完整word版电力系统研究所事故分析报告.docx
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完整word版电力系统研究所事故分析报告
2007年电力系统事故分析报告集
（内部培训教材）
华北电力科学研究院有限责任公司
电力系统研究所
2008年3月
1．天津马集110kV变电站WBZ—500H变压器保护误动事故分析李钢邓炜
2．华能高碑店电厂2215、2216线路保护缺陷处理情况郑立
3．大港电厂给水泵电动机启动时零序电流保护分析李烜4．京丰Ⅰ线京隆侧RCS－952A保护误动分析冯辰虎
5．安宋Ⅰ线安各庄侧CSL－103B保护误动分析钱锋
6．岱海电厂“4.17”事故分析李钢刘平冯辰虎钱锋
7．张家口发电厂一期6kV公用0IA段PT一次保险熔断故障分析张洁
8．霸州500kV变电站吴霸线MCD保护误动事故分析李钢
9．大港电厂给水泵电动机启动时零序电流保护分析李烜
10．张家口电厂7号机无功振荡情况分析苏为民吴涛
11．华老二220kV线路WXB-11C保护动作分析李钢路洁
12．姜家营500kV变电站3＃变故障分析孙集伟牛四清李钢刘平
13．姜家营500kV变电站2＃变故障分析李钢
14．京丰燃机电厂2201断路器C相拒动事故分析冯辰虎李钢
15．安各庄500kV变电站35kV电容器组故障分析马迎新李钢
天津马集110kV变电站WBZ—500H变压器保护误动事故分析
李钢邓炜
一．事故经过
天津马集110kV变电站接线方式为双回110kV进线、两台110/35/10kV变压器、多回35kV和10kV负荷线路，两台变压器正常为分列运行方式，变压器容量50MVA/台，变压器配置的电量保护为国电南京自动化股份有限公司生产的WBZ—500H微机保护，2002年12月投入运行.
2006年12月15日及2007年1月31日发生了两次马集变电站变压器低压侧10kV出线相间故障时WBZ-500H变压器保护误动的事故，保护误动原因分析不明，受天津电力公司的委托，华北电力科学研究院有限责任公司电力系统数字模拟检测实验室于3月22日至28日利用RTDS试验系统对事故进行模拟重现，并对装置进行了检测试验,主要目的是分析保护误动的原因.
二．试验及分析
1．空投正常变压器、故障变压器及区内、外金属性故障试验
对装置进行了常规的试验检查,包括空投正常变压器、故障变压器及区内、外金属性故障试验等。
空投正常变压器，保护可靠躲过励磁涌流不动作；空投故障变压器，保护可靠动作；区内金属性故障，保护可靠动作；区外金属性故障，保护可靠不动作。
对比试验录波和保护装置录波，两波形基本一致，电流大小也基本一样,尤其在区外故障电流非周期分量比较大时（非周期分量易导致TA饱和），保护装置电流波形未发生畸变（饱和），计算出差流约为0，说明本试验工况下装置的小TA性能良好，对电流的传变真实可信，另外根据本次试验所进行的区内、外故障及空投变压器等情况保护装置动作行为正确，说明在区内、外故障时故障电流通过TA变到二次电流未发生畸变（饱和）时,保护装置能够可靠运行、逻辑正常。
此项试验排除了2006年12月15日及2007年1月31马集变电站10kV出线故障、由于装置小TA性能不好造成装置产生差流进而导致保护误动的推测。
2．马集变电站保护误动装置录波分析
对比试验录波和事故时保护装置录波，两波形基本一致，电流大小也基本一样，可以肯定2006年12月15日马集变电站发生的故障应该是区外10kV出线AB相间故障,分析4B的波形，在故障后十几毫秒后出现了较大的差动电流，根据计算，此差动电流满足保护动作条件，保护因此动作，而试验中没有差流，故试验中保护未发生误动。
可以分析,保护动作的原因是因为计算有差流，而保护计算原理及装置的小TA在此工况下没有问题，应该是外部原因,根据事故录波波形，在故障后十几毫秒，10kV侧电流发生畸变（不是很明显，但已不是标准的正弦波形），导致产生差流，进而导致保护动作。
从故障录波可以看出，故障时电流非周期分量很大，马集变电站TA型号为5P20，当电流非周期分量比较大时容易产生暂态饱和，轻微暂态饱和一般发生的时间约在故障后十几毫秒，暂态饱和电流中二次谐波所占比例较大，马集变电站故障电流中二次谐波相对基波所占比例接近20％，从本次试验中可以看出未发生暂态饱和的电流中，二次谐波含量接近0。
由此可以判断保护误动的原因为变压器10kV侧TA在故障后发生暂态饱和所致.
3．TA饱和试验
从TA饱和试验波形中可以看出10kV侧A相电流发生比较明显的暂态饱和,差流IDIFFA也逐渐变大，此时装置录波饱和情况看的不明显，这是因为装置的小TA改善了电流波形,但差流仍然存在。
由此可见，TA饱和会产生差流，饱和到一定程度满足差动动作条件后，保护将动作，尤其是暂态饱和,差动电流在故障后不会马上出现，而是在故障后十几毫秒TA饱和后才出现，马集变电站动作情况即是如此。
试验中逐渐加大TA饱和程度，保护出现误动。
最后，由于WBZ-500H保护投运较早，还不具备抗低压侧TA饱和的能力，这也是保护动作的原因。
三．事故分析结论
通过试验及装置实际故障录波可得：
2006年12月15日及2007年1月31日，马集变电站变压器低压侧10kV出线故障，WBZ-500H保护误动的原因是故障后变压器10kV侧TA发生了暂态饱和,发生暂态饱和的原因是故障电流较大，同时故障电流中非周期分量也较大，而TA型号为5P20所致。
另外，WBZ—500H保护投运较早，不具备抗低压侧TA饱和的能力，也是保护动作的原因。
四．采取措施
考虑到WBZ—500H保护投运较早，不具备抗低压侧TA饱和的能力，建议更换新的可以抗低压侧TA饱变压器保护。
华能高碑店电厂2215、2216线路保护缺陷处理情况
郑立
华能高碑店电厂华台一线（2216）、华台二线（2215）纵联距离保护（WXB-11C）在设备在2007年1月改造过程中，发现其高频保护的停信接点接线位置有异常,查相关图纸后确定其原始设计有误。
华台一、二线保护配置相同，均为允许式纵联距离保护WXB—11C和闭锁式纵联方向保护LFP-901A，通道采用电力载波,WXB-11所配音频接口原始端子排接线如下图所示：
11D
8
1n36
J111
9
11n211n35
10
11n221n38
J112
11
11n23
其中J111和J112自母差保护来，是母差停信接点；11n21、11n22为跳频2发信输入;11n21、11n23为跳频1发信输入，1n36、1n35为WXB—11C的启动发信接点，1n36、1n38为WXB-11C的停信接点。
按以上接线构成的回路，当线路正方向故障时,两侧保护将拒绝动作.
经与北京电力公司联系，确认其跳频1为纵联距离保护通道，跳频2为远方直跳通道，远方直跳功能由GIS中SF6密度低发出，该回路现已拆除，但对侧仍然保留了就地判别装置。
该回路的原理接线图我们认为应按照下图安装：
由于WXB—11C的高频保护是按照闭锁式设计,因此发信应采用TXJ接点启动，拆除了原接于11D9的1n35接线（启动发信接点）；GIS的SF6密度低发远跳回路根据电厂意见仍未接线，更改后的端子排图如下：
11D
8
J111
9
11n211n36
10
11n22
J112
11
11n231n38
十三陵电厂1、2号机高压侧断路器操作箱
电阻烧毁事故分析
刘苗
一．情况介绍
2006年底十三陵电厂1、2号机高压侧断路器操作箱进行了改造，改造后运行发现操作箱内跳闸回路电阻发热直至烧毁。
二．事故分析
2007年2月15日对十三陵电厂1、2号机高压侧断路器操作箱NR0521A板电阻发热事故进行分析,由于该厂1、2号机组在灭磁开关跳开和非电量跳闸接点未复归时，一直启动断路器操作箱（南瑞CZX-22R）中两路三跳回路，导致该回路中抗干扰电阻回路因电流大而发热烧毁。
三．解决措施
经与电厂技术人员、南瑞继保现场服务人员和华北设计院设计人员共同协商两套方案：
1。
取消抗干扰电阻；
2.将抗干扰电阻引至操作箱外,并联至原STJ回路,同时并联中间继电器，当灭磁开关跳时启动该中间继电器,其接点断开抗干扰电阻回路。
上述两种方案均可解决抗干扰电阻发热和烧毁的问题。
303
方案1：
方案2：
大港电厂给水泵电动机启动时零序电流保护分析
李烜
一．保护动作经过
大港电厂1号机组厂用电系统在2007年3月机组大修期间进行了改造，更换了高厂变、高厂变中性点电阻柜、6kV开关柜、6kVCT、6kV电缆、零序CT等一次设备，一次系统接线方式不变，高厂变中性点接地电阻为200Ω.
2007年4月，1号机组给水泵启动时出现了给水泵电动机零序保护动作的情况，经将定值从改造前的1。
5A调整到3。
5A后，启动时零序保护未动作，但在下次启动时又出现零序保护动作的情况。
电厂相关人员已对相关一次设备（包括电动机、开关、电缆、CT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。
为了解一次电气设备是否有异常,我公司高压和系统专业共同对给水泵电动机启动时相关电压和电流量进行了测量.
1.电气系统情况
高厂变:
额定容量40MVar、额定电流3849A
给水泵电动机：
额定功率5000kW、额定电流550A
给水泵电动机零序CT：
原变比：
1500A/1A；后改为40/5A
零序电流保护型号及整定值:
原型号AE-102A（1.5A0。
2S）;现型号MPW—4A（启动4。
8A0。
5S、运行1.5A0。
5S）
2.录波图
2.1给水泵电动机启动电流波形及放大波形
图1 三相启动电流包络线（注：
毛刺为测量干扰所致）
图2 启动电流放大图
2.2给水泵电动机启动零序CT测得电流波形及三相CT计算求得电流包络线及波形
计算包络线
测量包络线
计算波形
测量波形
图3 三相启动电流包络线（注：
毛刺为测量干扰和数值采样所致）
2.3
相电压包络线
6kV母线相电压、开口三角电压包络线及放大波形
开口三角电压波形
相电压波形
开口三角电压包络线
图3 6kV母线相电压、开口三角电压包络线及放大波形
二．保护动作分析
1。
由电动机启动电流包络线（图１）及放大波形（图２）可见，Ist=3464A=6。
3In，启动时间Tst=3。
5S，波形正常，无谐波。
2.由图３可见，零序电流CT测得的启动时及稳态时零序电流波形正常，无谐波，3I0∣t=1S=2。
75A，稳态测得的3I0＝0。
22A；另外，由三相电流CT测得数值计算得到的3I0=Ia+Ib+Ic明显大于零序电流CT测得值，Ia+Ib+Ic∣t=1S=32.2A，稳态计算值Ia+Ib+Ic＝3。
42A。
可见由于三相电流CT间角差、比差的误差叠加,计算得到的零序电流的误差是很大、不可信的。
3。
由图4可见,由于启动时负载电流峰值达到7600A，造成高厂变（低压侧额定电流3849A）铁心短时饱和,导致6kV母线电压中产生三次谐波分量，该现象为正常现象。
4.电动机零序电流保护是相对地保护方式之一。
由于本系统为中性点中阻接地方式，当电缆或电动机本体发生相对地短路故障时，短路电流为：
Id=Un/√3/R0=6000/√3/200=17.3A，
同时，保护定值还应考虑避开启动时的零序CT的测量误差.如果未发生单相接地故障，理论上讲3I0=Ia+Ib+Ic＝0，于零序CT为穿心式CT，三根电缆应完全几何对称，若不完全对称，在一次电流Ia+Ib+Ic不为0时，二次绕组也将出现感应电流3I0,且一次电流越大3I0越大,这与图3中3I0的包络线可以吻合，启动时一次电流峰值达7600A，有效值达6。
3In，而额定空载电流仅0。
21In；零序CT二次电流在启动时偏差明显远大于稳定时偏差。
5。
根据本次测量结果,为避开启动时零序CT的测量误差，避免误动，应将零序保护定值设在5A以上。
同时考虑到保护灵敏度,该保护定值可设为5A、0。
5S。
三．采取措施
根据测量和分析结果，1号机组给水泵电动机电气系统正常，启动时零序保护动作是因零序保护定值偏低、未避开启动时零序CT测量误差而引起，可将零序保护定值设在5A以上，同时考虑到保护灵敏度，该保护定值可设为5A、0。
5S。
京丰Ⅰ线京隆侧RCS－952A保护误动分析
冯辰虎
一、事故经过
2007年04月04日进行内蒙古丰镇的京隆电厂500kV升压站受电，按照启动受电方案，由丰泉站通过京丰Ⅰ线、京丰Ⅱ线对京隆电厂500kV升压站充电,京丰Ⅰ线于13：
40两侧开关合闸完成，线路带电。
18：
39时,京丰Ⅰ线京隆侧的过电压保护RCS－925A动作，跳开本侧的5012、5013断路器,同时给丰泉站侧发远跳信号,丰泉站侧的就地判别保护收到远跳信号后,判别本线路低功率，也跳开本侧断路器。
期间无其他保护动作，故障录波器起动录波.
二、事故分析
京丰Ⅰ线、京丰Ⅱ线的线路长度较短,只有8kM左右，通过以下分析，不可能是一次系统出现过电压：
1．京丰Ⅰ线的两套过电压保护只动作一套，另一套CSC－125A过电压保护连启动都没有。
2．京丰Ⅰ线RCS－925A保护的动作波形三相都有畸变,畸变后的有效值大于过电压定值，而不是标准波形升高大于过电压定值.
3．京丰Ⅰ线RCS－925A保护所用的PT二次回路是取线路CVT二次的第三圈，此第三圈同时提供给故障录波器和失步解列装置用，而故录打印故障时刻的波形来看，其电压波形为标准的正弦波。
由此可见，RCS－925A保护的动作是属于二次回路缺陷引起的误动，分析RCS－925A保护打印的动作波形,三相畸变的形状像是N线断开的情况,于是对二次PT回路进行检查，最后发现RCS－925A保护装置内交流输入插件中，有一根插针松动,通过查保护装置说明书，此插针恰是把装置外的N回路引入装置内的N回路。
三．采取措施
通过对此插针进行加固处理后，再投入保护，打印电压波形，其波形已恢复为标准的正弦波。
安宋Ⅰ线安各庄侧CSL－103B保护误动分析
钱锋
一．事故经过
1、故障过程:
2007年04月06日05时31分31秒,安宋I线发生B相接地故障，保护一RCS-901A动作跳开B相、保护二CSL-103B动作跳开ABC三相。
2、运行方式：
正常运行方式2213开关运行状态。
3、故障报告:
2007年04月06日05时31分31秒录波起动，保护一RCS-901B相跳闸动作、602ms闭重三跳开入变位，保护二CSL-103B30.8msB相跳闸出口，107ms保护单跳启动重合闸，592。
4msA、C相跳闸出口，597ms闭锁重合闸（重合闸时间0.5s），B相故障持续时间59。
8ms，波形正确。
故障电流为14kA（有效值）,最低电压为29。
2217V（二次值），故障测距为距离顺义侧8.45kM。
4、保护动作行为：
RCS-901A:
工频变化量动作11ms
纵联变化量方向29ms
纵联零序方向29ms
距离一段动作30ms
故障初始选相B相
CSL-103B：
分相电流差动动作23ms
距离一段动作27ms
保护单跳启动重合闸107ms
零序四段加速动作573ms
闭锁重合闸597ms
初始选相B相
除CSL-103B保护装置加速三跳外,其它保护动作符合保护逻辑,动作正确.
保护动作次数：
7次，其中重合闸动作0次。
二．事故分析
由录波图及保护动作保告等信息基本可以判断CSL—103B保护动作行为出现异常,2007年4月6日20：
30申请退出CSL-103B全屏保护,做试验分析误动原因.
1）封CT回路后打开CT回路,打开PT回路，检查零漂，三相均在0.05-0.06安培之间。
2）通电压电流采样CPU采样均正常。
3）A、C相加入0.23A故障时负荷电流检查对B相的影响，B相最大为0.1A。
4）故障模拟（因测试仪故障再现软件不能使用，只能用状态序列模拟）
保护逻辑：
单相故障切除后非全相运行时,检测到故障相无流后，延时400ms进入故障相有流检测，如果大于有流判据0.1A，此时零序电流也大于门槛值，四段加速动作永跳三相。
相对时间107ms保护单跳启动重合闸，重合闸延时500ms，所以正常应在607ms重合闸动作,但在切除单项故障后400ms，此时重合闸还未到动作时间,零序电流也达到I04门槛值，由于装置内部判定B相有流，致使在重合闸未动作之前，相对时间573ms零序IV段加速动作永跳闭重。
根据厂家的逻辑，突变量启动后,程序首先判断L1（零序一段）压板是否投入，若不投入,直接进行各相是否曾经有流的判别，根据装置存储的故障报告分析,其判断各相是否有流时，数据窗取到了启动前，A相有正常的负荷电流，故障时,A相由于负荷分量和故障分量的叠加，其电流近似为零,故保护判断为A相无流,故障切除后，A相恢复为负荷电流，保护又判断为有流，且零序电流也达到I04门槛值，保护误认为A相重合于故障，故启动重合后加速进行三跳。
此问题的关键就是一开始判断各相是否有流时，数据窗取到了启动前的负荷电流处，按正常的逻辑是取启动后的量.厂家的说法是这是程序的一个BUG，由于判断电流需要好几个数据窗，时间就推到了启动前。
厂家另外提出,在L1（零序一段）压板投入的情况下，程序先进行是否满足零序一段条件的判别，此判断大约要20ms~50ms的时间,若不满足零序一段条件，再转为进行各相是否曾经有流的判别，这样的话，判断各相是否有流时，数据窗不会取到启动前.
三．采取措施
由于目前网内应用的同类型保护很多，若都对程序进行修改，停电安排很困难，工作量也很大，是否会引起其他问题厂家也不能保证.厂家的建议措施是投入零序一段保护的压板,在定值中把零序一段电流设成最大，以此来避免类似的故障。
岱海电厂“4.17”事故分析
李钢刘平冯辰虎钱锋
一．事故概述
2007年4月17日20时51分,岱海电厂在进行220kV系统二期厂用电受电时，220kVI母已经充电正常,正准备操作合212—1刀闸时，500kV升压站5012开关跳闸，经18秒后5013开关跳闸，造成＃1机组停运。
20时54分,500kV升压站5021、5022开关跳闸，＃2机组停运。
二．事故前电厂运行状况及运行方式
内蒙古岱海发电有限责任公司一期工程为2台600MW燃煤火电机组，通过海万双回500kV线路接入华北电网，电厂500kV升压站采用一个半断路器接线方式，共2个完整串，1号发电机变压器组与海万Ⅰ构成1个完整串、2号发电机变压器组与海万Ⅱ线构成1个完整串。
220kV变电站为双母线接线方式，两回220kV线路到海城220kV变电所，还有两台220kV电厂启动/备用电源.
事故前220kVI母已经充电正常，220kV海岱Ⅰ线运行;500kV升压站Ⅰ、Ⅱ母线运行,第一串5011、5012、5013成串运行，第二串5021、5022、5023成串运行,500kV海万Ⅰ、Ⅱ回线运行；＃1、#2机组负荷均为580MW，机组运行正常，500kV系统运行正常，220kV系统正在恢复，机组无备用电源。
三．事故详细经过
1、220kV受电操作及恢复经过
海岱Ⅰ回220kV线路通过251-6隔离刀闸、251开关、251-1隔离刀闸带Ⅰ母线及Ⅰ母PT运行，母联开关212及其两侧刀闸212-1、212-2均处于断开状态,海岱Ⅱ回220kV线路受电工作结束.
20：
28按照乌盟调度令断开252开关及其二次回路开关；20:
30按照乌盟调度令断开252—2隔离开关及其二次回路开关；20：
32按照乌盟调度令断开252-6隔离开关及其二次回路开关；20：
33验明252-6隔离开关线路侧三相确无电压；20：
43按照乌盟调度令合上海岱Ⅱ回线岱海电厂侧252-617线路接地刀闸；20：
44检查海岱Ⅱ回线岱海电厂侧252—617线路接地刀闸三相确已合好，海岱Ⅱ回线路转为检修状态并汇报乌盟调度。
20：
49接乌盟调度“合上母联间隔212—1、212—2隔离开关、合上212母联开关操作令"，就地对212-1隔离开关、212-2隔离开关、212母联开关位置进行了确认，远方NCS画面正在五防机进行图形开票和逻辑判断。
20:
51：
23运行人员发出220kV母联212—1刀闸合闸遥控执行命令，20：
51分升压站照明消失，同时听到机组侧安全门排气声音，集控室操作人员报告一号机组跳闸，立即停止220kV站内操作.
20：
51分＃1机组跳闸后，立即联系乌盟区调，恢复#1启备变运行，此时01启备变为冷备用状态，立即进行了01启备变由冷备用转运行操作，即：
就地手摇合上201-1隔离开关（动力电源消失）、远方合上01启备变高压侧201开关，01启备变充电成功后立即将两台机组6kV母线备用电源开关进线开关恢复热备用，随即分别合上10BBA03、10BBB03、20BBA03、20BBB03开关将两台机组四段失电的高压母线全部恢复送电.
21：
08分＃1启备变恢复运行；21：
16分#1、＃2机组6kV厂用电分别恢复正常；21：
29分6kV公用段恢复，之后进行机组的各项恢复工作.
2．220kV变电站受电时调试工作及分析
岱海220kV变电站受电过程中，220kV海岱Ⅰ回线单带220kV变电站Ⅰ母线运行，调试人员发现220kV海岱Ⅰ回线251间隔、1号启备变201间隔到母差保护屏的刀闸位置不对。
在运行人员的许可下，调试人员对201—1、201-2刀闸控制箱和201断路器集中控制箱进行了检查，发现到母差保护屏的常开接点错接为常闭接点。
通过查设计院图纸发现图纸的设计有误，施工单位按照设计图纸接线造成接至母差屏刀闸位置和实际要求不符，调试人员准备将刀闸接点接线位置从X：
83、X：
84（常闭接点）改至X：
39、X：
40（常开接点）端子.先改正201-1及201—2刀闸控制箱的回路,下一步将要改正251-1刀闸控制箱内的回路，开关站里突然停电，并听到机组侧发出很大声响。
3．事故时相关断路器及保护动作情况
2007年04月17日，20：
51NCS画面发5012、5013、5021、5022开关跳闸报警信号,#1、2机组跳闸；＃1机ETS发出“发电机跳闸”；#1机发变组保护E屏发“系统保护联跳”、“机组紧急停机”、“发电机断水”,#1机发变组保护A、C屏发“发电机过频”信号。
＃2机发变组保护E屏发“系统保护联跳”、“发电机断水”,#2机发变组保护A、C屏发“逆功率t1”、“逆功率t2”、“程序逆功率”信号，由于无备用电源，厂用电失去。
220kV母线保护屏1（南自厂B750型）发“TV断线（也代表电压开放信息）”、“互联状态"、“刀闸变位”告警灯亮。
220kV母线保护屏2（南瑞复合电压闭锁RCS—918型）发“电压开放"、“一母开放”、“二母开放"灯亮，220kV母线保护屏2（南瑞RCS—915型）发“位置报警”灯。
500kV5012、5013断路器保护屏操作箱I、II线圈“TA、TB、TC”跳闸灯亮。
#1发变组保护及相关断路器动作时序情况：
（1）2007年4月17日20时51分08秒406毫秒,5012开关掉闸。
（2）20时51分26秒287毫秒，5013开关掉闸。
（3）20时51分26秒371毫秒,#1机系统联跳动作（作用于发电机全停）
（4）20时51分26秒414毫秒,6kV1A开关跳。
（5）20时51分26秒417毫秒，6kV1B开关跳。
（6）20时51分26秒470毫秒,#1机灭磁开关跳。
（7）20时51分40
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