电力系统继电保护典型故障分析案例.docx
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电力系统继电保护典型故障分析案例
电力系统继电保护典型故障分析案例
电力系统继电保护典型故障分析案例
线路保护实例一:
单相故障跳三相
某220kV线路发生A相单相接地故障,第一套主保护(CKJ-2)发出A相跳闸令,第二套主保护(WXB-101)发出三跳相跳闸令。
原因分析:
由于两面保护屏的重合闸工作方式选择开关把手不一致造成。
保护是否选相跳闸,与重合闸工作方式有关。
当重合闸方式选择为单重和综重时,单相故障跳开单相,而当重合闸方式选择为三重和停用时,任何故障都跳开三相
两套保护时一般只投入一套重合闸。
另一套保护屏的重合闸出口压板应在断开位置。
由于另一套保护的中重合闸方式选择放在停用位置,致使该保护发出三跳命令。
线路保护实例二:
未接入外部故障停信开关量
某变电所母线PT爆炸,CT与开关之间发生三相短路,电厂侧高频保护拒动。
由后备保护距离II段跳闸。
故障发生后,由于对高频保护来说,认为是外部故障,变电所侧高频保护一直处于发信状态。
将电厂侧高频保护闭锁。
变电所侧认为母线故障,母差保护动作。
事故后检查发现,高频保护没有接入母差停信和断路器位置停信。
微机保护的停信接口:
1、本侧正方向元件动作保护停信。
2、其它保护动作停信(一般接母差保护的出口)。
3、断路器跳闸位置停信。
线路保护实例三
微机保护没有经过方向元件控制而误动出口。
问题:
整定中,方向元件没有投入。
硬压板,软压板(由控制字整定)
1、二者之间具有逻辑“与”的关系。
缺一不可。
2、硬压板:
保护屏上的实际压板。
3、软压板:
在软件中通过定值单中的控制字的某位为1或0控制保护功能的投退。
线路保护实例四:
1993年11月19日,葛双II回发生A相单相接地故障,线路两侧主保护60ms动作跳开A相。
葛厂侧过电压保护(1.4UN/0.3S)于420ms动作跳开三相,重合闸被闭锁。
联切葛厂两台机投水阻600MW,切鄂东负荷200MW。
事故原因分析
1、PT接线图
2、接线的问题:
(1)PT三点接地,违反《反措要点》,PT二次侧中性线只允许一点接地。
(2)开口三角的N与两星形中性线相连,违反《反措要点》,PT二次回路与三次回路独立。
(3)多点接地造成PT开口三角经电阻短路。
(4)电压互感器两组星形中性线在开关厂相连,违反《反措要点》,中性线从开关厂至保护室之间相互独立。
3、误动原因:
葛厂母线电压一般为:
540kV
PT变比:
与
由向量图可得:
所以:
PT二次电压:
线路保护实例五:
电流互感器极性接反引起高频保护误动
1998年3月27日20点11分,某电网220KV线路1由于雷击发生AC相短路,线路1两侧的高频保护(WXB-11C,WXB-15)正确动作。
然而线路2两侧的方向高频保护(WXB-15)同时误动跳开线路2。
在线路2恢复供电后,21点25分,线路1又发生BC两相故障,线路2的方向高频保护再次误动。
事故原因:
事故后检查发现,电厂侧线路2的两套保护的电流互感器极性接反,致使电厂侧的方向元件误判,而系统侧本来就是正方向,所以造成保护误动。
电网接线图如下:
线路一48MW
58MW
线路二丙站
24MW
220KV乙站
电厂系统
发电机差动保护误动原因分析
1定值整定不合理
发电机二次额定电流为3.59A
其最小动作电流为0.5A,相当于额定电流的0.14,比率制动系数为0.2,拐点电流为发电机额定二次电流。
发电机在并网时因冲击电流过大造成保护误动。
显然,保护的最小动作电流整定太小,比率制动系数偏低。
重新修改定值为:
最小动作电流为0.3额定二次电流,比率制动系数为0.4,拐点电流为0.7-1.0倍额定电流。
2发电机机端与中性点两侧的电流互感器特性差别大
西北某发电厂的400MW机组,定子额定电流为14256A双Y接线
机端CT变比为18000/5,中性点为每分支CT变比9000/5,两CT并联。
另加中间变流器为2/1。
1997年月上旬,距电厂较远的330线路上发生A相单相接地故障,发电机差动保护误动,经检查发现,发电机中性点侧的TA在500V左右开始出现饱和,而机端TA在700V时仍保持线性,这样在外部故障的暂态过程中,两侧CT的特性差异使差回路有电流造成保护误动。
西北某电厂5号机组为6MW,与同容量另一台机组构成大单元接线,经110KV母线与系统联系。
1998年3月18日,110KV出线发生AB相间短路,5号发电机差动保护误动。
事故后检查了A相差动的TA特性,发现中性点侧与机端的TA特性有很大的差异。
中性点TA的饱和电压只有20V,而机端TA的饱和电压达200V。
变压器差动保护拒动原因分析
1动作电流过大,灵敏度低
1996年7月13日,1号主变高压侧(220KV)B相穿墙套管折断,但不接地(相当于一相断开)1号主变差动保护拒动。
中性点零序保护动作,先跳开3、4、5号不接地变压器(变压器经间隙接地)
后又跳开1、2号接地变压器。
造成全厂停电。
原因是主变差动保护灵敏度低,而零序保护设计不合理。
由于采用的是老的BCH电磁型继电器构成的差动保护,整定电流为1.3倍变压器额定电流,在非全相时灵敏度不够,差动保护拒动。
由于非全相有零序电流,所以零序保护先跳不接地变压器,因1号变非全相仍有零序分量,继而跳开1、2号变压器。
2微机保护的软件和硬件问题
某变电站1号主变为90MVA。
有两套微机变压器保护。
差动保护为二次谐波制动和比率制动特性,设有断线闭锁,差动速断。
1998年6月27日,由于1号主变220KV侧隔离开关操作机构箱内受潮,操作回路绝缘下降,引起隔离开关带负荷自动分闸,造成弧光短路。
事故后1号主变差动保护拒动。
对侧5条线路的距离二段动作,将5条线路全部切除,事故扩大为3个220KV变电站,11个35KV变电站,1个燃汽轮机发电厂全部停电。
检查发现,故障点在变压器差动保护区内。
故障电流二次值为116A。
对保护装置进行实验检查发现,当电流大于80A时,A/D芯片溢出,采样得出的电流为0.2-0.3A。
另外,在故障电流大于80A时,断线闭锁判为电流回路断线,故两套差动保护均拒动。
变压器差动保护误动分析
1电流互感器极性错误
1997年4月21日10时58分,某厂2号主变压器差动保护区外故障误动。
事故后检查发现是电流互感器的极性错误所致。
1992年10月4日,某变电站330KV出线上发生故障,线路保护动作后重合闸动作,重合后又三相故障,此时1号变压器差动保护动作,切除变压器。
检查结果,330KV侧差动保护C相的极性接反造成外部故障差动保护误动。
1992年8月1日,因下雨1号主变330KV侧C相CT因闪络损坏,更换CT后因负荷太小没做实验,因而没发现C相CT极性错误。
1997年4月21日10点58分,某电厂2号主变差动保护在区外故障时误动。
1998年2月17日,某变电站1号主变差动保护在区外10KV出线上故障时误动。
两次误动的原因均因为电流互感器的极性接反,造成外部故障时保护误动。
2CT二次回路绝缘不良造成
1999年7月26日13时,某变电站4号主变差动保护误动,无故障跳开各侧断路器。
原因是4号主变的110KV侧差动CT的二次C相电缆绝缘破损致使C相导线与CT外壳接地,将该侧C相二次电流短路,差动保护误动。
1999年10月25日,2号发电机-变压器组的主变差动保护A相差动保护误动,切除了2号发变组。
1999年10月27日,2号发电机-变压器组的主变差动保护A相差动保护再次误动,切除了2号发变组。
原因是2号主变差动保护低压侧的差动CT的二次回路绝缘不良,在由A相TA端子至保护屏二次电缆A相芯线处有绝缘破坏的地方,在开停机过程中,由于振动大致使电缆接地,A相TA短接,差动保护误动。
某变电站的4号主变压器,系容量为240MVA的三绕组自耦变压器,其差动保护是按间断角原理构成的晶体管保护装置。
1999年7月26日13时,4号主变的差动保护动作,无故障跳开变压器各侧断路器。
事故后检查发现4号主变的差动保护110KV侧的差动TA二次C相电缆芯线绝缘破损,致使C4221导线与TA外壳接地,将C相电流短路,因而出现差流,保护误动。
3整定错误
2008年4月21日17时30分,某变电站主变压器低压侧电抗器出口故障,主变压器差动保护区外故障误动。
事故后检查发现是由于整定错误(国外保护,补偿相位错误)。
1999年6月7日8点49分,某220KV变电站的10KV线路故障,10KV保护正确动作,1号变的差动保护误动跳三侧。
1号主变的保护为微机保护,变压器的220KV及110KV侧的TA二次电流为1A,而10KV侧的TA二次电流为5A,在整定保护的平衡系数时没有考虑到这一情况,致使在外部故障时保护误动。
4工作人员错误造成的误动
1996年11月12日17时,某变电站3号主变差动保护误动,切除了3号变压器。
事故后查明原因是运行人员操作错误所致。
在主变保护盘上,将旁路断路器的差动TA二次与变压器同侧差动TA二次都接入差动保护中,致使差回路出现电流,引起保护误动。
1998年2月25日,某变电站2号主变差动保护误动,切除了2号变压器。
事故后查明原因是误将110KV侧旁路断路器的差动TA二次接为星形,而变压器220KV侧差动TA二次为三角形接线,在用旁路代110KV侧的102断路器时,由于差回路出现电流,引起保护误动。
1999年9月7日,某水电厂在检修工作中,误将3号主变差动保护TA短接,从而造成差动保护误动。
2000年5月24日19点58分,某电厂的仪表班工作人员对4号变压器的仪表进行消缺,短接TA二次端子时造成一相TA二次对N线短接,从而一相差动保护误的动。
4变压器空载合闸时保护误动
某变电站1号主变容量为240MVA,配有两套JCD-11型晶体管差动保护装置,动作特性为比率制动和二次谐波制动。
1999年8月4日3点3分,在330KV侧3322断路器对1号主变充电时两套差动保护均误动,跳开充电侧断路器。
1999年8月4日3点37分,在330KV侧3320断路器对1号主变充电时两套差动保护均误动,跳开3320断路器。
整定二次谐波制动比为0.19,因充电时变压器的励磁涌流中二次谐波含量低于该整定值,故保护误动,将该项定值修改为0.16,再次投入变压器,保护没有误动。
5由谐波和整定不合理引起的变压器差动保护误动
某变电站为上世纪70年代投运的330KV变电站,有两台容量分别为240MVA和150MVA的变压器。
差动保护采用间断角原理的晶体管保护装置。
投运初期差动保护频繁误动,误动的特点是多发生在低负荷情况下。
误动原因分析:
(1)调试错误。
误将闭锁角整定为30度,应该是60-65度。
(2)谐波的影响。
在按间断角原理构成的差动保护中,采用电
抗变换器将电流转换成电压送至逻辑回路。
由于电抗器对谐波具有放大作用,故电流中的高次谐波(主要是三次谐波)对保护影响大,分析表明,当电流为三次谐波时,保护的变得容易动作了
发电机失磁保护中的UL-P元件误动
西北某厂装有4台容量为400MW的水轮发电机,每台发电机配有两套失磁保护,一套为微机型,另一套为集成电路型,每套均配有
UL-P元件。
运行中发现,当有功负荷较大时,两套保护的该元件便误动。
经检查分析,是由于发电机的转子电压中的交流分量太大引起的。
其中6次谐波分量最大。
当转子直流电压为132V时,交流分量电压达1000V,这样就影响了保护对转子直流电压测量的准确性。
当直流电压较低时,测量结果基本一致,而当直流电压较高时,测量结果相差很大。
在转子电压为250V时,保护侧测量值只有104V.
当发电机负荷增大时,转子直流实际电压增大,UL-P元件的动作电压也随之升高,但由于转子电压中交流分量的影响,和直流变换回路霍尔元件的非线性特点,保护实际感受电压降低,所以,该元件会误动。
发电机失磁造成的电网电压崩溃
1972年9月18日,某电厂容量为125MW的5号机组向电网送出的无功为130Mvar,上午8点44分发电机突然式磁,机组未装设失磁保护,于是又从电网吸收无功120Mvar,电网失去250Mvar的无功,枢扭变电站220KV母线电压降至158KV,(临界电压为168KV)
地区电压崩溃,系统发生振荡,运行人员手动切除失磁机组机部分负荷,振荡平息。
全网共切除负荷440MW,最长停电时间1小时10分。
发电机定子接地保护拒动
某厂6号机,容量为300MW,配置的定子接地保护为双频式100%定子接地保护。
1998年6月,6号机在运行中因故主汽门,发电机逆功率运行。
解列过程中发电机差动保护、发变组差动、匝间保护全动作,切除了发电机。
同时,发电机汽侧冒烟,操作盘上有TV断线信号,但定子接地保护未动作。
开盖检查发现,发电机汽侧端部有几根线棒被烧坏,定子线棒之间,线棒与定子铁芯间有放电痕迹,定子端部铁芯烧损,属于发电机出口发生两相接地短路。
拒动原因分析:
由于基波零序电压接地保护采用了TV断线闭锁措施,而本次故障断线闭锁错误闭锁了保护,导致定子接地保护拒动。
断线闭锁原理为比较匝间保护专用PT与保护用一般PT的电压差构成。
动作条件为:
式中不带撇的是指专用PT二次电压,带撇的是指保护用PT的二次电压。
当该式满足时,说明专用TV二次断线,反之则认为是保护TV二次断线。
专用TV的中性点与发电机中性点相连,而保护用TV中性点与地连接。
发电机在机端接地时,保护用TV三相电压之和为零序电压,约为100V,而专用TV各相电压不变,三相电压之和近似为零,故认为是保护TV二次断线,将定子接地保护闭锁。
发电机定子接地保护误动
某厂3号机,容量为300MW,配置的定子接地保护为集成电路型双频式100%定子接地保护。
动作方程为:
1997年,曾两次发生发电机三次谐波接地保护误动,后经检查发现,中性点TV的二次电压并没有引入保护装置,而是错误的将中性点CT的二次线接入保护。
因此,对保护来说,UN3始终为零,发电机运行时,机端总有一定的三次谐波电压,且随负荷增大而增加,所以满足动作方程,造成保护误动。
发变组大差动保护误动
该厂有两台300MW发电机,各自通过360MVA变压器连接在220KV高压母线上。
大差动保护为比率制动特性,采用二次谐波闭锁涌流,保护用TA分别取自发电机中性点、主变高压侧和高厂变低压侧。
1995年5月,1号机并网运行,2号机停运。
准备用2号主变通过2号高厂变带厂用电在由220KV母线对2号变充电时,1号机大差动保护误动。
经多次试验研究分析误动原因如下:
整定值为:
最小动作电流2A,拐点电流4A,二次谐波制动系数0.18。
试验结果表明,在2号变压器充电时,1号变压器产生了和应涌流,在一定条件下(合闸角几变压器剩磁)差流中的基波分量可能大于保护的定值,而二次谐波的含量小于18%。
另外,发现保护TA二次回路电流端子质量不好,有打火现象,保护装置中,2次谐波谐振回路一个电容虚焊。
发电机匝间保护误动
西北某电厂的一台125MW发电机,经升压变压器接到110KV母线上,发电机配有纵向零序电压的匝间短路保护。
1998年12月21日,110KV出线发生B相接地故障,故障持续时间100ms,匝间保护误动,切除发电机。
1998年12月24日,110KV另一条出线发生C相接地故障,故障持续时间100ms,匝间保护误动,切除发电机。
1999年1月21日,由该厂供电的某变电站110KV线路发生B相接地故障,故障持续时间100ms,匝间保护误动,切除发电机。
1999年2月24日,该厂110KV线路发生A相接地故障,故障持续时间100ms,匝间保护的零序电压元件误动,但由于该保护加了200ms延时,故未切除发电机。
误动原因分:
对发电机匝间保护多次误动进行了分析,匝间保护零序电压元件的定值为4V,检查保护装置,专用PT和动作电压,均发现问题。
在区外发生单相接地故障时(110KV出线),拍摄到一次专用PT开口三角的电压波形,如图所示。
406080100t(ms)
可见,在外部接地故障时,专用PT开口三角有较大的基波电压,有效值达8V,超过保护的定值。
实测匝间保护中零序电压继电器最长动作时间30ms,出口中间位快速中间继电器,动作时间不大于30ms,由于出口继电器带电流自保持,故外部故障持续时间大于70ms,保护必然误动。
为防止外部故障时匝间保护误动,在匝间保护零序电压元件动作后加一个延时回路,延时为200ms,当增加延时后,保护再没误动。
也可在匝间保护中增加负序功率方向元件,在外部故障时闭锁保护。