理的比率差动保护）。当主变复役合闸送电时，二套差动保护同时出口跳闸。因此，现场运行及检修人员进行了详细的检查和分析工作，致使该主变比计划时间推迟了3小时恢复送电。（2）事故分析：主变系合肥ABB公司生产的180MVA自耦变压器其型号：OSFPSZ9-180MVA/220kV；额定容量180/180/90/40MVA；额定电压：220*（+10，-6）*1.25％/118/37.5kV；接线组别：YN,a0，yn0，d11；额定档位下的短路电压：H-M9.33%H-L31.45%M-L19.96%；Po＝50.999kW，Io＝0.06%；三侧差动保护用电流互感器：220kV侧型号I0SK-245变比1200/5，110kV侧型号I0SK-123变比1200/5，35kV侧型号LAB6-40.5WG变比2000/5。四、保护装置问题四、保护装置问题差动保护的ABC相差电流波形

通过波形可以看出A、B两相差流为明显的励磁涌流波形。C相差流在刚开始的第一个周波内为明显的对称波形（与故障波形很相似），在后面连续的几个周波中，波形中间逐渐出现歪头，表明二次谐波有一定含量。C相差流的幅值最大，有效值可达1倍Ie（Ie为变压器的二次额定电流）。该主变的差动保护动作定值为0.8Ie，二次谐波制动系数为0.15。四、保护装置问题C相差流的二次谐波含量在10%以上，且逐渐变大，最后才达到14%以上。在最初0-20m的第一个周波和80-100ms的最后一个周波内，由于全波傅氏算法的计算数据窗暂态，二次谐波含量是有较大误差。根据上述二次谐波含量的分析图，可以看出由于C相差流的励磁涌流判据中的二次谐波含量小于二次谐波闭锁整定值（整定值为15%）。而稳态比率差动的动作门槛大于制动门槛，因此稳态比率差动保护动作。C相涌流的初始波形对称性极好，第二套波形对称制动原理比率差动保护也出口跳闸。最后，造成了二套不同涌流制动原理的差动保护同时跳闸的罕见现象。四、保护装置问题

（3）防范措施：对变压器空投时，短时投入涌流交叉闭锁的逻辑。交叉闭锁的时间可以在现场通过人为整定，如：整定闭锁时间为40-80ms。这对防止变压器空充过程中可能出现的励磁涌流特征不明显所导致的比率差动误动作情况有明显的效果，40-80ms的闭锁时间过后，差动保护依旧按相独立开放；采用设置二套保护定值的方法来减少空投涌流对于差动保护的影响。具体做法是：在主变合闸冲击时，启用一套临时保护定值，适当提高差动保护的门槛值（如1.0-1.3Ie），和适当降低二次谐波闭锁涌流定值（如：10％左右），以增加躲避涌流的可靠性和对涌流判断的灵敏度。相应将冲击侧（一般为主变高压侧）后备保护定值降低，将复合电压闭锁过流保护的电流定值整定为0.6-1.0Ie；时间降低为0.3-0.5s；同时解除复合电压闭锁逻辑，以增大后备保护反映主变内部故障的灵敏性和快速性。待主变冲击正常后，带负荷前再启用正常保护定值。四、保护装置问题

2、220kV线路单相故障误跳三相（1）事故经过：2001年10月29日16：00某变电站与电厂的220KV联络线路保护（接地距离1段、方向零序1段、高频闭锁零序及相差高频保护）动作三跳，未重合，造成该变电站与系统主力电厂解环运行。对侧电厂的保护是A相跳闸A相重合。事后，组织的线路事故寻线发现故障是由于瞬时A相接地（道路施工吊车碰线）造成。而该变电站侧的线路重合闸实际上为“单重”方式，线路单相瞬时性故障应重合一次。因此，这是一起由于该变电站保护不正确动作而影响了系统的安全稳定运行的严重异常。该变电站侧线路保护配置为WXB-11C微机保护+JGX-11D晶体管相差动高频保护，JGX-11D由WXB-11C保护的“N”端子开入经WXB-11C综重选相出口跳闸。WXB-11C的重合闸方式为“单重”方式，即单相故障单相跳闸单相重合；相间故障、二相接地及三相故障均三相跳闸不重合。由该变电站侧的WXB-11C故障打印报告、故障录波图均表明是该220KV线路A相接地故障（A相故障电流为7720A）。为什么误动?四、保护装置问题

（2）事故分析：首先，我们分析了该变电站侧WXB-11C保护装置的故障打印报告，事故总报告如下：15msIo1CK25ms1ZKJCK26msGBIoCK56msNT3CK由这份报告我们可以看出引起三跳的保护是经WXB-11C“N”端子选相出口的保护，即JGX-11D相差动高频保护。相差动高频保护本身不具备选相功能，这样看来是WXB-11C综重的选相元件出了差错，同样的选相元件在对侧电厂却正确动作了。通过对电厂和该变电站二侧的故障录波图的对比分析，发现二侧开关的动作时间有较大的差异：电厂侧A相开关在故障发生后60ms左右跳开，而该变电站侧开关是在故障发生后90ms左右三相跳闸。当对侧电厂侧A相开关跳闸后，对于该变电站侧而言，在这30ms的时间内，实际上是A相发生了接地又断线的复故障。变电站侧非故障的B、C二相上也出现了一定的故障电流，变电站侧录波图测出B、C二相故障电流约1080A，相位与A相故障电流相位相反。四、保护装置问题WXB-11C保护综重内的选相元件仅提供给外部保护（如：JGX-11D相差动高频保护等）出口选相使用。其选相原理为故障初始采用相电流突变量选相，随即改由阻抗选相直至故障切除。综重内共设置了6个阻抗选相元件即：Za、Zb、Zc、Zab、Zbc、Zca，这6个阻抗选相元件在故障发生后不断的进行测量。在故障发生60ms内，二侧的保护测量及选相都是正确的。对侧电厂A相开关跳开后，变电站侧WXB-11C综重内的Zb、Zc、Zbc不会动作（因为此时的Zb、Zc方向为反向；B、C相故障电流数值接近，方向相同，因此Zbc测量为负荷阻抗）。但Zab、Zca则可能动作。正是Zab、Zca的选相动作导致了“NT3CK”（“N”端子开入保护出口三跳）。四、保护装置问题理论分析计算如下（忽略实际负荷电流）：电厂（Ⅰ侧）变电站（Ⅱ侧）

四、保护装置问题二侧系统短路阻抗及电气参数（Ub=230kVSb=1000MVA）：电厂侧：Z1xtⅠ=j0.06329Z0xtⅠ=j0.09173变电站侧：Z1xtII=j0.1551Z0xtII=j0.2725以故障点为界二侧线路阻抗：

电厂侧：Z1LⅠ=0.03352+j0.16943Z0LⅠ=0.25723+j0.4412变电站侧：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变电站侧故障相电流计算：IA=3E（2Z0∑+Z1∑）/(（Z0II+2Z1II）(2Z0∑+Z1∑）-2（Z0II-Z1II）2)=8344.5∠-82.11o(A)四、保护装置问题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）由理论计算验证：此时AB相阻抗正处于选相阻抗（WXB-11C保护装置综重选相阻抗动作区为-15o—115o，定值为50Ω）临界动作区，而CA相阻抗则完全处于选相阻抗动作区。这就是“NT3CK”的原因。

四、保护装置问题变电站侧健全相电流计算：IB=IC=3E（2Z0∑+Z1∑）/(（Z0II+2Z1II）（2Z0∑+Z1∑）-2（Z0II-Z1II）2)=841.9∠92.77o(A)

四、保护装置问题（3）防范措施：由此可以看出，如果高压线路保护的配置是WXB-11C和另一套须经WXB-11C保护选相的外部保护构成，且线路二侧开关的切除故障时间差异较大时，单相故障导致开关后跳闸一侧保护误出口三跳的情况是存在的。因此在保护选型和保护改造中均应避免这种情况的出现，已存在这种保护配置的线路应及早将无独立选相功能的保护（如JGX-11D相差动高频保护）更换为一套完整的具有独立选相功能的微机保护。五、电流、电压互感器及其回路的相关问题6、500kVCF变220kV母差保护误动作分析（1）事故简述2006年3月7日9时43分，CS2996线两侧（500kVCF变和220kVSL变）两套线路保护均动作跳闸，SL变侧开关B相跳闸，重合不成跳三相，CF变侧开关三相跳闸，不重合。同时，500kVCF变220kVⅡ段母线母差保护动作，运行于Ⅱ段母线的CB2992开关（负荷潮流68MW）、CY2994开关（负荷潮流128.8MW）、CS2996开关（负荷潮流106.4MW）、CL2949开关（负荷潮流92.5MW）、CY2K22开关（负荷潮流-66.3MW）、#2主变2502开关（负荷潮流314.9MW）以及Ⅰ、Ⅱ段母联2530开关，Ⅱ、Ⅲ段母联2550开关，220kV旁路2520开关均跳闸，220kVⅡ段母线失电。（2）事故分析事发后，查看二次保护动作情况如下：CS2996线两套线路保护均动作，保护动作光字牌亮。LFP-902保护打印显示：高频主保护动作（D++、O++），距离Ⅰ段动作（Z1），21ms时保护B相出口跳闸，58ms时三相跳闸；PSL602保护打印显示：纵联保护B跳出口动作，接地距离Ⅰ段动作，57ms时三相跳闸，重合闸未动作；PSL631A失灵装置显示0ms时失灵重跳B相，50ms时失灵重跳A、C相。

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题220kVⅡ段母线母差保护（REB-103）动作情况：后台机显示“差动保护动作跳闸”信号，220kVⅡ段母线母差保护屏上“TRIPL1”(母差动作跳A相)指示灯亮，已跳开500kVCF变220kVⅡ段母线所有元件。通过读取CF变DFR1200故障录波装置内的录波波形，并根据现场情况初步判断为2996线路B相故障，故障电流一次值达36000A以上，线路保护正确动作，但在故障发生至58ms时Ⅱ段母线母差母差保护也动作发跳闸令。造成Ⅱ段母线上9个开关跳闸，并闭锁了CS2996开关的重合闸。相关技术人员对CS2996线进行三相CT励磁特性曲线测试，均满足要求；交流电流回路绝缘测试在15MΩ以上，满足要求。相关技术人员又对220kV母差保护进行检查。首先，校核母差保护的动作电流、启动电流和CT断线告警定值，均在正常范围内。

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题通过现场分析讨论，开始针对性地核对检查相关图纸和二次回路。发现220kV“Ⅳ段母线母差保护屏”内端子排X421：4端子（辅助小流变三次回路的IN回路）一端接线，另一端为空。根据原理该端子的另一侧应该与“Ⅲ段母线母差保护屏”内辅助小流变三次回路的IN连通，但实际“Ⅲ段母线母差保护屏”内辅助小流变三次回路的IN引至“Ⅳ段母线母差保护屏”的二次线却接在“Ⅳ段母线母差保护屏”的X411：4端子上（该端子另一端也为空），X421：4与X411：4二者相差一排端子，未连通。再查找二次端子排竣工图，发现现场情况与图纸设计一致。随后进行了采用负荷电流模拟单相穿越性故障（将所有元件的A、C相电流回路短接退出，仅保留B相负荷电流进入母差保护回路）验证检查是否在A、C相差动元件中产生分流，结果确有分流现象。

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题根据以上试验现象分析认为：由于“Ⅳ段母线母差保护屏”内IN线未与“Ⅲ段母线母差保护屏”内辅助小流变三次回路的IN线连通。当CS2996线路近端B相接地故障时，安装于“Ⅲ段母线母差保护屏”上而实际运行于Ⅳ段母线的2502#2主变和安装于“Ⅳ段母线母差保护屏”上而实际运行于Ⅲ段母线的2K21车姚线所提供的B相穿越性故障电流不能通过N线正常返回，而通过220kVⅡ段母线母差保护屏内A、C相差动回路返回。又由于A相差动动作电流较灵敏，而本次CS2996线路近端故障，故障电流大，达到了母差保护的动作值，造成出口跳闸。现场将“Ⅲ段母线母差保护屏”内辅助小流变三次回路的IN和“Ⅳ段母线母差保护屏”内辅助小流变三次回路的IN连通后，该分流现象消失。CF变220kV母差保护屏于2001年4月投运，其间在2002年和2005年各校验了一次，试验结果均为合格。投运至今，接线方式一直都是双母单分段未有变动，Ⅱ、Ⅳ母硬连接作为一段母线，“Ⅳ段母线母差屏”内目前有三个单元，分别是2K21CY线、2K22CY线、以及2520旁路开关，其中2K21CY线、2K22CY线投运于2004年12月。其间也发生过多次220kV出线故障（最近一次为2005年8月发生的2992CB线A相故障），但故障电流较本次故障小，因此未出现类似的误动。由于正常运行中IN没有电流流过，故无法通过带负荷测试来检测到该回路。而工程验收和定期校验时，也存在漏洞，导致事故发生。

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题（3）经验和教训通过本次母差保护误动的调查分析，我们认为需要吸取的教训和采取的措施有：1）对于继电保护专业必须强调从设备选型、工程设计等源头开始的全过程管理；2）工程安装调试期间必须对二次回路进行认真细致的查线核对，对每一条回路都应当通电验证，因为安装调试期间要比验收和定期校验的时间充裕得多，在设计和施工时留下的二次回路隐患在运行后往往是通过事故来暴露的；3）举一反三，对同类型保护装置和回路进行排查，以免同样情况的重复发生。同时，该REB103母差用于220kV双母接线方式自适应能力差，采用的继电器和二次线比同样的国产微机母差保护多得多。扩建改造时都需要停电重新验证传动，接线多，占用屏位多，各屏回路之间验证繁琐。特别是，保护动作后无法进行故障数据调阅，对于故障的判别和处理极为不利。本地区电网目前共有44套220kV母差保护装置。由于数量少，原理接线独特，现场运行维护有难度。建议结合国网公司十八项反措和安全性评价的要求（500(330)kV及枢纽220kV厂站母线采用双重化母差保护配置），逐步更换为双重化的微机型母差保护。

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题2、220kVYH变电所＃1主变差动保护误动原因分析（1）事故简述220kVYH变电所＃1主变投运于1996年，当时采用的是JCD-4A晶体管型差动保护装置。2003年年初更换为双重化配置的PST-1202A/B微机型主变保护装置。2006年6月24日14:45’，YH变电所＃1主变A套差动保护（采用独立CT）动作，跳开该主变三侧开关，造成YH变电所110kV正母线及35kVI段母线失电，JS变、GY变备自投动作，将原由YH变＃1主变供电的负荷切换至由刘安线－金安线（LQ变）或银果II线（YH＃2主变）供电。YH变电所＃1主变B套差动保护（采用主变套管CT）未动作。经过分析录波报告及保护装置事件记录，最终认定YH＃1主变A套差动保护的动作是由于未能躲过穿越性故障，属于误动。此次故障的故障点就在110kV银金线（巡线未找到故障点），为B相接地故障，故障电流约3200A（在YH侧银金线零序1段动作电流6000A/0s与零序电流2段动作电流816A/0.4s之间），由于YH＃1主变A套差动保护误动将110kV正母线切除，故YH侧银金线保护未来得及动作，银金线金沙侧接地距离2段保护动作将故障切除（0.5s）。

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题2）事故分析故障后，我们对外回路进行了一系列的检测，包括，二次交流电流回路（保护屏至CT）直流电阻，高、中压侧CT伏安特性，二次回路绝缘电阻等项目，结果均正常。在对故障录波波形进行反复分析后，我们发现尽管是B相故障，B相故障电流很大，但因其制动电流也很大，故B相差动元件尚不致误动；C相尽管是非故障相，但其中压侧电流却不正常的大，且在相位上与故障相电流接近反向。据此，我们怀疑C相电流回路与B相或N线（或地）存在某种不正常的连接。在对A套保护装置进行通电检验的过程中，当保护装置的A相高、中压侧通入大小相等、相位相反的电流（模拟A相区外穿越性故障）时，曾出现一次与实际故障十分相近的差动保护误动情况，当时，高压侧A相通入28A，中压侧A相通入反向的26A，中压侧C相电流竟大11A左右（持续时间约四个周波），造成差动保护出口。如此情况，印证了我们的分析判断，并可进一步推断是C相电流回路与N线（或地）存在不正常连接（基本排除C相电流回路与B相电流回路存在某种不正常连接的可能性）。但此类情况仅出现了一次，以后又反复模拟了多次，均未再现。

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题后对该块保护屏屏内的C相电流回路进行仔细检查，最终在A套保护屏110kV旁路720开关替代701开关的电流切换端子（4SD）上发现了异常情况。4SD电流端子为胶木底座、内嵌铜导体的电流切换端子。当螺旋式插销旋进某相插孔时，该相电流回路接通；当某相螺旋式插销从插孔中移出，该相电流回路断开。各相电流插孔内均有螺纹且分为不连通的上、下两段。该电流端子的整体形状见图1。

图1：铅笔所指就是4SD的C相电流插孔五、电流、电压互感器及其回路的相关问题如前所述，该电流端子的插孔在插销旋出后应分为相互不连通的两部分。但我们发现其C相电流插孔的上、下段有一块区域十分接近，几乎相碰（见图2、图3、图4）。

图2：C相电流插孔的上、下段几乎相通五、电流、电压互感器及其回路的相关问题图3：换个角度看，C相电流插孔的上、下段几乎相通五、电流、电压互感器及其回路的相关问题图4：换个角度看，C相电流插孔的上、下段几乎相通五、电流、电压互感器及其回路的相关问题由于该C相电流插孔的上、下段几乎相通，其相互之间的绝缘不佳且很不稳定。6月24日，YH＃1主变701本身开关运行，该主变中压侧独立CT接入A套差动回路（3SD的各相电流插孔的插销均旋入），旁路720开关独立CT退出A套差动回路（4SD的各相电流插孔的插销均旋出）。当银金线发生B相单相接地故障时，由于4SD电流端子的C相插孔此时出现短时连通，造成C相电流回路非正常接地，如此一来，故障相(B相)电流除一部分仍经由保护装置零序小CT及N线的路径流回701开关的B相CT（图5的绿色路径）之外，还分出一部分经由保护装置C相小CT、4SD-C端子及4SD-N端子、接地铜排、701开关CT二次侧N线接地点的新路径流回701开关的B相CT（图5的红色路径）

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题YH＃1主变701开关CTYH110kV旁路720开关CT4SDABCNABCNPST1202A中压侧交流电流小CT回路此处，C相电流端子非正常搭通图5：B相短路时，若720开关C相电流端子非正常搭通，短路电流分布示意图其中，红色箭头表示B相故障电流的正常路径。绿色箭头表示C相回路接地后的分流路径。3SDIb-Ic3I0（Ib=-Ic+3I0）五、电流、电压互感器及其回路的相关问题图6、图7是利用PSVIEW调试分析软件从YH＃1主变PST－1202A保护装置下传的录波报告。其中，图6是波形图。从波形图及其左边的电流瞬时值可见，在差动保护出口瞬间（29ms）,ib、ic及3i0存在如下关系：图6：故障时的波形图ib=19.827A≈-ic+3i0=-(-4.466)+15.062=19.528A图6：故障时的波形图五、电流、电压互感器及其回路的相关问题图7是差动保护出口瞬间（29ms）中压侧各相电压、电流的矢量关系。

图7：中压侧各相电压、电流的矢量关系五、电流、电压互感器及其回路的相关问题从图7中可见，Ib与Ic的相位差接近1800（42.8+138.80=181.60）;Ib与3I0的相位差接近00（138.80-137.91=0.890）;Ic与3I0的相位差接近1800（42.8+137.91=180.710）。以上的波形图及矢量关系均印证了图5中电流的分配关系：Ib=-Ic+3I0。正是由于B相电流从反方向流入了保护装置的C相小CT，导致该套差动保护的C相差动元件误判发生了区内故障，从而造成了此次差动保护误动的后果。找到误动原因后，我们将4SD端子进行了更换，并对该主变保护装置的其他电流端子进行了详细检查，未再发现其他类似情况。目前，YH＃1主变已重新投入运行并带负荷，保护装置运行正常。更换下来的4SD电流端子是无锡中瑞电子公司的产品，型号为ZRE-SY-Ⅲ，系由保护生产厂家配送并安装在保护屏上的。五、电流、电压互感器及其回路的相关问题由于该电流端子安装在保护屏的下端，除非将其卸下检查，插孔内部的情况很难看清。加之该插孔上、下段的非正常连通仅短时、断续性的出现，平时尚具备一定的绝缘强度，故现场保护检修人员及运行人员实在难以发现该项缺陷。此次故障，说明该类电流端子的生产质量存在一定问题，并可能影响到保护装置的正常运行。（3）经验教训针对这一情况，我们准备下发通知，要求所属各单位了解、重视对此类电流端子可能存在的问题，并结合停电检修的机会对插孔上、下段之间的隔离情况进行仔细的检查，并举一反三，发现问题及时处理，以避免类似事故重演。

101电力课堂欢迎加入微信技术交流群扫描二维码，点击底部菜单栏“加入群聊”继电保护事故案例及分析（二）一、误整定

二、误碰

三、误接线四、保护装置问题

五、电流、电压互感器及其回路的相关问题六、继电保护通道问题七、工作电源问题八、二次回路干扰九、回路绝缘损坏

内容提要六、继电保护通道问题1、高频保护通道设备异常引起的拒动及误动（1）背景介绍；故障发生时220kV线路运行情况（甲、乙、丙、丁为各变电站220kV母线）：甲乙丁丙（2）事件经过；某日04:51，220kV甲乙线B相故障，两侧B相跳开，重合成功。经检查甲侧RCS931电流差动动作，PSL602保护未动作，乙侧RCS931电流差动动作、距离I段动作，PSL602保护纵联保护动作，两侧均重合成功。巡线发现甲乙线线路15#杆B相双串合成绝缘子闪络，距离乙侧3.3KM。甲乙线跳闸同时，丙变220kV丙丁线开关RCS901保护动作，纵联变化量方向、纵联零序动作，重合成功。两侧其他保护均未动作。六、继电保护通道问题（3）问题讨论与原因分析；故障检查过程1）甲乙线PSL602保护未正确动作检查：

5：15接到运行人员通知，分别派人去甲变与乙变。乙侧现场人员检查故障波形，RCS931电流差动动作、距离I段动作，PSL602保护纵联保护动作、距离I段动作，两侧均重合成功。巡线发现甲乙线路15#杆B相双串合成绝缘子闪络，距离乙侧3.3KM，乙侧动作正确。甲侧检查故障波形，RCS931电流差动动作，由于故障点在对侧，故本侧距离I段未动。检查PSL602故障波形，发现PSL602保护未收到对侧允许信号。检查故障录波器，发现在4：51：46秒收到对侧信号，收信时间为17.7ms,停信时间为177.7ms，该波形与对侧发信时间吻合。向调度申请停用PSL602保护，检查光纤信号传输装置GXC-01至PSL602的收信输出回路，检查至切换开关11QK2的26：28结点时，发现结点断开，如图：六、继电保护通道问题六、继电保护通道问题二次图故障点：六、继电保护通道问题更换切换把手的备用结点14：16，将光纤自环进行试验，收发信正常。2）丙丁线RCS901保护跳闸检查：5：15接到运行人员通知，分别派人去丙变与丁变。丁变现场人员检查保护装置，未发现异常，检查RCS901保护，保护判断为反方向故障，发闭锁信号。丙变现场人员检查保护装置，RCS901保护动作，纵联变化量方向、纵联零序动作，重合成功。检查中发现，RCS901保护有如下收信:04：51：46：437ms-04:51:46:454收到本侧信号（本侧保护启动发信），未收到对侧闭锁信号。丙变现场人员检查通道试验，发现已无法信号交换，检查装置内部开入变位，有5月30日的通道测试正确记录：5月30日00：19：05：158ms收信0→15月30日00：19：15：170ms收信1→0向调度申请停用RCS901保护，检查高频通道，当检查到丙变丙丁线结合滤波器时，发现高频电缆屏蔽层与高频电缆芯相碰。原接线照片：六、继电保护通道问题拆开前照片六、继电保护通道问题拆开后照片六、继电保护通道问题重新做高频电缆头，将屏蔽层与高频电缆芯分开3CM以上，重新进行通道试验，恢复正常，向调度报竣工，更改后如图：

六、继电保护通道问题经分析故障发生过程如下：2011年5月31日04：51，甲乙线B相故障，15#杆B相双串合成绝缘子闪络。甲乙线乙侧RCS931电流差动动作、距离I段动作，PSL602保护纵联保护动作、距离I段动作。甲侧RCS931电流差动动作，PSL602保护由于未收到对侧允许信号，保护未动作，870ms后PSL602重合闸动作，两侧均重合成功。丙丁线丙侧RCS901正方向启动，由于高频通道短路，未收到对侧保护闭锁信号，RCS901纵联变化量方向、纵联零序动作，872ms后PSL602重合闸动作，重合成功。丁侧由于反方向元件启动，保护未动作。（4）事件处理过程及结果；故障情况分析与结论：甲乙线甲侧PSL602保护由于光纤信号传输装置切换开关11QK2结点故障，收信输入回路断开，未收到对侧允许信号，保护未动作。六、继电保护通道问题PSL602保护光纤信号传输装置切换开关11QK2，采用伊莱克斯的LW21-16N23-10A切换开关。近年来伊莱克斯切换开关使用较多，故障也较多，去年有伊莱克斯其他型号的切换开关反措（测控屏上带灯的操作开关，其电阻热稳定不够会引起断路器误分合）。切换开关11QK2，用于切换光纤信号传输装置的开出开入信号、电源等，当执行旁代操作或停用纵联保护时操作时，使用此切换把手。如采用高频通道，可通过通道试验验证此把手，如采用光纤通道，无法通过巡视发现此类缺陷。丙丁线丙侧RCS901保护由于高频电缆短路，未收到对侧保护闭锁信号，动作出口。由于高频电缆的聚乙烯层与铜芯、屏蔽层受热膨胀系数不一，在几年的热胀冷缩后，原在铜芯与屏蔽层之间起绝缘隔断作用的聚乙烯层，不断内缩，形成内陷，导致铜芯与屏蔽层之间无遮拦，容易发生短路。此外，施工工艺也存在一定问题，未将聚乙烯层与铜芯保持足够的距离，带来隐患。高频电缆故障可通过通道测试发现，检查运行人员记录（PMS巡视记录中2天测试1次）及装置内部开入记录，均未发现问题。六、继电保护通道问题（5）案例启示与经验教训：开展高频电缆检查工作，检查结合滤波器和保护屏两侧铜芯与屏蔽层是否保留一定裕度，裕度不足应立即整改。加强某地区高频保护的通道试验管理，定期对变电站通道试验记录检查。开展PSL602等光纤纵联保护的检查工作，对收信输入输出回路检查，重点检查切换开关结点的正确性。加快电网基建技改工作，逐步将PSL602保护更换为PSL603保护，取消收信输出输入回路。六、继电保护通道问题2、收发信机回路故障（1）事故简述

2000年5月13日1时25分，500kV甲乙线故障，甲乙线保护正确动作，重合不成功永跳，故障时，相隔两条220kV线路的丙站200kV线路丙丁线丙侧高频保护误动，单相跳闸后，重合成功。其一次接线图如图3-31所示。图3-31丙站保护区外误动一次接线示意图六、继电保护通道问题（2）保护动作分析事故后检查发现，造成丙丁线丙侧误动原因是，丁侧YBX线路滤波器插件中电容C03击穿，见图3-32，因丁侧为反方向，C03击穿后，不发闭锁信号，使丙侧正方向高频保护误动。

图3-32线滤插件接线示意图六、继电保护通道问题（3）防范措施因YBX收发信机在反措中取消了线滤插件中的压敏电阻，使得无保护回路造成电容击穿，通道不通，为防止这种情况的发生，应提高电容C03的工作电压，才是根本办法。在考虑反措方案时，应慎重，对于各种可能发生的情况都应考虑，以免顾此失彼，造成保护的误动或拒动。七、工作电源问题1、220kVCC站全站失电事故分析（1）事故简述2007年10月27日10：10，220千伏CC站110千伏线路春地1161C相流变处发生故障，导致CC站全站停电，并影响漕溪、文定、零陵、龙华等7座变电站。停电范围涉及徐家汇、田林、龙华等5地方公司，负荷26万千瓦，其中市区负荷11万千瓦，郊区负荷15万千瓦。10：15，开始恢复CC站220千伏母线，10：40开始逐步恢复用户供电，至11：33，供电全部恢复。CC站220kV系统为双母单分段接线，具有双母联，有4回联络线，4回终端线，其中两回联络线到吴泾电厂，两回联络线到500kV泗泾变；110kV系统为双母单分段接线，有110kV出线7回，正常情况下分列运行；35kV系统为双母单分段接线。七、工作电源问题10月27日上午10:10，CC站春古1162线路进行流变调换及闸刀大修工作，承担流变调换的是陕西送变电员工。在工作过程中，需要使用钢丝绳从母线间隔内进行流变起吊工作。在钢丝绳施放过程中，钢丝绳不慎触及邻近间隔春地1161有电部分，导致春地1161线路跳闸（正确动作）。钢丝绳受电动力摆动，又弹及春地1161母线闸刀母线引下线部分，引发110kV母差动作（正确动作）。此时控制室内铃响、喇叭响，控制室内灯光突然变暗，控制盘220kV母线电压，110kV母线电压，35kV母线电压均显示为零，220kV四根联络线吴春4101/4102，泗春4127/4128绿灯闪烁，线路开关跳闸，CC站全站停电。七、工作电源问题（2）事故分析从故障录波及保护动作情况分析，整个事故过程分为三个过程：1）10:09:48.414春地1161线路故障，故障点位于线路出口，保护配置为LFP941A，保护23ms出口，动作元件为另流一段，距离一段，故障电流31A（二次值），90ms切除故障，110kV付母线电压恢复。2）第一次故障后1800ms，110kV付母线故障，110kV母差动作，跳开220kV付母线上元件，110kV旁路，2号主变110kV侧开关，本次故障持续140ms左右。当2号主变110kV开关跳开后，110kV付母线失电。3）当110kV付母线失电140ms后（10：09：50.354），路波图上看到220kV电压失却，原因为中央信号屏上220kV压变闸刀切换直流电源失却（直流分屏上中央信号直流小开关跳开引起）造成220kV电压小母线失电。站内四回联络线后备距离保护（均为CSL101A）失去交流电压，先后跳开，造成CC站全停。七、工作电源问题根据故障录波器、设备故障点及保护掉牌信号，本次事故中110kV线路保护和母差保护动作行为正确。在110kV付母线失电140ms后，直流分屏上中央信号电压切换直流小开关跳开时导致此次事故的原因（如图1所示）。图中B6为中央信号（光字牌和音响等信号）的直流小开关，C10为中央信号电压切换直流小开关，事故中均跳开。其中C10的跳开导致220kV压变闸刀切换直流电源失电。从附图2、3可以看到，220kV压变闸刀切换直流电源失电引发220kV电压小母线失电，后备保护的输入交流电压全部失却。C10B6220kV压变闸刀切换直流电源图1直流分屏直流小开关示意图

七、工作电源问题在正常情况下，220kV后备距离保护（CSL101A）有PT失压闭锁功能，在保护正常运行时，如果失去交流电压可以闭锁保护出口。但是，由于第一次故障发生时，站内220kV联络线路的后备距离保护已经起动（突变量启动），PT失压闭锁逻辑在保护起动后不再起作用（需待保护整组复归后才起作用），所以220kV电压小母线失电后，距离保护失压动作出口，导致四回220kV联络线先后跳开，CC站失去电源，全站停电。4回220kV联络线跳开时间依次如下：从第一次故障发生开始计算，2643ms泗春4128保护动作，5583ms吴春4102线保护动作，5590ms吴春4101保护动作，6613ms泗春4127保护动作。七、工作电源问题（3）应汲取的教训和采取的措施由于CC站地处市区重要负荷，因此在直流回路设计中，不仅要求后备保护用PT可以在正付母之间切换，而且要求在正母I、II段之间切换，导致所有的后备距离保护从根源上来看，公用一个切换直流电源，这个电源一旦失却，将造成后备距离保护失压。因此从一次规划设计中，应强调同一方向的线路应尽可能地均匀分布在不同分段母线上，从直流电源设计中应充分考虑各种恶劣情况，以避免全站停电为原则。上下级直流小开关的配合问题也是此次故障的原因之一。中央信号直流小开关回路中的问题，导致上级直流开关跳闸，电压切换直流电源失却，从而引起事故扩大。另外，对于一些重要的直流电源不宜和中央信号等站控其它电源合用一个支路电源，建议由直流屏独立支路电源供电七、工作电源问题2、低压自投切装置误动原因分析及改进措施1999年8月8日某变电所500kV主变35kV侧低抗自投切装置发生了自切误动作，由于低抗开头未投入运行，没有造成后果。（1）装置原理介绍该装置采用了南京自动化设备厂生产的组合箱，其中：JNB-1逆变电源，JKW-21开关稳压电源，JZY-11为正序电压继电器，JY-2为过电压继电器，JZX-11为中间、信号继电器。相应的自投切二次回路如图1：当500kV电压提高到1.1Un时，1YJ2、2YJ2过电压继电器动作，带动2JZX中间、信号动作、起动SJH时间继电器经0.5s去合35kV低抗开关。当500kV正序电压降低到0.9Un时，1YJ3，2YJ3正序电压继电器动作，带动3JZX中间、信号动作、起动SJT时间继电器经0.5s去跳35kV低抗开关，当正序电压降低到0.7Un时1YJ1、2YJ1起动1JZX中间，信号直接去跳35kV低抗开关。保证了500kV电压稳定。

七、工作电源问题（2）装置误动原因分析七、工作电源问题该装置电源采用晶体管JNB-1逆变杆件，由110V直流逆变成40V直流（见图2），经开关稳压回路输出22V、18V、-1.5V。图2中，电感L和电容C8构成滤波回路。R8为电容C8的泄流电阻，防止在空载运行时输出电压太高。C7的作用为降低尖峰电压。由于电容的质量问题，C8电容软击穿，使40V直流电源有抖动下降现象，开关稳压回路输出的18V直流不稳定，而18V电压又为JZY-11正序电压继电器的工作电压。R3+W1为正序电压继电的动作的门槛电压，18V直流电压不好，引起门槛电压降低，从而使正序电压继电器动作、起动中间信号去跳35kV开关。七、工作电源问题（3）改进措施若用1J密封小中间的1J1常开接点串接在1JZX、3JZX中间起动回路中，当逆变电源故障时1J继电器返回，1J1断开、切除正常电压继电的自切起动回路，使它不能起动跳闸，同时用1J2常闭接点，接于SCADA系统，发“逆变电源故障”信息，为了知道单个电压继电器动作，利用电压继电器另一对常开接点都并联接于SCADA系统，发“电压继电的动作”信息来监视电压继电器。经做联动试验，装置动作正确信息正常，闭锁效果良好。自投切装置的误动，对500kV主变的安全运行构成了危害，必须加以重视，我们对该装置进行了技术改进后，动作可靠，防止了逆变电源故障引起的继电器误动和单个电压继电器误动。保证了电网的安全运行。八、二次回路干扰2、辅助接点切断跳闸电流引起干扰误跳三相 （1）事故经过：某电网两座发电厂之间的一条500kV联络线L1线路两侧，分别配有一套微机型高频允许式相间、接地距离保护装置和集成电路高频允许式相间、接地距离保护装置。并装设一套集成电路重合闸装置，用单相重合闸方式。主接线如图1-1所示。

八、二次回路干扰1999年8月4日18点59分，发电厂1侧L1线路出口A相避雷器爆炸，造成A相永久故障，二套主保护均正确起动，故障录波器显示70msA相断路器跳闸，再经45msB、C二相断路器跳闸，没有重合，三跳信号是微机型保护装置发出的。发电厂2侧L1线路二套主保护装置及重合闸装置动作正确，故障后70msA相断路器跳闸，该线路采用顺序重合闸，即发电厂1侧重合成功后发电厂2侧重合，可减少发电厂2大机组的故障冲击，由于发电厂1侧L1线路已三相跳闸，发电厂2侧L1线路故障相没有电压，线路三相没有电流的条件成立，立即三相跳闸，动作正确。由于是永久性故障，两侧保护三跳未造成严重后果，但发电厂1侧保护在单相故障情况下未重合而三跳是不正确的。八、二次回路干扰（2）事故分析：发电厂1侧L1线微机保护装置打印出的故障报告（见附表）：A相故障电