典型案例分析-電力系統(tǒng)

1、典型案例分析一、某電站220kV線(xiàn)路斷路器多次跳合閘1、事故時(shí)間地點(diǎn)2006年8月29日220kV某電站2、事故經(jīng)過(guò)A電站側(cè)：AB線(xiàn)有功負(fù)荷為約60MW。2006年8月29日2時(shí)52分32秒965毫秒（RCS901A保護(hù)動(dòng)作時(shí)間），AB線(xiàn)距A電站保護(hù)裝設(shè)處約13.6Km處發(fā)生A相單相接地故障，1號(hào)保護(hù)裝置（RCS901A）縱聯(lián)變化量方向元件、縱聯(lián)零序方向元件、距離I段先后動(dòng)作；2號(hào)保護(hù)裝置（RCS902A）縱聯(lián)距離元件、縱聯(lián)零序方向元件、距離I段先后動(dòng)作。AB線(xiàn)開(kāi)關(guān)（DL251）A相單相跳閘，約1秒鐘后，A相重合成功。因?yàn)閷?duì)側(cè)B電站AB線(xiàn)路開(kāi)關(guān)在A(yíng)相單相跳閘后重合閘未成功，導(dǎo)致非全相運(yùn)行，因此

2、A側(cè)主變零序過(guò)流I段保護(hù)動(dòng)作，約3秒鐘后DL251開(kāi)關(guān)三相跳閘；3205毫秒，RCS901A、RCS902A、RCS923A收到DL251開(kāi)關(guān)三相跳閘位置變位由0至1信號(hào)；3420毫秒，RCS901A、RCS902A、RCS923A又均收到DL251開(kāi)關(guān)三相跳閘位置變位由1至0信號(hào)；9114毫秒，RCS901A、RCS902A、RCS923A又再次收到DL251開(kāi)關(guān)三相跳閘位置變位由0至1信號(hào)。各保護(hù)報(bào)告完整清楚，故障錄波裝置錄波完好。B電站側(cè)：2006年8月29日2點(diǎn)53分9秒716毫秒（RCS-901A保護(hù)動(dòng)作時(shí)間），AB線(xiàn)距離B電站保護(hù)裝設(shè)處約17.7Km處發(fā)生A相單相接地故障，1號(hào)保護(hù)

3、裝置（RCS-901A）縱聯(lián)變化量方向元件、縱聯(lián)零序方向元件、接地距離I段先后動(dòng)作；2號(hào)保護(hù)裝置（RCS-902A）縱聯(lián)距離元件、縱聯(lián)零序方向元件、接地距離I段先后動(dòng)作。AB線(xiàn)開(kāi)關(guān)（DL251）A相單相跳閘，約4秒后，AB線(xiàn)B相、C相跳閘；此次保護(hù)A相單相跳閘后，AB線(xiàn)兩套保護(hù)裝置重合閘均未啟動(dòng)；各保護(hù)報(bào)告完整清楚，故障錄波器錄波完好。2、原因分析（1）、A電站側(cè)A電站監(jiān)控系統(tǒng)記錄事件及時(shí)間：8月29日2時(shí)52分28秒976.3毫秒B套保護(hù)跳閘信號(hào)動(dòng)作8月29日2時(shí)52分28秒976.8毫秒A套保護(hù)跳閘信號(hào)動(dòng)作8月29日2時(shí)52分37秒0毫秒GIS斷路器操作機(jī)構(gòu)油壓氣壓正常信號(hào)動(dòng)作8月29日2

4、時(shí)52分43秒0毫秒GIS斷路器操作機(jī)構(gòu)油壓氣壓正常信號(hào)復(fù)歸異常現(xiàn)象：3420毫秒，RCS901A、RCS902A、RCS923A均收到DL251開(kāi)關(guān)三相跳閘位置返回信號(hào)（跳閘位置由1至0）；9114毫秒，RCS901A、RCS902A、RCS923A又再次收到DL251開(kāi)關(guān)三相跳閘位置變位信號(hào)（跳閘位置由0至1），而監(jiān)控系統(tǒng)和故障錄波器未收到開(kāi)關(guān)變位信號(hào)。其原因分析：斷路器經(jīng)單相跳閘后、又單相重合A相斷路器，隨后主變保護(hù)動(dòng)作又三相跳閘，斷路器經(jīng)多次分、合閘引起液壓機(jī)構(gòu)壓力迅速下降，達(dá)到了斷路器合閘閉鎖壓力，導(dǎo)致斷路器合閘閉鎖（起泵壓力19.0MPa，合閘閉鎖壓力18.0Mpa）,而油泵又不可

5、能瞬時(shí)建壓至正常值（油泵打油約需10多秒鐘），故導(dǎo)致合閘回路KA13動(dòng)作（常閉接點(diǎn)斷開(kāi)），從而開(kāi)斷了斷路器合閘回路負(fù)電源，引起TWJ返回，故RCS901A、RCS902A、RCS923A在3420毫秒時(shí)均收到DL251開(kāi)關(guān)三相跳閘位置返回信號(hào)（跳閘位置由1至0）；當(dāng)油泵打油使油壓高于斷路器合閘閉鎖壓力后，斷路器合閘閉鎖返回、TWJ得電，故RCS901A、RCS902A、RCS923A在9114毫秒時(shí)再次收到DL251開(kāi)關(guān)三相跳閘位置變位信號(hào)（跳閘位置由0至1）。綜上所述，當(dāng)DL251開(kāi)關(guān)短時(shí)間內(nèi)經(jīng)過(guò)多次分、合閘后，就可能會(huì)造成DL251開(kāi)關(guān)液壓機(jī)構(gòu)油壓降低至合閘閉鎖壓力，從而造成斷路器合閘閉鎖

6、（不排除降低到分閘閉鎖壓力的可能，從而造成分閘閉鎖），最終導(dǎo)致斷路器不能實(shí)現(xiàn)正常合閘，或者出現(xiàn)本次所遇到的問(wèn)題。（2）B電站側(cè)B電站監(jiān)控系統(tǒng)記錄事件及時(shí)間：8月29日2時(shí)53分12秒47毫秒A套保護(hù)跳閘信號(hào)有8月29日2時(shí)53分12秒47毫秒B套保護(hù)跳閘信號(hào)有8月29日2時(shí)53分12秒51毫秒A相控制回路斷線(xiàn)信號(hào)有（監(jiān)控沒(méi)有送單相斷路器位置信號(hào)，此信號(hào)說(shuō)明開(kāi)關(guān)在分閘過(guò)程）8月29日2時(shí)53分12秒73毫秒251合閘閉鎖信號(hào)有8月29日2時(shí)53分26秒01毫秒251合閘閉鎖信號(hào)無(wú)經(jīng)分析，在A(yíng)相斷路器分閘后由于液壓機(jī)構(gòu)壓力降低，達(dá)到了斷路器合閘閉鎖壓力（檢修時(shí)已經(jīng)按照定值進(jìn)行了調(diào)整，起泵壓力19.

7、0MPa，合閘閉鎖壓力18.0MPa，由于環(huán)境溫度變化，實(shí)際動(dòng)作值有偏差（幾個(gè)整定值偏差不一致），導(dǎo)致合閘公共回路KA13動(dòng)作，斷開(kāi)了斷路器合閘回路負(fù)電源，同時(shí)TWJ返回，保護(hù)誤認(rèn)為斷路器在合閘狀態(tài)，故重合閘返回，單相重合閘未出口。此次重合閘未動(dòng)作的原因歸結(jié)為液壓機(jī)構(gòu)起泵壓力定值和合閘閉鎖壓力定值受溫度變化影響后差值太小，油泵雖然啟動(dòng)，但是壓力不能及時(shí)達(dá)到合閘閉鎖壓力返回值，合閘回路斷開(kāi)，TWJa返回，保護(hù)誤認(rèn)為開(kāi)關(guān)處于合位狀態(tài)，重合閘返回。采取措施GIS生產(chǎn)廠(chǎng)家派技術(shù)人員到A電站、B電站處理：將DL251開(kāi)關(guān)液壓機(jī)構(gòu)起泵壓力由19.0Mpa修改為20.0Mpa，停泵壓力由20.0Mpa修改為

8、21.0Mpa，油壓高報(bào)警壓力由22.0Mpa修改為23.0Mpa。同時(shí),GIS生產(chǎn)廠(chǎng)家表示將聯(lián)合設(shè)計(jì)部門(mén)根本解決該問(wèn)題。二、500KV某變電站主變差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng)跳閘1、事故時(shí)間地點(diǎn)2006年1月21日500KV某變電站2、事故經(jīng)過(guò)2006年1月21日11時(shí)23分和18時(shí)57分，500kV某變電站主變保護(hù)相繼發(fā)生誤動(dòng)跳閘事故。3、原因分析經(jīng)過(guò)事故后的分析和試驗(yàn)驗(yàn)證，保護(hù)動(dòng)作原因是由于停運(yùn)開(kāi)關(guān)(5012DL)的電流互感器二次接入了變壓器的差動(dòng)保護(hù)回路，在更換B相CT后，準(zhǔn)備對(duì)B相CT進(jìn)行試驗(yàn)。在CT接線(xiàn)盒處將至端子箱的連線(xiàn)解開(kāi)，但未將解開(kāi)的頭子進(jìn)行包扎，線(xiàn)頭碰殼，造成CT的B相二次接地。由于該回路

9、二次中性線(xiàn)是在保護(hù)屏端子排處接地，兩接地點(diǎn)間有壓差，在變壓器差動(dòng)保護(hù)的B相形成電流，超過(guò)差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作值，引起差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng)。第二次保護(hù)誤動(dòng)原因與上類(lèi)似。4、采取措施針對(duì)這次事故，電網(wǎng)公司下發(fā)了“關(guān)于落實(shí)電流互感器二次回路工作有關(guān)反措的通知”的文件，規(guī)定如下：為防止類(lèi)似事故發(fā)生，對(duì)運(yùn)行變電站、電廠(chǎng)，一套保護(hù)動(dòng)作涉及多個(gè)開(kāi)關(guān)、使用多組電流互感器（如母線(xiàn)差動(dòng)保護(hù)、變壓器差動(dòng)保護(hù)、小區(qū)差動(dòng)保護(hù)、利用和電流的線(xiàn)路保護(hù)、元件保護(hù)等），當(dāng)其中某開(kāi)關(guān)停運(yùn)，需在停運(yùn)開(kāi)關(guān)的電流互感器二次工作時(shí)提出以下反事故措施，各基建、運(yùn)行單位在進(jìn)行相應(yīng)工作時(shí)，必須嚴(yán)格貫徹執(zhí)行。1）、作為將工作范圍與運(yùn)行的保護(hù)裝置進(jìn)行隔離的措施，

10、必須將工作所在單元CT的二次進(jìn)入保護(hù)屏電纜的的四根芯線(xiàn)（A、B、C、N）在保護(hù)屏端子排處將連片斷開(kāi)，以防止工作時(shí)將其他量加入保護(hù)裝置。二次回路工作完成后恢復(fù)。2）、根據(jù)工作內(nèi)容，在作隔離措施和恢復(fù)時(shí)，停用相應(yīng)的保護(hù)裝置（如母線(xiàn)差動(dòng)保護(hù)、變壓器差動(dòng)保護(hù)、小區(qū)差動(dòng)保護(hù)、利用和電流的線(xiàn)路保護(hù)、元件保護(hù)等）。若涉及兩套保護(hù)裝置，分別停用；在恢復(fù)電流回路連線(xiàn)，確認(rèn)電流回路正常后，方可將相應(yīng)保護(hù)裝置投入跳閘運(yùn)行。3）、在CT二次回路上工作前，應(yīng)查清回路，明確工作所在回路位置、所接保護(hù)裝置或其他設(shè)備工作情況，相鄰回路所接的保護(hù)裝置或其他設(shè)備情況，做到心中有數(shù)。同時(shí)，應(yīng)避免在工作中誤碰。4）、工作中必須采取措

11、施，防止造成CT二次回路兩點(diǎn)接地。三、某電廠(chǎng)5B聯(lián)絡(luò)變溫度保護(hù)誤動(dòng)105DL跳閘1、時(shí)間地點(diǎn)：2007年1月27日某電廠(chǎng)2、事故經(jīng)過(guò)：2007年1月27日10:00某電廠(chǎng)5B聯(lián)絡(luò)變溫度過(guò)高保護(hù)動(dòng)作105DL跳閘。3、檢查情況檢查發(fā)現(xiàn)上位機(jī)顯示溫度與本體測(cè)溫表顯示溫度相差20度。4、原因分析上位機(jī)溫度測(cè)點(diǎn)的模擬電阻受戶(hù)外溫度影響較大，比實(shí)際溫度高了20度，從而導(dǎo)致溫度保護(hù)誤動(dòng)作。5、采取措施改進(jìn)上位機(jī)溫度測(cè)量方式，使之能夠準(zhǔn)確地測(cè)量到實(shí)際溫度；按反措要求實(shí)現(xiàn)一段動(dòng)作于信號(hào)，二段動(dòng)作于跳閘，一段閉鎖二段的邏輯進(jìn)行整改。四、某電廠(chǎng)線(xiàn)路過(guò)電壓保護(hù)誤動(dòng)作1、事故時(shí)間及地點(diǎn)2006年4月6日11時(shí)01分2

12、5秒，某電廠(chǎng)發(fā)生500kV線(xiàn)路1#保護(hù)屏RCS-925A保護(hù)裝置過(guò)電壓保護(hù)動(dòng)作。跳開(kāi)500kV5002斷路器（邊開(kāi)關(guān)）、5003斷路器（中開(kāi)關(guān)），同時(shí)發(fā)遠(yuǎn)跳信號(hào)。2、事故經(jīng)過(guò)某電廠(chǎng)發(fā)生500kV線(xiàn)路1#保護(hù)屏RCS-925A保護(hù)裝置過(guò)電壓保護(hù)動(dòng)作。跳開(kāi)500kV5002斷路器（邊開(kāi)關(guān)）、5003斷路器（中開(kāi)關(guān)），同時(shí)發(fā)遠(yuǎn)跳信號(hào)。3、原因分析用于該回路的PT星形繞組公共端未接地，N線(xiàn)未接通，而負(fù)荷的中性點(diǎn)接地，用圖示意如下：根據(jù)檢查結(jié)果和保護(hù)裝置打印的故障波形進(jìn)行初步分析，在PT繞組側(cè)中性點(diǎn)未接地，且N線(xiàn)未接通，負(fù)載側(cè)N線(xiàn)接地的情況下，如果因?yàn)槟承┰驅(qū)е码妷夯ジ衅鞫位芈稟相接地，就會(huì)將A相電

13、壓引至負(fù)載中性點(diǎn)N線(xiàn)，使原來(lái)B相負(fù)載感受的相電壓U變?yōu)橄嚅gBN電壓UBA(1.7UBN),使原來(lái)C相負(fù)載感受的相電壓UCN變?yōu)橄嚅g電BABNCN壓UCA(17Ucn)，超過(guò)過(guò)電壓整定值Udz"3%，T=o.5s。從而使過(guò)電壓保護(hù)動(dòng)作。事后調(diào)查得知，在本次過(guò)電壓保護(hù)裝置動(dòng)作時(shí)正好有施工單位在屏后剝接GPS對(duì)時(shí)所用電纜(并且當(dāng)時(shí)未開(kāi)工作票)，可能通過(guò)電纜外層銅質(zhì)屏蔽層使UA電壓端子與地接通。檢查中還發(fā)現(xiàn)，由于設(shè)計(jì)院在圖紙中未標(biāo)明電壓回路用空開(kāi)的具體型號(hào)，施工單位在施工過(guò)程中便未按設(shè)計(jì)圖紙施工，即未在線(xiàn)路PT二次端子箱內(nèi)加裝二次空開(kāi)。4、采取措施4.1認(rèn)真對(duì)PT二次回路中的接地點(diǎn)進(jìn)行排查，

14、確保PT二次N線(xiàn)有切只有一個(gè)接地點(diǎn)，并確認(rèn)N線(xiàn)回路的連通性。4.2經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)短路接地試驗(yàn)對(duì)PT二次空開(kāi)進(jìn)行選型，在線(xiàn)路PT端子箱內(nèi)加裝了PT二次空開(kāi)后，斷開(kāi)空開(kāi)測(cè)量PT繞組和負(fù)荷側(cè)電阻,三相平衡。4.3認(rèn)真吸取事故的經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，加強(qiáng)設(shè)備現(xiàn)場(chǎng)管理，嚴(yán)格執(zhí)行“兩票”制度。4.4加強(qiáng)對(duì)施工單位作業(yè)管理，把好設(shè)備的驗(yàn)收試驗(yàn)關(guān)和安全技術(shù)措施關(guān)。特別是在運(yùn)行設(shè)備上的作業(yè)，要求提前制定好施工方案和安全技術(shù)措施，經(jīng)批準(zhǔn)后嚴(yán)格執(zhí)行。同時(shí)要求電廠(chǎng)人員深入到各個(gè)階段，對(duì)發(fā)現(xiàn)的問(wèn)題以及不合理的地方及時(shí)進(jìn)行改進(jìn)。五、某變電站非電量保護(hù)誤動(dòng)1、事故時(shí)間地點(diǎn)2005年3月4日3時(shí)07分，220kV某變電站。2、事故經(jīng)過(guò)#3主變

15、重瓦斯、主變輕瓦斯、壓力釋放、冷卻器全停及主變溫度高五個(gè)非電量保護(hù)動(dòng)作，#3主變中、低壓兩側(cè)開(kāi)關(guān)跳閘。3、原因分析某變電站#3主變非電量保護(hù)（許繼日立公司SXB-10型）中間繼電器的動(dòng)作功率?。ㄖ挥?瓦）、動(dòng)作速度過(guò)快（約3ms）,不符合電力系統(tǒng)繼電保護(hù)及安全自動(dòng)裝置反事故措施要點(diǎn)的規(guī)定。主變本體保護(hù)出口繼電器線(xiàn)圈兩端僅并聯(lián)了一個(gè)續(xù)流二極管，但沒(méi)有保護(hù)電阻；本體保護(hù)出口跳閘正負(fù)電源端子相鄰，不符合反措要求。在意外干擾情況下，上述5個(gè)非電量保護(hù)同時(shí)動(dòng)作，17ms之后變壓器斷路器跳閘，經(jīng)檢查#3變壓器無(wú)故障及異常。4、采取措施4.1 聯(lián)系廠(chǎng)家更改該保護(hù)裝置的非電量保護(hù)中不符合要求的部分。4.2 在

16、運(yùn)行期間加強(qiáng)維護(hù)工作的管理，保證保護(hù)裝置安全穩(wěn)定的運(yùn)行。六、某變電站#1主變保護(hù)零序方向過(guò)流I段拒動(dòng)事故1、事故時(shí)間地點(diǎn)2005年2月17日20時(shí)57分，某110kV變電站2、事故經(jīng)過(guò)2005年2月17日20時(shí)57分，某變電站A110kVL1線(xiàn)進(jìn)入負(fù)荷廠(chǎng)區(qū)的29#鐵塔戶(hù)外電纜終端頭發(fā)生C相接地轉(zhuǎn)B、C相兩相永久性接地故障，llOkV線(xiàn)路開(kāi)關(guān)跳閘，重合不成功后，llOkV線(xiàn)路接地距離和零序II段保護(hù)后加速動(dòng)作，第二次跳閘時(shí)，開(kāi)關(guān)拒動(dòng)，造成該站#1主變?nèi)齻?cè)開(kāi)關(guān)、#2主變高壓側(cè)開(kāi)關(guān)越級(jí)跳閘，之后，與變電站A通過(guò)110kVL2線(xiàn)相連的110kV變電站B內(nèi)的#1主變、#2主變間隙過(guò)壓保護(hù)跳閘。3、原因分

17、析故障前變電站A#1、#2主變并列運(yùn)行，220kV、110kV中性點(diǎn)均在#1主變接地，220kV母線(xiàn)并列運(yùn)行，110kV母線(xiàn)并列運(yùn)行。故障前變電站A主接線(xiàn)示意簡(jiǎn)圖如下：故障前系統(tǒng)接線(xiàn)示意簡(jiǎn)圖110kV線(xiàn)路發(fā)生永久接地故障，開(kāi)關(guān)拒動(dòng)后，按保護(hù)配合原則，#1主變llOkV側(cè)零序方向過(guò)流I段保護(hù)應(yīng)動(dòng)作，但#1主變零序方向元件接反，將正向故障判為反向，導(dǎo)致#1主變零序方向過(guò)流I段保護(hù)拒動(dòng)(4.5A1.5跳母聯(lián)2.0跳本b110kV母聯(lián)開(kāi)關(guān)和#1主變110kV側(cè)開(kāi)關(guān)未跳閘，當(dāng)故障持續(xù)4s后，由不帶方向的零序過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，跳開(kāi)#1主變?nèi)齻?cè)。#1主變?nèi)齻?cè)跳開(kāi)后，該變電站llOkV系統(tǒng)變?yōu)椴唤拥叵到y(tǒng)，當(dāng)時(shí)110kV線(xiàn)路故障依然存在，中性點(diǎn)不接地的變壓器在中性點(diǎn)產(chǎn)生過(guò)電壓，因此與該站通過(guò)110kVL2線(xiàn)相連的變電站B內(nèi)的#1主變、#2主變間隙過(guò)壓保護(hù)達(dá)到動(dòng)作定值而跳閘。由于變電站A110kV母聯(lián)未設(shè)專(zhuān)用母聯(lián)保護(hù)，在此種情況下無(wú)法跳閘，使得2#主變與故障點(diǎn)無(wú)法隔離，此時(shí)故障進(jìn)一步轉(zhuǎn)換為BC相永久性接地故障，#2主變通過(guò)高壓側(cè)復(fù)壓過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，#2主