典型案例分析电力系统.docx

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典型案例分析电力系统

典型案例分析

一、某电站220kV线路断路器多次跳合闸

1、事故时间地点

2006年8月29日220kV某电站

2、事故经过

A电站侧：

AB线有功负荷为约60MW。

2006年8月29日2时52分32秒965毫秒（RCS—901A保护动作时间），AB线距A电站保护装设处约13.6Km处发生A相单相接地故障，1号保护装置（RCS—901A）纵联变化量方向元件、纵联零序方向元件、距离I段先后动作；2号保护装置（RCS—902A）纵联距离元件、纵联零序方向元件、距离I段先后动作。

AB线开关（DL251）A相单相跳闸，约1秒钟后，A相重合成功。

因为对侧B电站AB线路开关在A相单相跳闸后重合闸未成功，导致非全相运行，因此A侧主变零序过流I段保护动作，约3秒钟后DL251开关三相跳闸；3205毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A收到DL251开关三相跳闸位置变位由0至1信号；3420毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A又均收到DL251开关三相跳闸位置变位由1至0信号；9114毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A又再次收到DL251开关三相跳闸位置变位由0至1信号。

各保护报告完整清楚，故障录波装置录波完好。

B电站侧：

2006年8月29日2点53分9秒716毫秒（RCS-901A保护动作时间），AB线距离B电站保护装设处约17.7Km处发生A相单相接地故障，1号保护装置（RCS-901A）纵联变化量方向元件、纵联零序方向元件、接地距离I段先后动作；2号保护装置（RCS-902A）纵联距离元件、纵联零序方向元件、接地距离I段先后动作。

AB线开关（DL251）A相单相跳闸，约4秒后，AB线B相、C相跳闸；此次保护A相单相跳闸后，AB线两套保护装置重合闸均未启动；各保护报告完整清楚，故障录波器录波完好。

2、原因分析

（1）、A电站侧

A电站监控系统记录事件及时间：

８月２９日2时52分28秒976.3毫秒　　B套保护跳闸信号　动作

８月２９日2时52分28秒976.8毫秒　　A套保护跳闸信号　动作

８月２９日2时52分37秒0毫秒　　GIS断路器操作机构油压气压正常信号动作

８月２９日2时52分43秒0毫秒　　GIS断路器操作机构油压气压正常信号复归

异常现象：

3420毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A均收到DL251开关三相跳闸位置返回信号（跳闸位置由1至0）；9114毫秒，RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A又再次收到DL251开关三相跳闸位置变位信号（跳闸位置由0至1），而监控系统和故障录波器未收到开关变位信号。

其原因分析：

断路器经单相跳闸后、又单相重合A相断路器，随后主变保护动作又三相跳闸，断路器经多次分、合闸引起液压机构压力迅速下降，达到了断路器合闸闭锁压力，导致断路器合闸闭锁（起泵压力19.0MPa，合闸闭锁压力18.0Mpa），而油泵又不可能瞬时建压至正常值（油泵打油约需10多秒钟），故导致合闸回路KA13动作（常闭接点断开），从而开断了断路器合闸回路负电源，引起TWJ返回，故RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A在3420毫秒时均收到DL251开关三相跳闸位置返回信号（跳闸位置由1至0）；当油泵打油使油压高于断路器合闸闭锁压力后，断路器合闸闭锁返回、TWJ得电，故RCS—901A、RCS—902A、RCS—923A在9114毫秒时再次收到DL251开关三相跳闸位置变位信号（跳闸位置由0至1）。

综上所述，当DL251开关短时间内经过多次分、合闸后，就可能会造成DL251开关液压机构油压降低至合闸闭锁压力，从而造成断路器合闸闭锁（不排除降低到分闸闭锁压力的可能，从而造成分闸闭锁），最终导致断路器不能实现正常合闸，或者出现本次所遇到的问题。

（2）B电站侧

B电站监控系统记录事件及时间：

８月２９日２时５３分１２秒４７毫秒　　A套保护跳闸信号　有

８月２９日２时５３分１２秒４７毫秒　　B套保护跳闸信号　有

８月２９日２时５３分１２秒51毫秒　　A相控制回路断线信号　有（监控没有送单相断路器位置信号，此信号说明开关在分闸过程）

８月２９日２时５３分１２秒７３毫秒　　２５１合闸闭锁信号　有

８月２９日２时５３分２６秒０１毫秒　　２５１合闸闭锁信号　无

经分析，在A相断路器分闸后由于液压机构压力降低，达到了断路器合闸闭锁压力（检修时已经按照定值进行了调整，起泵压力１9.0MPａ，合闸闭锁压力18.0MPａ，由于环境温度变化，实际动作值有偏差（几个整定值偏差不一致）），导致合闸公共回路KA13动作，断开了断路器合闸回路负电源，同时TWJ返回，保护误认为断路器在合闸状态，故重合闸返回，单相重合闸未出口。

此次重合闸未动作的原因归结为液压机构起泵压力定值和合闸闭锁压力定值受温度变化影响后差值太小，油泵虽然启动，但是压力不能及时达到合闸闭锁压力返回值，合闸回路断开，TWJａ返回，保护误认为开关处于合位状态，重合闸返回。

采取措施

GIS生产厂家派技术人员到A电站、B电站处理：

将DL251开关液压机构起泵压力由19.0Mpa修改为20.0Mpa，停泵压力由20.0Mpa修改为21.0Mpa，油压高报警压力由22.0Mpa修改为23.0Mpa。

同时，GIS生产厂家表示将联合设计部门根本解决该问题。

二、500KV某变电站主变差动保护误动跳闸

1、事故时间地点

2006年1月21日500KV某变电站

2、事故经过

2006年1月21日11时23分和18时57分，500kV某变电站主变保护相继发生误动跳闸事故。

3、原因分析

经过事故后的分析和试验验证，保护动作原因是由于停运开关（5012DL）的电流互感器二次接入了变压器的差动保护回路，在更换B相CT后，准备对B相CT进行试验。

在CT接线盒处将至端子箱的连线解开，但未将解开的头子进行包扎，线头碰壳，造成CT的B相二次接地。

由于该回路二次中性线是在保护屏端子排处接地，两接地点间有压差，在变压器差动保护的B相形成电流，超过差动保护动作值，引起差动保护误动。

第二次保护误动原因与上类似。

4、采取措施

针对这次事故，电网公司下发了“关于落实电流互感器二次回路工作有关反措的通知”的文件，规定如下：

为防止类似事故发生，对运行变电站、电厂，一套保护动作涉及多个开关、使用多组电流互感器（如母线差动保护、变压器差动保护、小区差动保护、利用和电流的线路保护、元件保护等），当其中某开关停运，需在停运开关的电流互感器二次工作时提出以下反事故措施，各基建、运行单位在进行相应工作时，必须严格贯彻执行。

1）、作为将工作范围与运行的保护装置进行隔离的措施，必须将工作所在单元CT的二次进入保护屏电缆的的四根芯线（A、B、C、N）在保护屏端子排处将连片断开，以防止工作时将其他量加入保护装置。

二次回路工作完成后恢复。

2）、根据工作内容，在作隔离措施和恢复时，停用相应的保护装置（如母线差动保护、变压器差动保护、小区差动保护、利用和电流的线路保护、元件保护等）。

若涉及两套保护装置，分别停用；在恢复电流回路连线，确认电流回路正常后，方可将相应保护装置投入跳闸运行。

3）、在CT二次回路上工作前，应查清回路，明确工作所在回路位置、所接保护装置或其他设备工作情况，相邻回路所接的保护装置或其他设备情况，做到心中有数。

同时，应避免在工作中误碰。

4）、工作中必须采取措施，防止造成CT二次回路两点接地。

三、某电厂5B联络变温度保护误动105DL跳闸

1、时间地点：

2007年1月27日某电厂

2、事故经过：

2007年1月27日10:

00某电厂5B联络变温度过高保护动作105DL跳闸。

3、检查情况

检查发现上位机显示温度与本体测温表显示温度相差20度。

4、原因分析

上位机温度测点的模拟电阻受户外温度影响较大，比实际温度高了20度，从而导致温度保护误动作。

5、采取措施

改进上位机温度测量方式，使之能够准确地测量到实际温度；

按反措要求实现一段动作于信号，二段动作于跳闸，一段闭锁二段的逻辑进行整改。

四、某电厂线路过电压保护误动作

1、事故时间及地点

2006年4月6日11时01分25秒，某电厂发生500kV线路1#保护屏RCS-925A保护装置过电压保护动作。

跳开500kV5002断路器（边开关）、5003断路器（中开关），同时发远跳信号。

2、事故经过

某电厂发生500kV线路1#保护屏RCS-925A保护装置过电压保护动作。

跳开500kV5002断路器（边开关）、5003断路器（中开关），同时发远跳信号。

3、原因分析

用于该回路的PT星形绕组公共端未接地，N线未接通，而负荷的中性点接地，用图示意如下：

根据检查结果和保护装置打印的故障波形进行初步分析，在PT绕组侧中性点未接地，且N线未接通，负载侧N线接地的情况下，如果因为某些原因导致电压互感器二次回路A相接地，就会将A相电压引至负载中性点N线，使原来B相负载感受的相电压UBN变为相间电压UBA（1.7UBN）,使原来C相负载感受的相电压UCN变为相间电压UCA（1.7UCN）,超过过电压整定值UDZ=1.3UN，T=0.5s。

从而使过电压保护动作。

事后调查得知，在本次过电压保护装置动作时正好有施工单位在屏后剥接GPS对时所用电缆（并且当时未开工作票），可能通过电缆外层铜质屏蔽层使UA电压端子与地接通。

检查中还发现，由于设计院在图纸中未标明电压回路用空开的具体型号，施工单位在施工过程中便未按设计图纸施工，即未在线路PT二次端子箱内加装二次空开。

4、采取措施

4.1认真对PT二次回路中的接地点进行排查，确保PT二次N线有切只有一个接地点，并确认N线回路的连通性。

4.2经过现场短路接地试验对PT二次空开进行选型，在线路PT端子箱内加装了PT二次空开后，断开空开测量PT绕组和负荷侧电阻，三相平衡。

4.3认真吸取事故的经验教训，加强设备现场管理，严格执行“两票”制度。

4.4加强对施工单位作业管理，把好设备的验收试验关和安全技术措施关。

特别是在运行设备上的作业，要求提前制定好施工方案和安全技术措施，经批准后严格执行。

同时要求电厂人员深入到各个阶段，对发现的问题以及不合理的地方及时进行改进。

五、某变电站非电量保护误动

1、事故时间地点

2005年3月4日3时07分，220kV某变电站。

2、事故经过

#3主变重瓦斯、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。

3、原因分析

某变电站#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。

4、采取措施

4.1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。

4.2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。

六、某变电站#1主变保护零序方向过流Ⅰ段拒动事故

1、事故时间地点

2005年2月17日20时57分，某110kV变电站

2、事故经过

2005年2月17日20时57分，某变电站A110kVL1线进入负荷厂区的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，与变电站A通过110kVL2线相连的110kV变电站B内的#1主变、#2主变间隙过压保护跳闸。

3、原因分析

故障前变电站A#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。

故障前变电站A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（4.5A1.5″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110kVL2线相连的变电站B内的#1主变、#2主变间隙过压保护达到动作定值而跳闸。

由于变电站A110kV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。

4、采取措施

4.1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。

4.2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。

4.3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。

4.4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。