2019电力系统继电保护事故案例分析

第一 第三 继电保护运行分 第七节第二章事故案例第一 二次回 设计不合理，查找直流接地造成失步保护动作停 直流系统两点接地，母差保护误动出 反事故措施执行不到位，干扰造成保护误动多台机组掉 电缆屏蔽层接线不正确，电动给水泵启动时跳 反事故措施执行及技术管理薄弱，母差保护误动，全厂停 操作回路接线错误引起断路器误跳 综保装置采样失真，电机差动保护误动 保护装置抗干扰能力差，发电机高频保护误动停 保护原理设计欠缺，过励磁保护误动跳 保护原理不完善，高频保护动作切 软件参数设置有误，差动保护越级动 装置抗干扰能力差，直流接地保护误动，变电站全 厂用电系统保护配置不合理，系统异常时机组跳 发电机定子接地故障，过励磁保护动作，机组跳 保护配置不合理，高厂变压器及启备变压器分支零序保护误动 误整定，发电机断水保护动作停 误整定，机组负序过电流保护误动停 定值整定不当，发电机阻抗保护动作停 定值不合理，电动机启动时零序保护动 保护原理不完善，高厂变压器差动保护动作停 定值整定不合理，变压器差动保护动作停 主变压器反充电导致差动保护动作停 励磁系统故障造成过励磁保护动作停 一次调频设置不合理，机组失磁保护动 软件程序混乱误强励，励磁系统严重烧 励磁设备故障引起保护动作停 励磁调整不当造成励磁系统保护动作停 整流桥冷却器失电，机组非 接线错误，直流系统串入交流电源，两台机组全 查找直流接地导致锅炉灭 网控直流系统串入交流量导致停 直流系统串入交流量导致机组全 直流系统接地，失磁保护误动停 变电站两单元间信号环线接线，误发接地信 盲目操作、违章指挥，发电机非同期并 密码管理不善，人员误触发保护出口导致发电机跳 作业安全措施不全、保护装置安全措施不完善，母差保护误动 出口误整定，主变压器内部低压侧短路造成停 检修措施不到位引起发电机解 定值管理混乱，母差失灵保护拒 零序电流滤过器未投入，差动保护误动 发电机过励磁保护动作，机组跳 电缆磨破导致发电机比率差动保护动作误跳 消谐器失效，6kV系统TVC相熔断器爆 接口有盲区，程跳逆功率保护误 图纸与现场不符，给改造工作埋下隐 第一章大型发电厂继电保护和自动装置的运第一节概述第二节某厂进行发电机—变压器组保护改造，在本厂技术人员、设计院、生产厂家三方设计院及生产厂家在设计装置和回路时都设置了主变压器温度高掉闸回路，并设主变压器温度高压板，继电保护人员进行装置校验及回路传动时，均未发现此压板投入后会连通全停掉闸回路，而认为只是发主变压器温度高信号光字，因此在变压器投运时将该压板投入，正常运行中主变压器温度高时保护动作，变压器三侧开关误跳闸。某厂由于零序电流保护回路断开，而该回路被另一导线分路短接，从原理上讲，通过二次电流回路通流检验并观察继电器的动作情况不难发现这一错误，但由于在做二次电流回路通流检验时未观察零序过电流继电器动作情况，以致未能及时发造成其他保护越级跳闸的扩大事故。例如某发电厂一台机组，在为期验过程中，曾发现保护出口回路设计不合理（组跳闸线圈）、断路器失灵保护启动回路接线设计错误、交直流电缆多处混用的设计错误、差动保护用接线错误、不同直流操作回路之间多处相联的寄生回路隐患等。在检也无任何差错的完美效果，机组一次并网成功。保护二次回路发生交流串入直流系统的问题往往会造成灾难性的后果。DL/T5044—直流接地故障时，必须有人进行，防止人身触电，做好安全监护。③拉路检查时，应经调度同意，在切断各专用直流回路时，切断时间不得超过s，不论回路接地与否均应合计内阻应不低于。⑤直流系统发生接地故障时，禁止在其二次回路上进行工作。扫工作往往认为是小活而降低重视程度，日积月累终将酿成大的事故。如某厂号机组满负荷正常运行中，信号屏突发线路保护第二组跳闸信号，出线开关跳闸，机组负荷甩至带厂用电运行，锅炉排汽门及甲侧过热安全门动作，锅炉汽包水位无法维持，锅炉T动作，号机组跳闸。保护装置没有任何动作信息，对跳闸出口回路进行检查和绝缘测量，查到并接在发变组跳闸回路上的回路时，发现与紧急跳闸按钮并联的接点在继电器引出线部分有积灰，及时清理相关继电器及保护元件后，绝缘水平恢复正常。与紧急跳闸按钮并联的接点在继电器引出线上的积灰，导致该跳闸回路瞬时接通，是导致此次出线开关跳闸的直接原因。清扫后绝缘水平恢复，机组正常并网运行。该机组投运时间较长，期间已经历了数次大、小修。本次跳机后举一反三对其他机组全面检查，发现许多热控保护屏柜内的继电器元件上都存有大量积灰，导致回路对地及回路间的绝缘水平下降，影响机组安全运行。检修及维护人员应严格执行设备检修质量管理，确保设备检修后的质量达到规定的标准。利用机组调停或检修机会进行全面清扫，并做好定期维护工作，特别是涉及跳机的重要保护插件、器件和相关回路，更应该逢停必扫，保持良好的运行环境，确保电源回路的绝缘水平。复杂保护（复杂工作）重视多，简单保护（简单工作）重视少。检验过程中，往往偏重于较为复杂的保护（复杂工作），对复杂的保护（复杂工作）原理相对简单的保护、简单的元器件（简单工作），对简单保护、简单的元器件（作）电路的J型、JⅢ型电流继电器频繁损坏，就提出应有计划地全部更换为电磁型继电器。由于认为只是一种简单的中间继电器，并用于低压设备上，所以未能引起工作人员的重视，简单检查后就更换到回路上了，直至某一重要的低压厂用分支发生J型继电器运行中损坏误动，造成一台机组被迫停机事故后，才开始重视并更换该类型的继电器。（近似为零），列出检验时为保证安全的其他措施（包括人身和设备安全） 检验方法（通流或加压）检验的动作结果（列出应动作的继电器、信号、断路器或开关等）第三节继电保护运行分析保护异常情况往往和一次设备异常运行有关。在某厂用k旁路断路器代替带有一次电流为（二次电流为）线路的合闸过程中，出现带方向的零序过电流Ⅳ段保护（动作电流整定值为，动作时间为s）动作的异常现象，由于是旁路代线不平衡零序电流，导致手动合闸加速零序过电流Ⅳ段保护动作（方向，并不经s延时动作）。最后查明是k旁路断路器三相不同时合闸时间达s，已大大超过s的允许值。检修k旁路断路器，调整后，断路器三相不同时合闸时间小于s，手动合闸才运行正常。长时间运行后元器件故障案例。某厂一台机组配置型双微机励出分流器在励磁电流为时，分流器一次侧两端电压高达，后检查发现分流器接线螺母松动，在大电流通过时，出现过热，导致固定电器元件的绝缘板已大面积过热烧了一次重大恶性事故。流柜之间的通信总线采用光纤通信。检查发现励磁系统号智能整流柜器接收端x接触不良，导致励磁调节器与三台智能整流柜之间的总线通信中断。三台智能整流柜脱离励磁调节器控制，独立运行（恒励磁变压器二次电压运行），电压的调整以脱离控制时的跟踪电压进行闭环调节维持稳定。在总线通信故障情况下，励磁调节器的控制仍在电压闭环调节，转独立运行方式不接受指令。的光纤接收端x故障瞬间消失时，恢复控制功能。此时k系统电压小范围（～k）波动导致机端电压下降，向下发调节指令，三台智能整流柜接收励磁调节器的控制指令后励磁电流输出突升，导致机端电压上升至k。此时又发生通信故障，三台智能整流柜又转独立运行方式，维持机端电压转子过电压保护设置不合理导致机组失磁停机案例。某机组带有功负荷无功负荷v，发电机出口电压k，电流k，转子励磁电压，励磁电流，厂用电自带，启动备用变压器备用正常。正常运行中发电机—变压器组保护动作光字牌亮，灭磁开关跳闸、发电机失磁跳闸、汽轮机跳闸、锅炉动作。运行人员就地检查发现励磁调节器上有励磁过电压报警。专业人员对励磁装置进行检查，发现装置中双通道转子过电压保护定值不一样，号通道定值为（当时投入），号通道定值为（当时备用，调试时，给定的整定值为）。在外界因素干扰时号通道定值不能躲过感应扰动电流。快切失败。某厂号机组厂用电系统定期切换试验，厂用快切装置方式选择远方、自动、同时切换方式。值班员得到值长命令后，在S 画面中，首先复位快切装置，检查kV段快切装置工作正常后，按下kV段切换按钮。此时，kV1段工作进线断路器跳闸，断路器状态变黄，kV 段母线电压为零，发出kV段快切失败、kV段快切装置闭锁报警信号。此时厂用电值班员报kV备用进线断路器间隔冒烟着火。经检查为断路器合闸线圈烧毁，备用进线断路器拒动，是此次事故的直接原因。厂用快切装置选择自动、同时切换方式，使备用断路器没有合上的情况下跳开工作断路器，使母线失电，是此次事故的主要原因。自动、同时切换方式下，合闸、跳闸命令同时发出，不检测对侧断路器状态，断路器动作时间是断路器的固有动作时间，此种方式断路器合闸、跳闸顺序先后不固定，有可能造成母失电。正是由于对厂用快切装置运行方式理解不全面，厂用电切换时，事故预想不到位造成厂用电切换失败的严重后果。同时该厂电泵和前置泵电源取自同一段，切换试验前没有考虑到，造成给水流量低，机组跳闸。据当时现象，一次系统无任何扰动，经检查，微机差动保护（型）正常，整定值正确。检查二次电流回路连接良好，确定纵差动保护是无故障误动，但当时误动原因保护由跳闸改为动作信号，发电机组继续并网运行，运行后短短天间，该差动保护又先后发生多达数十次误动作（由于该保护已暂时退出，所以未造成跳闸停机），作时，动作电流均在左右（动作时差动电流均超过整定值），最后差动保护由瞬时动保护回路各点电流。该误动的变压器纵差动保护接线检测如图所示。图1-1子罩壳内侧处）点检测、、三相电流基本相等正常，随后再检测接线端子罩壳外侧处电缆芯线的电流，发现相电流为，仅仅相距（经接线端子不锈钢罩壳）两点电流就完全不相同，再仔细检查发现现场设备有明显振动，特别是接接触处有磨损的绝缘粉末，且多芯电缆绝缘已有不同程度的磨损。由于当时机组在运行就是的相电缆在点处接地。当天晚上低谷负荷时机组经调停后进行缺陷处理，发现相的点处有肉眼难以发现的直径～的裸铜体，并和接线端子不锈钢罩壳接触，造成二次电缆相接地，相电流经接地点分流，产生差电流导致差动保护误动作。进一步检查发现同类型的（封闭母线套筒）在同一部位其他各相也存在多处将二次电缆绝缘磨破的缺陷。机组小修时对此缺陷进行较为彻底的改进：①更换多根绝缘损坏的二次电缆；②对封闭母线及振动的进行加固以减小振动源的振动；③将封闭母线套筒接线端子不锈钢罩壳拆除，更换为和电缆绝缘线无接触的绝缘罩壳。此后运行正常。此案例也说明：发电机定子绕组三次谐波单相接地保护多次误动案例。世纪年代开始，大机组定子接地保护已广为采用并投入跳闸。但运行不久发电机定子绕组三次谐波单相接地保护就频繁误动，造成多次跳闸停机事故。世纪年代初，大机组定子接地保护范围为（理论保护范围为）动作报警信号。如某厂两台机组在年投产时，将定子接地保护中的三次谐波接地保护作用于信号，的基波零序过电压接地保护作用于跳闸停机。运行不久，于年月日开始至月日，号机组三次谐波定子接地保护多次动作发信号，有时一天动作数十次之多。三次谐波接地保护整定值为s，动作时间某电厂一台时有功为，无功为v，机端电压为k，系统无任何操作和扰动，根据发电机在各种工况时测得专用最大不平衡电压不超过，整定灵敏段动作电压为，灵敏段三次谐波电压整定为（正常运行时实测为），灵敏段三次谐波制动系数为，灵敏段动作时间整定值为。不灵敏段动作电压整定值为，专用断线闭锁不平衡电压整定值为。当时机组运行无任何异常情况、无任何操作，同时根据其他发电短路纵向不平电压保护由跳闸改发信号，并加强监视其运行（在运行中检测纵向不平电压，曾测到～的纵向不平衡电压，但随后又恢复到以下）。该保护在运行中又曾多次出现误动发信号（已退出跳闸）。一年后机组大修时，重点检查该保护和专用V及其回路，发现专用有不稳定的匝间短路，后更换一组专用，同时该保护增加负序功率方向闭锁，并在不同负荷时反复测量发电机纵向不平电压仅在～之间，采过电压保护，除区外短路易误动作外，专用及其回路不良也是引起其误动作的多发原因，应加强对专用检验。本案例同时说明未查明和消除误动原因，是保护多次重复误动的根源。某发电厂号炉两台一次风机单相接地零序过电流保护，无故障同时动作跳闸，造成号机炉被迫停机停炉。经现场检查，高压电动机综合保护一次动作电流为，动序保护用的安装和接线错误，其他如继电器、二次回路接线经检验无错误。一次电缆同相相碰，也基本上予以排除，于是判定安装和接线错误。虽经反复检查，未发现安装和接线错误，但根据当时动作现象分析，除安装和接线的错误可以出现两台一次风机零序保护无故障同时动作跳闸外，没有其他原因。于是再次判定安装和接线还是有错误，最终发现过去数次检查都错跑仓位（断路器仓位在上，接线箱在楼层下电缆桥架上，容易走错仓位），以致未能及时发现号炉两台一次风机实际上接线错误。号炉两台一次风机错误接线如图（）所示。图1-2400V三相四线TA0图1-3一次风机TA0 图1-4电缆的屏蔽接地线在TA0变压器差动保护动作行为的分析。某厂一台主变压器k侧相穿墙套管因故折断，但未接地（相当于一相断线运行），号主变压器差动保护拒动，造成号主变压器零序过电流保护动作，先后跳开主变压器各侧五台断路器，造成全厂停电的重大事故。根据进一步分析知，差动保护不动作是正确的（不是拒动作），而号主变压器零序过相套管折断（相断线）但未接地为纵向不绕组滤去，而另一侧被变压器高压侧二次绕组（或微机算法中用二次相电流相量差）滤去，也不产生差动电流，所以一相断线变压器纵差动保护理论上不产生差动电流。由此可知，变压器侧相断线时，虽然高压侧相一次电流为，低压侧一次三相电流均不为零，但实际上差动保护两侧电流仍然平衡，仅有两侧误差不一致产生的不平衡差电流。差动保护在此情况下不动作是正确的图1-5式 表1-1Rfd=100kΩ时Req、Ceq与Cfd、ΔRX事故，从事故分析的情况看，大多是二次回路引起的保护误动。Q/GDW175—2008《变扰继电器的启动功率应大于，动作电压在额定直流电源电压的～范围内，额定直流电源电压下动作时间为～，应具有抗工频干扰电压的能力。对非电量量保护宜作用于信号；③作用于跳闸的非电量保护，启动功率大于，动作电压在额定直流电源电压的～范围内，额定直流电源电压下动作时间为～，应具有抗工频干扰电压的能力；④分相变压器、、相非电量分相输入，作用于跳闸的少于路，用于三相变压器的非电量保护装置的输入量不少于路。目前电厂在非电量因造成保护误动；②部分电厂压力释放保护投跳后未能维护好相关外部回路造成保护误串入方面存在不足；④对“为防止光耦受到干扰误动，涉及直跳、启动失灵等回路的保护装置光耦需在输入端处加装大功率继电器（动作功率不小于）转接”重视不够。另外，W—要求在发电机—变压器组保护配置中取消启动通风回路，按负荷启动通风回路在主变压器控制箱中实现，主要是避免交流回路串入直流系统（此类事故的教训）在该回路中增加中间继电器进行交直流系统的安全隔离。图1-6改进措施（改进方案）如发电机匝间短路保护，可以考虑在查明原因前暂时由投跳闸改为投信号），靠的方法是采用二次绕组对二次绕组的直流法。电池正极接第一绕组，电池负极接第一绕组。电流表正极接第二绕组，负极接第二绕组。合闸瞬间如果电流表指针正偏则为，指针负偏则为-，应当为减极性。第串断路器带号主变压器运行，、断路器停运检修；k第串成串运行。第绕组与第绕组均接入主变压器差动保护，这个绕组在端子箱合流后接入号主变压器保护屏。继电保护人员为了防止在一次升流期间对号主变压器保护运行造成影响，需在端子箱内将用于号主变压器差动保护的、、试验端子打开，并用短接线将侧用于主变压器保护的二次绕组短接，以避免造成二次回路开路。及二次接线如图-、图所示。图1-7某330kV图1-83320TA保护人员实际操作时，在未打开端子箱内用于主变压器差动保护的电流试验端子的情况下，就短接了第绕组、。由于主变压器差动保护电流是第绕组与第绕组的和电流，此种做法相当直接将用于主变压器差动保护的与短接，导致号主变压器高压侧相无正常负荷电流流入差动回路，而主低压侧负荷电流之和。这是造成短接二次绕组的瞬间，号主变压器差动保护误动作、跳闸出口的原因。这是一起典型的由于保护人员误接线造成的保护误动。图1-93321TA某k变电站进行主变压器备用电源自投装置安装。该站主变压器保护为集成电路型，主变压器高后备、中后备跳中压侧母联，接线如图所示。主变压器高、中后备跳母联断路器通过中间继电器带电后使接点闭合出口跳闸。由于集成电路保护屏内继电器较多，接线复杂，工作人员对回路不熟悉，将中间继电器误认为是位置继电器进行按压试验，使中间继电器出口，导致母联断路器出口跳闸。这是一起由于工作人员误碰导致保护动作的跳闸事故。图1-101100第四节大损失后总结出来的经验教训。有些是从世纪年代开始就多次提出应接受的教训，但直到如今仍然反复未得到彻底纠正，最典型的有以下几方面。几组二次有点联系的回路，应该在保护盘上一点接地。如接线取合电流联一起，这样的情况就必须在两组二次的并联处一点接地。如果各组二次没有直接的电的联系，也没有必要必须在保护盘上接地。特别是现在都使用的是微机保护，各组二次回路都没有电的联系，也可以在就地接地。差动保护二次回路两点接地的错误。几组不同组合的二次电流回路，如差动保护和各种双断路器主接线保护的电流回路，只能一点接地，接地点宜选在主控室内。而实际上差动保护二次回路两点接地，多年来在设计和安装工作中还不断出现这要有严格的工作作风和认真对待二次回路只允许一点接地的原则，则这一原则性错误是不难纠正和消除的。各组二次绕组的零线（绕组的、、、用芯）和三次绕组的N零线（开口三角绕组接线的、用芯）分别接接地小母线，即各组二次绕组零线和三次绕组的零线不公用共线（其他任何二次绕组的零线也不公用共线）。图1-11模拟“先将一相接地”8∶59，500kV1号主变压器零序差动保护动作跳开500kV侧和35kV侧断路器。从监因φUφ，当足够大且地网电阻较小时，所形成的电流（φφ）R流二次引出端没有接线端子，直接与保护电缆连接，造成保护误动。年1月日，某电厂号发电机解列，汽轮机跳闸，锅炉灭火，报警7 T F（发电机—变压器组差动），发电机—变压器组保护柜发电机—变压器组差动保护动作，故障录波器启动，网控k一线、联变故障录波器启动。从保护屏端子排通电检查，交流采样值和保护定值正确，故障录波器正常。现场检查发电机出口和中性点A二次引出端没有接线端子，而是从内部引出两根线，与到保护装置的电缆用螺栓进行连接，再用绝缘胶布包扎，接线头不固定，很容易互相靠近或靠近接线盒外壳（在摇绝二次、三次绕组共用零线造成保护误动。年月日，某厂号发电机匝间保护动作，机组解列。后查明原因为发电机机端所有二次的接地点均为相，而且开口三角的一端与相连接接地。保护用甲一次保险故障，造成甲开口三角出现零序电压，定子接地保护动作。由于所有二次的开口三角均有一端接地，甲开口三角出现零序电压，使的电位发生变化，特别是从端子箱至发电机—变压器组保护屏所有用的是同一根电缆芯，使得匝间保护也感受到零序电压的变化，当这个变化的零序电压幅值超过定值时，保护动作。造成保护误动的原因是：保护用与开口三角V的共用一根电缆芯，且的接地点不在端子箱，也不在保护屏，而是在k配电室。从端子箱至发电机—变压器组用的是同一电缆芯，不利于保护的抗干扰及正确判断故障。利用机组大修的机会，对二次进行全面普查与改造，保护二次接地点均改为接地，每组二次接地点在端子箱接地，形与开口三角的和不用同一根电缆芯，而是分别引入保护屏。图1-12年月日，某厂机组汽轮机维持运行，发电机—变压器组未加励磁，重瓦斯保护动作跳闸，造成、号机组厂用电源失电，号机组汽轮机跳闸、锅炉灭火。对接在直流母线的号小汽机直流润滑油泵控制回路进行了检查，发现其动力回路接触器应为直流接触器，而实际供货为交流接触器，其交流线圈直阻很小，约为，而直流线圈正常直阻为左右。在进行号小机直流润滑油泵试运时，其接触器线圈因过电流而烧毁击穿冒烟，造成直流正极接地，其正极电压经过接地点通过电缆中存在的对地电容的充放电效应，串入已存在正极接地的直流回路，叠加到保护动作回量保护均是通过长电缆从变压器本体引至保护屏中的，造成跳闸停机事故。双重化配置的两套保护，存在跨接回路造成保护误动。年月日，在查找号机直流接地过程中，断开号发电机—变压器组屏保护直流电源时，号发电机—变压器组屏保护误动，号发电机组跳闸，机组大联锁动作。经查在失步解列装置跳号发电机组接线回路中，按照设计将失步解列保护同一跳闸节点同时接至跳发电机—组屏和屏两个外部重动回路，使屏、屏两套保护装置直流回路发生了电的联系。在查找直流接地断开屏直流电源后，由于屏寄生回路的存在，构成跳闸回路，引起部重动跳闸出口动作，造成号发电机组跳闸。回路如图所示。正电源、等效电阻、屏外部重动、屏外部重动、屏负电源便形成回路，屏外部重动回路电压达（），大于（～）动作电压，屏外部重动动作。图1-13世纪～年代曾频繁出现重要低压电动机在瞬时（短时）母线电压低时低电压开关或经自保持方式在瞬时（短时）的反事故措施，避免了不必要的停机停炉事故，起到良好的效果。由于新老人员交替，世纪年代开始至今又重复频繁出现重要低压电动机低电压释放引起停机停炉事故，所以应重申设计、安装、运行部门应执行重要低压电动机在瞬时（短时）作开关，以及经自保持方式在瞬时（短时）行状态的反事故措施。年代开始，频繁出现机组的非全相运行，并造成大型发电机组转子严重损坏的事故，对该保护的配置方案为：发电机—从世纪年代后期，微机保护逐步取代了电磁式继电保护，并从抗干扰、原理优不完善等原因造成的异常或事故情况。末尾，就会导致堆栈溢出，若发生堆栈溢出，就会导致口寄存区的破坏，造成通信中断并产生故障代码，装置发报警信号，若此时进行面板操作，保护装置的动作行为不可预期。其升级版本中增加了堆栈的容量，以满足通信规约的要求，不会发生堆栈溢出问题。图1-14用，另外目前使用的防跳继电器都在开关就地汇控箱内，属于电压型的，在J继电器线圈回路串联防跳继电器和开关辅助接点，都能保证跳闸的可靠性。发电机—断路器失灵保护采用双重电流判据，提高了保护可靠性，解决了电流回路断简化保护二次回路（是提高断路器失灵保护正确动作率的有效手段）；利用母差（变压器）线的负面影响等，同时也解决了整定配合方面的难题。第五节技术管理整定计算表（包括整定允许的最大负荷）现场检验（其他现场工作）控制操作系统二次回路展开图（附有设备表）信号回路原理展开图（附有设备表）二次回路端子排接线图（操作屏、保护屏、断路器及其他现场设备端子排图）屏内接线图（操作屏、保护屏、断路器及其他现场设备二次接线图）屏面布置图（附有设备表）某厂站用k旁路断路器代号主变压器断路器操作，在k旁路断路器合闸操作前，因未将号主变压器差动保护暂时停用，以致合上旁路断路器后，引起号主变压器差动保护误动作跳闸事故。某厂在寻找直流系统接地时，事先不了解厂用系统失去直流时能引起台给煤机跳闸的情况（运行规程中未明确运行中不能断开某些厂用系统控制直流电源的规定当拉断号机组（）厂用系统直流控制电源时，引起台给煤机无故障跳闸，导致号炉失去主燃料保护动作停机、停炉的事故。某厂发电机低电压闭锁过电流保护，电压取自机端，电流取自发电机中性点侧二次电流，且动作电流小于发电机额定电流，机端二次熔断器熔断时具有闭锁该保护的功能，但在恢复二次熔断器时，保护自动解除断线闭锁时间小于复合电压返存在整定值和配置原理的不合理，但运行中对断线失压再恢复电压时保护可能误动作未采取正确的措施，将异常扩大成事故，反映出运行规程的不完善。图纸资料（检验报告、技术参数）供运行人员操作的连接片（硬压板）第六节其他技术问题厂k系统出口最大短路电流目前已高达～k，如果变比为，则短路电流倍数已高达倍以上。长度为、截面积为2的铜芯二次电缆的直流电阻约器比率制动型纵差动保护～n，sn，s；降压变压器比率制动型纵差动保护～n，sn，s。但这并不是解决问题的最好换取消除因变压器或发电机两侧暂态传变特性不一致而引发的误动，只是权宜之计；而最恰当的办法是消除误动的根源，解决各侧暂态传变特性不一致的因素，有条件时各侧尽可能采用暂态传变特性一致的级或其他传变一次电流更理想的新型，以靠地动作。对及以上容量的大型发电机组，差动保护的选择和计算起着十分关键的作用。根据系统短路电流和的实际二次负载，严格遵循计算导则来选择，并尽可能选择变压器各侧稳态和暂态特性接近的。这对大型发电机变压器的纵差动保护的工作性能会有所改善和提高，但达到完全理想的程度还是很困难的（暂态过程的误差，是造成大型发电机变压器纵差动保护误动的主要原因。如果选用小暂态过程的误差，降低比率制动型纵差动保护最小动作电流和制动系数斜率，提高主设备内部小匝数短路故障灵敏度，减少发电机变压器纵差动保护误动等都有很大的帮助），这样能适当兼顾保护的灵敏度和尽可能减少差动保护误动作的几率。口短路时，变比为，此时短路电流倍数高达～倍。如此高的短路电流倍数，～k的无论如何都难于保证过电流元件能正确可靠的动作，唯一的办法是尽可能选用变比较大、饱和倍数较高、容量较大的，保护装置尽可能安装于靠近地开关柜上，保护用一次额定电流，不能按～负荷电流的原则选择，实践证微机保护在最大短路电流采样时，不能因短路电流太大而使保护电流互感器（部电流互感器）饱和、模数转换器溢出。极端情况下出口短路二次最大短路电流可能高达以上，此时若电流采样溢出，保护可能拒动或误动，其后果必然很严重，所以这是制造和运行时必须引起重视和注意的问题。某电厂在调试阶段，400VPC（动力中心）段进线开关（该开关采用施奈德开关）曾查找运行记录，未发现跳闸信号发出，就地无人为分闸，低压厂用变压器高压侧k电源未断电。检查直流系统，发现直流系统发出负极一点接地”报警，在直流配电地。经查找二次回路，直流系统是通过绝缘监察装置接地的，正常运行时正、负极不接图1-15400VPC如对于回路若电缆很长，除非改变直流室与开关室的布置，缩短两者距离，否则是最佳措施。根据《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中条要求：跳闸出口继电器的启动电压不低于直流额定电压的动作电压为操作电压额定值的～提高至障。根据上面的分析，在重瓦斯动作临界点上，变压器内部故障时每秒钟会离解大约L的变压器油气，因变压器箱体和储油柜及其液面呼吸空间（或胶囊）与气体相比，L而小于的流量速度，比如在s的流量速度持续时，瓦斯保护不会动作，突变压力保护仍能够以一定的灵敏度进行变压器的保护（在～s后动作），压力释放在s后动作。大量事实证明，被瓦斯保护切除故障的变压器其损坏程度远不止一匝，而是多匝、多饼，修复难度很高。根据安全通报，某厂一台电抗器故障，s内电气量保护动作，仅产生气体，相当于气体继电器的油流速为s，故障时瓦斯保护尚未重视的问题。第七节第二章事故案例第一节二次回路【案例1】TV图2-1【案例2】回路接线异常，联变保护误启动220kV查看联变故录波形图，联变中压侧一次峰值电流最大达到（故录用变比为），折算到联变保护中压侧二次电流为（保护变比为）。对联变保护、、套保护装置进行检查，未发现保护动作信息，检查记录里有失灵开出量。【案例3】设计不合理，查找直流接地造成失步保护动作停 母线绝缘：正母—图2-2组织专业技术人员普查、审核图纸，查找问题。对发电机—变压器组保护、启动备用变压器保护、出线保护、母差保护、失步解列、系统、系统、厂用电快验。对号发电机组直流、交流电源系统进行全面检查，规范现场电源标牌标志，相关联。扎实开展三讲一落实及危险点分析与控制，做好事故预想，工作前制定齐全护运行维护及检修规程、设备及管理台账、作业指导书。对发电机—【案例4】反事故措施执行不严，直流系统接地启动备用变∶5号机厂用盘、发电机—变压器组盘光字报警发V段接地、号机号浮充机故障、号机配电装置和直流母线电压不正常报警。就地检查段发现汽机号控制中心工作电源V段开关绿灯闪光，过电流信号继电器掉牌，其他负荷未发现异常，拉开V段隔离开关，拉开开关控制中心对端隔离开关。就地断开号汽机控制中心所有负荷，合V 段（汽机号控制中心备用电源）号开关充电正常，恢复汽机号控制中心所带各负荷。直流Ⅰ组母线正极金属性接地，V A段相对地电压为零，倒换Ⅰ组直流母线及Ⅰ组蓄电池为公用充电机带，断开号充电机直流输出开关、交流输入开关。 图2-3在号启动备用变压器跳闸前，号机组Ⅰ组直流频繁发生直流系统接地，由于直流光耦元件导通，从而引起保护装置动作。因此，直流系统接地是导致号启动备用变压器跳闸的直接原因。瓦斯保护等效电路如图所示。图2-4器）、号（段断路器）、号（段断路器），号、号（公用段电源开关）、号、号（公用段电源开关）开关，而实际保护误动时只有甲、6号、号跳闸，而号、号、号、号断路器实际未跳闸（继电保护人员在事故后用重瓦斯和差动保护传动，各侧断路器均跳闸正确）。（）k公用段备用自投回路电压继电器目前采用电磁式继电器，该型式继电器运故隐患。（）k公用段备用自投电压继电器目前采用的还是电磁式继电器，长时间运行可进行一次电压继电器检查，发现问题及时处理，确保接点无异常。【案例5】TV二次接地设置不合理，匝间保护动作，机组掉在于：第一次故障时，录波图上相电压降低，而且显示是相电压突然降低，同时出现零序电压，匝间保护随之动作；而匝间保护与故障录波器不属于同一组，却能同时感受到这一现象，只能是一次系统出现单相短路（但不是对地）故障，发生这种情况只丙才有可能，因丙一次中性点不接地，而是与发电机中性点连接。但由于丙一次发生短路，也会使发电机单相电压降低，因此，故障录波器也同样能够感受到。从录波上可以确认，发生故障的是相。第二次动作（月日）是机端甲V 相一次保险熔断，只影响甲本身的二次电压，一次系统不受其影响，因此，故障录波图上的电压没有变化。使的电位发生变化，特别是从端子箱至发电机—变压器组保护屏用的是定值时，保护动作。第一次故障时，录波图上相电压的变化也可以说明这一点。造成这种现象的原因是：所有保护的共用一根电缆芯，的接地点不在端子箱，也不在保护屏，而在k配电室。【案例6】某电厂kⅠ、Ⅱ母线正常运行，k烽Ⅰ回线、Ⅱ回线正常运行，k大Ⅰ回线正常运行，k大Ⅱ回线停电检修后恢复中（当时大Ⅱ回线路已经转至冷备用状态，断路器转至冷备用状态，断路器在冷备用状态），～号机组正常运行，负荷均为。对断路器失灵保护启动kⅠ组母线套保护装置绝缘层损伤的电缆芯备的绝缘进行检查，防止类似问题再次发生。图2-5“直流两点接地”导致500kVⅠ组母线B【案例7】反事故措施执行不到位，干扰造成保护误动多台、断路器成串运行，第三串、、断路器成串运行，一线、二线运行。号机组带负荷，号机组带负荷。电厂事故前、后运行方式如图-所示。图2-6、、断路器相继跳闸，一线失电。、断路器跳开后，1号发电机—变压器组保护柜非电量热工保护”动作，并跳开k四段工作电源进线断路器，厂用电切换成功，后，灭磁开关跳开；、断路器跳开后，号发电机—变压器组保护柜非电量热工保护”动作，跳开k四段工作电源进线断路器，厂用电切换成功，后，灭磁开关跳开。事故时，一次系统无故障，天气良好。检查一线双套纵联电流差动保护（和）远跳开入信号来源。根据述保护均未动作，说明远跳开入信号也为干扰信号。其中保护开入信号为s脉冲，持续时间约为。通过对事故记录及试验分析，二线发生单相接地故障时，、号主变压器高压侧中性点共有约k故障电流注入地网，该电流使电厂地网地电位上升，并对二次回路产生了电磁干扰。发电机—变压器组保护启动、、、断路器保护“发变三跳失灵”回路电缆较长（），而失灵光耦动作电压约为（额定电压0 ），作电流约为，动作功率仅为。由于二次电缆的分布电容效应、地网故障电流及电位的变化等电磁干扰原因，导致四套断路器保护的发电机—变压器组三跳失灵光耦通，造成断路器保护动作，跳开四台断路器。【案例8】图2-7EH图2-8母线侧TA图2-9误动时母线侧零序TA图2-10中性点不接地，k母线侧通过电阻接地，而零序电流为三相电流之矢量和，在单护动作。【案例9】反事故措施执行不完善，正常操作TV空气断路器图2-11图2-12电厂母线TV图2-13的电压为：；UCA不变。【案例10】反事故措施执行及技术管理薄弱，母差保护误图2-14110kV母联电流回路的Ⅰ、Ⅱ母线辅助变流器为反极性串联，共用一组主绕组，设备厂家最初设计采用这种接线方式，但在年月根据国内相同接线的两个电厂曾发生母改造过程中未进行改接。经分析认为，母联两组辅助变流器串联时加大了主负担，同图2-15图2-16图2-17据进行分析，Ⅱ母线二次电压在故障时出现异常，故障相相电压不降反升（升高约），相电压也相应升高，相电压降低，同时三相电压相位发生较大偏移，造成神Ⅱ线路高频保护装置判为区内故障，保护动作。进一步分析得出，这种现象是由于在V二次电压回路星形绕组中性点与线之间，叠加了开口三角电产生的，导致在发生正确动作的原因。之后，对Ⅱ母二次回路接线进行检查，发现存在与分析相吻合的接线，就地柜端子箱处的、与网控室中央信号屏端子处的、接反，就地柜端子箱处保护回路二次电压的与开口三角的没有分开，且没有按照反事故措施要求通过单独的电缆引至网控室，如图所示。对开口三角电 图2-18图2-19相关反事故措施要求没有得到真正全面落实。如二次回路接地点不规范，反事故措施要求各组的二次中性点只能在控制室一点接地，且必须经保护柜接地铜牌与Ⅱ线保护误动的原因就是电厂保护人员在落实反事故措施要求改二次接线时出现的误电压发生变化，造成保护误判。【案例11】断开台接线方式的k线路母线侧断路器两组操作电源中的一组电源负极熔断器时，断路器三相跳闸。检查该断路器辅助柜操作箱第二组、、跳闸信号灯亮，断路器所带线路保护装置、该断路器保护装置以及母差保护装置均运行正常，无任何保护动作信息；其他运行设备全部正常运行。初步判定该断路器为误跳闸。图2-20FCX-22HS图2-21等效电阻图2-22等效电阻图2-23【案例12】电缆烧毁热工信号串接，导致发电机—变压器组∶0 号机发电机—变压器组主开关、灭火。经查阅系统记录，首先发出为发电机跳闸信号。动作过程：发电机—变压器组柜保护动作→发电机跳闸→汽轮机跳闸→动作→所有磨煤机跳闸。查阅电气故障录波器记录为发电机—变压器组保护柜发发电机热工信号”。端，而、分别接入发电机—变压器组保护柜保护回路的-、端时，即使接入主汽门关闭信号（、）未闭合，中Ⅱ线与Ⅱ线之间出现短路也将导致出口继电器通过柜的电源带电，柜发出发电机热工信号”，该信号为回路串接引发的误信号。图中虚线表示因热控电缆短路引起的串接。图2-24更换号机右侧中压主汽门行程开关信号电缆，每对接点信号使用一根电缆连接，采用耐高温电缆并按电缆敷设规程要求与高温蒸汽管道保持适当距离（cm）重新改。对全厂台机组的二次回路，尤其是保护回路进行一次彻底清查，重点检查接问题及时整改。第二节保护装置【案例1】月日∶，某厂号机组一次风机运行中跳闸，经查一次风机差动保护动作，值班人员反映一次风机电机中性点相线松，后对回路及接线进行检查未见异常。测试直阻三相平衡，用继电保护测试仪加模拟量进行通流试验，通道未见异常，电气一次为主保护，重新开启号机组一次风机。经过一天观察，电流稳定，差动未发信，于月4日∶投入差动保护。月日∶，号一次风机差动保护再次动作跳闸，后经过申请退出差动保护跳闸压板，风机投入运行。【案例2】保护装置抗干扰能力差，发电机高频保护误动停闸，6号发电机与系统解列。经查发电机出口第三组TVB相一次熔断器熔断，该组TV用图2-25DGT-801B号机组高频保护装置的电压取自机端第三组电压互感器，其故障波形分析如下：故障录波如图所示，从图中可以看出，受一次熔丝拉弧影响，传变到二次是一个电压畸变波形，含有丰富的谐波分量和非周期分量，分析其中各次谐波分量，见图。图2-26图2-27图2-28在一次保险整个熔断过程中，保险熔丝在熔断拉弧中，经暂态过程过渡到稳定熔保护满足动作条件，动作出口。由于发电机高频保护频率采样回路抗扰动能力较差，再加上保护动作逻辑无电压波形畸变闭锁判据，受一次熔断器熔断时熔丝拉弧的影响，传变到二次的电压波形故的直接原因。图2-29【案例3】 号燃机发电机停机后，继电保护人员对号燃机发电机、套保护装置进行交护装置所采集的录波图中，可看出发电机出口电压畸变严重。相电压正向瞬时值已经达到以上，保护属正确动作。对保护装置二次回路、发电机出口进行进一步检查，外观未见异常。同时检查保护装置二次回路，核对接线未见异常。图2-30B套G60调取近一周内号燃机出口电压波形，无异常波动现象，且电压值一直保持平稳，事检查二次无两点接地，二次回路绝缘情况良好。对保护装置再次单独通入单相电压，确认过励磁保护算法：只要机端三相电压中某相最大值达到动作值，保护就可动作。此畸形波似乎只由提供给屏电压的产生，而提供给屏电压的未发现此异常，是否是由于此的特性不好导致？目前给、屏提供电压的不是提供的，这是由于基建时提供的都通不过耐压试验，经厂家同意，采用大连生产的进行安装。图2-31图2-32对于二次回路为何产生此畸变波形的问题，从电科院的试验结果来看，此合格，但由于正常运行时图2-33TV月日，号机组再次启动，进行了空载试验，录取屏的二次电压，其波形基四、发电机（变压器）发电机的一次系统相当于不接地，所以在定子单相接地时，会造成另外两相电压的升高，而二次的中性点是接地的，因此使得另外两相的二次电压同样升高，若过励磁保护来动作。【案例4】发电厂两台机组原发电机—有发电机低频保护，时限为四段。根据并网安全性评价要求，汽轮发电机必须加装发电机高频保护。在机组大修期间，由生产厂家对、号机组在原设计发电机保护装置上加装了发电机高频保护。发电机的频率电压取自发电机的电压，闭锁电流取月日号机组消缺工作结束，∶成功并网后，负荷带到。∶6 发电机有功、无功，应调度要求号机发电机—变压器组高频保护投入跳闸方式（号机组于月日解列，号机发电机—变压器组高频保护因单机运行已申请退出），2∶151点，采用的保护原理是依据电压与频率的对应关系cs（φ）来计算实时频率，其中；假定电压的峰值恒定不变，机组的频率随机组的电压变化而变化。常，机组启动，3∶281号机并网。中调下发的高频保护定值z、s本身比较合理，但是与该发电厂发电机—压器组高频保护配合使用不合理，发电机—变压器组高频保护的动作出口时间设置为s，容易引起保护装置误动（厂家月日做动模试验，发电机—变压器组高频保护动作出时间设置为s，模拟单相瞬时接地故障，发现该保护误动的几率为～）。继电保护专业人员对保护原理没有掌握，没有及早意识到发电机—与厂家核实目前的发电机—【案例5】通过500kV2号联络变压器录波图分析，用于分侧差动保护的公共绕组侧电流图2-34图2-35【案例6】采样时间位移自动切换时MCD保护误动，线路无故计算，由此在较大潮流（当时二次电流比较大，约为）时算出差流满足差动元件7动作条件，元件动作，根据保护原理，和元件均动作后，差动保护动作。断路器保护是北京四方公司产品，根据设计回路确认，保护启动、断路器失灵、启动及闭锁、断路器重合闸命令并未经过启动元件闭锁，因此，保护误动时，向断路器保护发出了五个命令，分别为启动、、相失灵及启动、闭锁重合闸开入命令。保护收到启动、、相失灵命令后，失灵电流定值为，小于当时潮流，满足动作条件。【案例7】装置抗干扰能力差，直流接地保护误动，变电站年月日下午，某k变电站断路器空充k线路，合断路器的同时，k母线上所有运行的出线断路器同时掉闸，母联断路器未掉闸，k断路器也无一掉闸，事故同时伴随有“直流接地信号发出。断路器投运时，k母线保护退出运行状态，k失灵保护J保护装置投入运行状态，由于母线保护已退出，能造成k母线所有断路器同时掉闸的保护只有失灵保护。事故后检查，未见失灵保护动作信号。现场多次模拟分、合断路器及不同点的直流接地等情况，事故没有复现。另外，检查发现由于失灵出口继电器回路电缆芯破损造成直流负接地。图2-36时，装置的复合电压元件动作，过电流元件动作。把直流正电引至点，模拟母差保护动作启动失灵驱动继电器动作，再用对讲机模拟电磁干扰实验，则失灵保护动作，母线上断路器除外均被切除。【案例8】经现场实验确认此次号变压器误动的原因为：保护存在原理设计缺陷，按的设计原理，功能压板的投退，必须有打印机打印出其变位信息，保护才确认其变位有效。该功能在厂家说明书中并没有任何体现。这种“功能压板的投退必须依靠打印机来确认完成”的设计是有缺陷的，打印机是否正常（或是否有打印机）不应该影响保护的投退。代路操作，退出号变压器柜差动保护投入”法确认其变位，差动保护还在投入状态，倒柜甲端子时，产生差流，满足动作条件，柜差动保护动作跳闸。第三节整定与配置【案例1】6kV工作电源开关故障，导致高厂变压器损坏、机 6kV21、22段工作电源进线开关跳闸，22段备用电源进线开关自投成功，21段备用电源进线开关未自投，6kV21段失电；2号发电机—变压器组解列灭磁；2号机组大联锁保护（一）（1）2号机组厂用6kV21段工作进线开关一次插头上口（6kV母线侧）严重烧损，绝（2）2号机组厂用6kV22段工作进线开关处于跳闸位置，备用进线开关处于合闸位（二）流保护动作，启动出口86FS，跳220kV断路器、磁场断路器及6kVA、B分支断路器，机 保护动作，Trip4出口，启动86SⅡ出口跳闸；辅助出口AUX6动作，发信号；高厂变压器（3）2号机组厂用6kV22段母线快速切换装置M0245动作出口；22 6.3kVA分支反时限过电流动作发出跳闸指令） 发电机励磁开关跳开状态6）14时44分21秒74毫秒，6.3kVB7）14时44分21秒81毫秒，6.3kVA）时分秒毫秒，高厂变压器高、低压绕组、的反时限过电流保护同时启动，高压侧故障电流相为、相为、相为；低压侧故障电流A相为k、相为k、相为k。）时分秒毫秒，高厂变压器过励磁保护返回，当时的值为，即发电机出口电压降至倍的额定电压，过励磁保护总动作时间为7。时分1秒毫秒至时分秒毫秒，高厂变压器高压侧、相电流有较大波动，电流最大值达到；同时高厂变压器低压侧相电流也有较大波动，电流最大值达到k。 从机组故障录波图上量测，故障发生后，机组的励磁电压升高（值由升高到），发电机的出口二次电压有效值最大为，即为倍的额定电压值。机组跳闸后的第一个周波二次电压有效值最大为，即为倍的额定电压值。（）号主变压器微机保护装置绕组（高厂变压器高压侧）反时限过电流保护动作分析。号机组运行过程中，厂用kV 段工作电源进线开关上口（母线侧）两相放电拉弧，电弧瞬间造成厂用kV段工作电源进线开关上口（母线侧）三相短故障。号高厂变压器微机保护装置绕组（厂用kV 段侧）瞬时过电流保护作，辅助出口动作，闭锁厂用电切换回路。当时号主变压器微机保护装置显示高厂变压器高压侧故障电流相为k、相为k、相为k时，达到了号主变压器微机保护装置绕组（高厂变压器高压侧）反时限过电流的启动值，（A变比为）（定值为：反时限过电流启动值为，选取的非常反时限）。号主变压器微机保护装置绕组（高厂变压器高压侧）反时限过电流保护启动，经延时保护出口，启动，号机组解列灭磁，跳各侧断路器，同时启动两段厂用电快速切换装置切换厂用电（分支快切由于受闭锁，未切换）。（2）2号高厂变压器微机保护装置SR745绕组2（厂用6kV21段侧）反时限过电流保 组2（厂用6kV21段侧）反时限过电流保护启动，经延时1.431s保护出口，启动中间继电 （）号主变压器微机保护装置绕组（高厂变压器高压侧）反时限过电流保护动作，各侧断路器跳开后的保护分析。各侧断路器跳闸后，在发电机灭磁过程中，从2号高厂变压器微机保护装置记录中可以看到绕组（高厂变压器高压侧）中、、相仍有故障电流存在（相为、相为、相为），说明此时号高厂变压器内部绕组已经存在绝缘损坏点。在、段工作进线开关跳开后，高厂变压器过励磁保护启动，当时的值为，即发电机出口电压升至倍的额定电压。号高厂变压器的、两相故障电流逐渐增大，当故障电流相为、相为、相为时，保护装置中、两相差动电流也逐渐增大，达到差动保护定值，号高厂变压器保护装置差动保护动作，启动号机组全停Ⅱ出口跳闸，号高厂变压器绕组已经有损坏现象。之后，号高厂变压器低压绕组内相又出现故障电流且逐渐增大到k，同时高压绕组、两相故障电流增大到（因为号高厂变压器为△1接线，所以高压侧的、两相对应低压侧的相）。此时厂用kV 段工作进线开关区域为2号高厂变压器高压侧TA与6kV21段母线TA之间，此次故障的短路点在2号高厂变2（厂用6kV21段侧）反时限过电流保护或2号主变压器微机保护装置SR745绕组3（高厂从保护的整定配合关系上分析，厂用kV段工作电源进线开关上口（母线侧）两相放电拉弧，电弧瞬间造成厂用kV段工作电源进线开关上口（母线侧）故障。动作顺序应该为段分支侧瞬时过电流保护动作，闭锁段备用电源进线开关合闸，段分支反时限过电流保护动作，跳开段分支开关切除故障点。当段分支反时限过电流保护未动或动作后，段分支开关未跳开，故障点仍然存在时，应由高厂变压器高压侧反时限过电流保护动作，启动出口，号机组解列灭磁，跳各侧断路器，同时启动两段厂用电快速切换装置切换厂用电。主变压器差动保护装置中第绕组的反时限过电流保护作为号高厂变压器高压侧反时限过电流保护的后备保护。当高厂变压器高压侧反时限过电流保护未动或动作后，号机组没有解列灭磁、各侧断路器未跳开时，由主变压器差动保护装置中第绕组的反时限过电流保护动作，使号机组解列灭磁，跳各侧断路器。但从以上数据可以看出，保护的动作顺序应为段工作进线开关上口（母线侧）首先发生、两相短路故障，使段分支侧瞬时过电流保护动作，闭锁段备用电源进线开关合闸；然后段分支反时限过电流保护启动，主变压器差动保护装置中第绕组的反时限过电流保护（即为高厂变压器高压侧过电流保护）动作，跳开号发电机—变压器组出口断路器、励磁开关及kV、段工作电源进线开关，机组解列灭磁。1段分支反时限过电流保护动作，发出跳段工作电源进线开关指令。在此次故障中，号高厂变压器绕组经受k（低压侧二次短路电流峰值为，变比为）短路电流，约s冲击，造成变压器绕组变形，同时高厂变压器过励磁保护动作，由于跳开k断路器造成励磁系统甩负荷，使发电机机端电压升高为倍的额定电压；进一步发展成内部短路故障，号高厂变压器微机保护装置差动保护动作，启动号机组发电机—变压器组全停出口Ⅱ。同时，变压器内部产生大量气体，号高厂变压器重瓦斯保护动作，启动号机组发电机—变压器组全停出口Ⅲ。继电保护在整个故障过程中，除主变压器差动保护装置中第绕组的反时限过电流保护作为后备保护先于1段分支反时限过电流保护动作，存在保护不配合的问题外，其他保护动作行为正确。（三）相绕组曾受到较大的电动力作用；低压内绕组（本次故障未受到冲击的分支）撑条明断。分析为低压相外绕组短路后导线与铁芯烧熔在一起，短路电流通过铁芯接地线接地，导致接地线烧断。kV段工作电源进线开关（母线侧）发生、短路故障，号主变压器保护装置中第绕组（号高厂变压器高压侧）反时限过电流保护动作，启动发电机—变压器组保护出口，跳开号发电机—变压器组出口断路器、励磁开关及、工作电源进线开关，机组解列灭磁。号机组大联锁保护动作，号汽轮机跳闸，锅炉灭火。6kV21段工作进线开关一次动插头与母线侧静插头插入深度不足，接触不良，导致从变压器的运行以及故障解体检查情况看，该变压器投运后经过了年半的运行和多常，但变压器承受短路冲击的能力已经下降。当月日高厂变压器分支遭受出口短路时，外低压绕组在短路电动力的冲击下严重变形，造成外低压绕组局部绝缘损伤。当1高，虽远未达到变压器设计允许的倍额定电压值，但对于已受到损伤的绕组来说已难以承受，从而引起外低压绕组短路烧损。应执行好DL/T573—2010《电力变压器检修导则》的相关规定，在投入运行后【案例2】厂用电系统保护配置不合理，系统异常时机组跳【案例3】发电机定子接地故障，过励磁保护动作，机组跳6月15日16∶06某电厂600MW1号机组跳闸，机组负荷由601.2MW下降到0，发电（）∶∶至∶∶期间，Ⅰ和-Ⅱ定子接地保护中性点侧三次谐波（）元件启动返回共三次。相分支引出线在支架处烧断，烧断时产表2-11号发电机跳机前后的DCS 【案例4】保护配置不合理，高厂变压器及启备变压器分支月日∶，正常运行中主控室突然变暗，号机组跳闸，炉，发电机解列；灭磁开关及、断路器跳闸，启动快切投入备用电源，备用电源零序保护动作，启备变压器全停，厂用电失去；、号机组厂前区变压器停电，号网控段失电，水厂两路k电源全部失电。起。对6kVC段电机及电缆逐个进行了耐压试验，当进行到1号机组6kVC段1号炉脱硫系继保人员对号机组高厂变压器和启备变压器零序保护设计不合理的隐患没有有起到现场监督指导作用。发电机—变压器组屏高厂变压器保护装置（）反时限过电流保护采用反时限原理。由于本保护装置已投运定时限过电流保护功能，另外保护装置已去选择性，扩大事故范围，故退出该保护功能。重新定义启备变压器分支零序出口，原启备变压器保护装置内部、出口定义交叉，现通过根部进行实际二次电流通流传动后更正启备变压器保护装置内部、分支出口，传动正确。【案例5】∶，号机号定冷水泵跳闸，号定冷水泵联启。电气光字报发电机—变压器组保护动作跳闸”，发电机—变压器组保护柜发电机断水保护动作灯亮。kV 断路器跳闸，号发电机解列。【案例6】月日∶，某厂号机组报发电机故障”，断路器跳闸，号发电机与系统解列。号发电机—变压器组保护柜报负序过电流保护动作跳闸”，动作值为，动作时间s，进一步检查故障录波器、号发电机—护装置，均记录三相电流发生突变。图2-37B套发电机—变压器组保护“发电机复合过电流保护”【案例7】表2-21号机发电机—变压器组保护A表2-3 （二）变压器高压侧复压闭锁过流保护动作时间“发电机阻抗保护（阻抗保护的输入电压及电流均取自机端）。“通常【案例8】阻柜、6kV开关柜、6kVTA、6kV电缆、零序TA等一次设备，一次系统接线方式不变，高已对相关一次设备（包括电动机、开关、电缆、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。明显大于零序电流TA测得值，，稳态计算值图2-38图2-39图2-40给水泵电动机启动零序TA图2-416kV同时，保护定值还应考虑避开启动时的零序的测量误差。如果未发生单相接地故障，理论上讲 ，零序为穿心式，三根电缆应完全几何对称，若不全对称，在一次电流 时，二次绕组也将出现感应电流，且一次电流越大，试验用表2-4试验用 图2-42 图2-43三组TA图2-44分解出原TA图2-45分解出容量5VA的新TA图2-46分解出容量2.5VA的TA由以上试验及录波结构可分析出：在工况极其接近的情况下，表现出的特性差异极大，由年月日对变压器中性点录波，可说明回路中确无持续的零序电流存在，而在装的却能输出零序电流，分析应为在启动过程中或其他原因引起大电流产生时，由于导线在孔中空间分布及启动电流感应出的磁场分布的不均匀，且互感器绕组在铁对启动一次电流值，应与某一相电流波形相接近。图2-47国外TA绕组与在装TA图2-48国外TA铁芯与在装TA从原理上讲，零序二次电流反映的是铁芯中三相电流产生的磁通量的和。作为一个特殊的变压器，其传变能量的方式和变压器没有本质的区别，都是把电能量变成磁通量，通过铁芯传变到另一绕组，而铁芯的磁容量就限制了传变电能的能力。劣质中有而且三相导线并不是在正中心，二次绕组集中缠绕，空间分布极不平衡，铁芯磁阻大试验才能部分的反映出一些问题。生为启动电流过大，造成原零序不能正确反映三相电流的合成磁通，从而输出有零序电流。给水泵启动中零序过流保护跳闸的真正原因是质量问题，致使不能满足实际运行工况。【案例9】（已超定值），【案例10】【案例11】作”（个）、kV 段备自投动作、kV 段备自投动作”、号机录波器动作个字，、、、、、、乙、断路器均掉闸，、断路器自投成功，kV、段和V段电压正常。号主变压器掉闸，号机停运。（）号主变压器掉闸时“重瓦斯曾经掉牌，经查由于k侧断路器（、、、）遮断容量不够，回路设计为主变压器保护动作掉、断路器和发电因为号主变压器反充电合断路器时在号主变压器k侧产生直流分量，使4动保护动作出口掉号主变压器，号机停机。主变压器“重瓦斯信号是机组保护动作后反馈到主变压器重瓦斯回路，实际重瓦斯没有动作。【案例12】误整定6kV 断路器在分闸位置。按操作票操作顺序准备进行6kV5A1DCS画面中，首先“复位”快切装置，检查6kV5A1段快切装置工作正常后，按下6kV5A1 6kV5A1段母线电压为零，发出“6kV5A1段快切失败”、“6kV5A1段快切装置闭锁”报警信 （4）380V5A380V5A锅炉PC倒至5B锅炉变压器供电。后拉开5A锅炉变压器高压侧L651将380V5A保安段由柴油机供电失电倒为锅炉PC本单元厂用电自投装置采用型快切装置。此装置运行方式分两种：一种切换方式分为事故串联方式、事故同时方式及误跳切换方式。作）开关，经一定延时后再自动跳开工作（备用）时，发合备用（工作）（或经用户延时） 厂用快切装置选择“自动、同时切换方式，使备用开关在没有合上的情况下跳开工作开关，使母线失电，是此次事故的主要原因。“自动、同时切换方式下，合闸、跳种方式断路器合闸、跳闸顺序先后不固定，有可能造成母线失电。因启备变压器除带号机组两段厂用电外，还带有号机组两段厂用电，本次号机厂用电快切故障时，拉开启备变压器造成厂用电事故处理时要兼顾两个运行机组的安全。其他异常情况下的运行方式还需重点考虑。第四节安全自动装置【案例1】在总线通信故障情况下，励磁调节器R的控制仍在电压闭环调节，智能整流柜转独立运行不接受R指令。∶∶，因智能整流柜U的光纤接收端故障瞬间消失，恢复控制功能。此时k系统电压小范围（～k）波动导致机端电压下降，向U下发调节指令，三台智能整流柜接收励磁调节器的控制指令后励磁电流输出突升，导致机端电压上升至k。此时又发生通信故障，三台智能整流柜又转独立运行方式，维持机端电压k运行，时间持续s，过励磁保护动作跳闸。四方吉思型励磁系统在设计上存在缺陷，即其中一台智能整流柜U的光纤转换器接收端x接触不良或故障时，会导致励磁调节器与三台智能整流柜之间的总线通信中断。针对励磁系统出现的问题，制定相应事故处理预案，同时加强人员技术培训，避免事故扩大。发电机空载额定运行时，拔掉任意一台智能整流柜的光纤接收端x，会出现控制器双套为主及三台智能整流柜报N故障现象，此时观察由于积分作用，控制电压升高。若此时再将光纤接收端x恢复，则出现电压升高现象。此实验现象与此次故障现象一致。仿真原故障现象，升级后的程序在出现N故障后，不再执行即使光纤接收端x反馈信号恢复，仍保持发电机稳定在原电压状态。试验模拟由U独立运行状态恢复为调节状态，恢复励磁系统正常工作状态。在确定N总线中断故障解除后，进行“主从切换操作（使R的控制电压跟踪当前控制电压状态），然后马上进行“信号复归操作，机端电压不变，机组恢复为正常励磁调节状态。【案例2】某日∶∶至∶∶，某汽轮发电机组转速在～之间波动，机组一次调频动作调节功率，机组调频功率在～W之间波动，有功功率在～W之间波动，机组无功功率在～v之间波动。机端电压波动范围为～k。∶∶至∶∶，有功功率在～、无功功率在～v之间摆动，号机控制仪表盘发调节器综合限制”光字，运行人员手动增磁，调节器综合限制”光字自动复归。∶∶，电网频率再次波动，s时汽轮机转速达到，此时机组一次时，机组处于深度进相运行，、号机组的退运也大大降低了号机吸收无功的能力，有率与机械功率不匹配，导致机组转速逐步增大幅度波动，∶∶已经达到左右，率更加不匹配，最后几秒，有功功率在s内的振荡已经达到以上，已超出S抑制调整范围，退出，无功电压与有功功率偏差达到，同时，机端电压迅速下降，电流迅速增加，机组失稳。∶∶，失磁保护达到保护定值后动作。针对号机组小修情况对有关自动调节系统调节参数和品质进行梳理分析。现在的协调系统中的汽机主指令形成回路中的汽机主调节器参数设置为和为，锅炉主调节器参数设置为和为（在机组上升、下降负荷和静态下均满足要求），在电调系统中的负荷控制回路中的负荷主调节器参数设置为和为，根据号机组在协调运行方式下的状态来看，在机组上升、下降负荷的过程中，均满足动态偏差的要求，且在静态运行中，也达到了偏差不超过参数满足号机组的运行要求。【案例3】年月日∶，号机组协调投入；∶，号机组升负荷至，做进相试验；∶，号机负荷进相试验结束，开始做号发电机励磁试验；∶，号发电机励磁试验暂停；∶，号机组负荷升至，做进相试验；∶，号机组进相试验完成，继续进行励磁系统的试验；∶，励磁系统发“励磁系统联跳”信号，联跳发电机—变压器组、断路器，发电机开关，k厂用事故后检查发电机—从趋势图、发电机—变压器组保护事故记录仪及故障录波图中，初步分析此次事故原因为：号机组试验阶段，厂家调试人员在参数修改过程中，软件受干扰，造成程序混乱，励磁系统失控引起机组误强励，励磁电流数值约为，灭磁开关未能有效跳开进行及时灭弧。不能熄弧会产生两个后果：①引发励磁盘内电弧放电，造成号整流柜内交流铜排三相短路。②转子绕组没有产生反压，励磁系统过电压保护用的跨接器不能导通灭磁，为短路点继续提供能量。尽管此时发电机开关已经断开，但短路电流仍能使励磁变压器的保护全部动作，其他发电机保护也相继动作，但对于消除故障而言已经无济于事，故障电流只能依靠自身的能量消耗慢慢消失。【案例4】整流柜切换暂态过程不平衡电流增大，励磁变压部分，但区外穿越性电流的突变导致保护动作的可能性很大，从此次动作波形曲线来保护没有躲过由整流柜切换引起的暂态过程，造成励磁变压器差动保护动作。【案例5】年月日∶，机组有功负荷，无功负荷v。励磁系统故障保护及其他发电机—变压器组保护均正常投入。∶机组跳闸。主控室报励磁系统故障跳闸”、热工保护跳闸”光字。图2-49图2-50EX2100【案例6】用的是美国GEEX2100。发电机额定有功功率为600MW，额定无功功率为290.6Mvar，年月日∶，中调C发出指令，机组负荷由升至。在涨负荷过程中，运行人员多次调整发电机无功以提升k母线电压。∶，光字牌发“励磁系统故障报警（发电机过励限制报警），励磁装置和限制动作，但运行人员没有发现该报警，未能及时采取手段降低励磁电流。本次跳闸事件中发现励磁变压器过电流保护定值为倍额定电流延时不满足强励倍额定电流s的要求。临时退出励磁变压器过电流保护，重新核定励磁变压器过电流保护定值和延时与强励的要求相匹配。【案例7】（一）（二） （三）冷却系统主电源（取自励磁变低压侧）保险正常，隔离变压器正常；冷却系统备用电源（取自厂用低压母线）进线开关在合闸状态。控制柜内风机电源监视继电器、运行正常（在失磁状态；在励磁状态），排除主备电源同时失压的情况。冷却器电源切换继电器（主电源）、（备用电源）外观无异常，拔出后发现继电器底座和背部对应接点端子、、、处有烧熔痕迹，（）、（-）两对动合接点并接后为冷却系统提供主电源。图2-51K15图2-52K15【案例8】励磁变压器高压绕组绝缘击穿，发电机定子接地图2-53图2-54图2-55绝缘击穿部位（用环氧材料修复后励磁变压器的高压侧并接在号发电机的封闭母线上，其工作电压为发电机的额定电压k。高压绕组的～号圈相互之间的散热通风孔的宽度均大于c，加上各圈外部浇注的环氧外绝缘，各圈之间的耐压强度大于k。因此，高压绕组各圈之间保持有足全改变了高压绕组的号圈与号圈之间的电压分布情况，使得该处的电场发生畸变。尤其是测温元件长期靠在号圈的外壁上，号圈与测温元件（即“地）之间的电场强度很高，而两者之间的绝缘仅为号圈的外部环氧绝缘层，因此，该处的环氧绝缘承受着比正常情况下要高得多的场强。由于环氧绝缘内部总有一些杂质、气泡或缝隙等，这些杂质、气泡或缝隙在高场强的作用下，会发生比正常情况下严重得多的局部放电现象，并持续地损伤着该处的环氧绝缘材料。由于每一次的局部放电都会产生出一些细微的碳粉，因此，持续的局部放电会在环氧绝缘层内生成由细微碳粉组成的“电树枝缺陷。长期的局部放电将会使得“电树枝不断地发展、扩大及延伸，因此使得有效的环氧绝缘层越来越薄。当有效的环氧绝缘层变薄到一定程度后，将因为无法承受此处的高场强而迅速发生雪崩式的电离现象，最终导致绝缘击穿故障。由于励磁变压器的相高压绕组并接在发电机相封闭母线上，因此该绝缘击穿故障就引发了号发电机相定子绕组的单相接地故障。图2-56励磁变压器相高压绕组的外绝缘击穿后，励磁变压器能否继续安全投运，需造成金属性的匝间短路故障。用环氧绝缘材料修复后的相高压绕组通过了标准规定交流耐压试验，该励磁变压器经修复后仍然可以继续投入使用。图2-57A图2-58B第五节电源系统【案例1】交流电源串入直流系统，500kV升压站双回线路掉因为乙断路器直流操作电源与两回线路而乙就地开关端子箱内，上部为交流电源开关，下部为直流电源开关，交、直流电源开关安装距离较近，分析认为在乙断路器端子箱内乙隔离开关交流电源开关接入k小型电焊机，当接入第一根线时，接线人员不慎将另一相电源线触及正下近年来，电厂虽然对升压站电气一、二次设备进行了大量投资和技术改造，但不高，如升压站无（事故记录装置）、集中控制系统至今还没有采用等，不利于运行监视和系统发生事故的分析处理。图2-59上排为交流380V电源开关，下排为直流220V图2-60下排直流电源开关负极（）（见浮土上面被划出的白线【案例2】接线错误，直流系统串入交流电源，两台机组全k母线保护屏（南瑞复合电压闭锁型）发“电压开放”、Ⅰ母开放”、Ⅱ母开放”信号，k母线保护屏（南瑞型）发“位置报警信号。500kV5012、5013断路器保护屏操作箱Ⅰ、Ⅱ绕组“TA、TB、TC”跳闸灯亮。电缆屏蔽及保护接地检查。对、k升压站就地、网控室、号机组集控室所有控制电缆屏蔽及保护接地系统进行检查，只发现断路器保护屏蔽层未接地，经查此电缆为就地端子箱到断路器电流回路电缆，未发现其他异常。表2-5表2-6查，其动作电压合格，但直阻偏大，约为k；而南瑞公司在电科院数模实验室内通过检测的重动继电器型号为，直阻约为k，所以型重动继电器动作功电器动作，从而导致、断路器跳闸。近年来，电网内发生了多起由于直流系统接地或交直流串电造成的断路器误动事故事故发生后，通过与类似事故比较，初步认定此次事故是由于网控直流发生异常所致，是由于直流接地或是交直流混联所致。记录显示，从∶∶到∶∶有交直流串电的明显信息，如kV 号电抗器就地控制信号出现有规律的周期事件信息，这类信息已经成为判断类似事故最直接、最可靠的证据。在∶∶到∶∶断路器相继掉闸期间没有明显交直流串电的证据，但不能排除交直流瞬间串电造成断路器跳闸而没有周期性的开入信号，期电厂曾发生k线路断路器分合闸辅助接点转换造成交直流瞬间串电，进而造成k升压站多数断路器误掉闸的事故。根据现场情况，当时电厂正在启动k母线，有不少断路器及隔离开关分、合闸操作，离事故最近时刻为∶∶母联隔离开关隔离开关的遥控合闸命令，在隔离开关合闸时由于辅助接点转换过程造成交直流瞬间串电也是有可能的。图2-61201-2【案例3】查找直流接地导致锅炉灭火2008年5月14日，值长电话通知单元长，电气将断开6kVⅢ段控制电源查找直流接地，要求单元长从CRT上调出电机状态监视画面。10∶