继电保护误动事故分析.docx
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继电保护误动事故分析
继电保护事故分析
（华北主网2009年）
华北电力调度通信中心
继电保护处
2009年12月
次数目录
一、1月16日托克托电厂500kV托源二线掉闸事故
二、1月25日十三陵蓄能电厂一号机故障事故
三、2月19日北京太阳宫电厂二号燃机掉闸事故
四、3月6日张家口电厂2245母联开关掉闸事故
五、3月8日大同二电厂500kV母联开关掉闸事故
六、3月8日托克托电厂一号机非停事故
七、4月20日北京220kV八里庄站和郑常庄电厂事故
八、5月6日上都发电厂二号机掉闸事故
九、5月19日上都发电厂一号机断口闪络保护拒动事故
十、5月25日上都发电厂三号机掉闸事故
十一、5月25日天津500kV北郊站三号变压器掉闸事故
十二、6月1日天津500kV滨海站二号变压器掉闸事故
十三、6月7日上都发电厂二号机掉闸事故
十四、6月22日大同二电厂大房双回线掉闸事故
十五、6月24日500kV霸州站5021开关掉闸事故
十六、8月3日潘家口蓄能电厂220kV母线保护误动事故
十七、8月20日500kV南门二线掉闸事故
十八、9月6日大同二电厂联变掉闸事故
十九、9月11日神头一电厂500kV神雁一线掉闸事故
二十、9月17日丰润热电一号机掉闸事故
廿一、9月19日上都电厂二号机5032开关掉闸事故
廿二、10月19日500kV霸州站二号主变掉闸事故
廿三、12月6日张家口电厂联变保护误动事故
一、1月16日托克托电厂500kV托源二线掉闸事故
（一）事故经过
2009年1月16日23时09分，500kV托（克托）（浑）源二线跳闸，托克托电厂侧MCD装置的过电压保护动作，浑源站侧远跳保护动作，两侧纵差MCD和纵差P544保护均未动作，两侧重合闸均未动作。
另托电侧报：
23时04分，托源二线电抗器保护、纵差MCD、500kV托源切机装置均发A相PT断线告警。
（二）原因分析
经查，MCD为过压保护动作，动作时A相电压为69.4V（保护定值为69V，3秒），B相电压为60.76V，C相电压为60.87V。
断路器5021和5022一线圈跳闸，远方就地判别装置动作，发远跳令跳浑源侧断路器。
现场检查MCD保护装置电压回路A--N直阻为140KΩ，B--N为4.2Ω，C—N为3.9Ω。
打开托源二线A相PT本体接线盒测量本体至就地端子箱二次电缆A751、N600，测量其电缆直阻分别为175KΩ、166KΩ。
其余组别二次电缆阻值均在3Ω之内。
测量A相PT二次四个线圈绕组阻值均为2Ω。
检查确定此次事故是由于托电侧托源二线PT二次引出线至端子箱的A相电缆断开（冻断，电缆芯线间绝缘未破坏），导致N600悬空，使A相电压升高到定值，致使过压保护动作。
如图分析如下：
当CVT引下线的N线断开后，延虚线方向将形成对地回路，在保护A相电压变换器上将得到UC2在C3、保护输入阻抗Z的分压。
C3电容是CVT变换器一、二次之间的匝间电容。
当保护输入阻抗Z足够大时，将达到过电压保护定值，造成装置MCD过压保护动作，跳开本侧开关，同时发远跳命令，造成浑源侧远跳保护动作跳闸。
（三）措施
现场已将A相PT本体接线盒至就地端子箱二次电缆全部更换为铠装电缆。
计划利用停线路检修机会，将托源四条送出线的PT、CT本体至端子箱的埋管电缆改成电缆沟敷设方式。
（四）过电压保护动作计算
当CVT引下线的N线断开后，延虚线方向将形成对地回路，在保护A相电压变换器上将得到500kV/√3通过C1、C3、保护输入阻抗Z的分压。
C3电容是CVT变换器一、二次之间的匝间电容。
当保护输入阻抗Z足够大时，将达到过电压保护定值。
过电压保护定值：
1.2倍额定电压（69.2V），3秒。
（1）计算C2电压
C1=5119pf；C2=72800pf；C3=151pf；
ZC1=1/ωC=621KΩ；ZC2=1/ωC=43.7KΩ；ZC3=1/ωC=21080KΩ
由于ZC3=21080KΩ较大，C3回路可不参与C1、C2的分压。
UC2=1.05×500×C1/（C1+C2）√3=19.914（kV）；
（2）计算保护感受电压
MCD及后备、过电压保护、电抗器保护、振荡解列、安自装置5套保护分别自端子箱引入PT电缆，每根长度200米。
电缆总长度为1000米。
按照0.022uf/百米计算，C电缆＝0.22uf；Z电缆=1/ωC=14.46kΩ。
Zmcd=200K；Zrcs=100K；
Zcsi=100K；
Zdkq=100K；Zzdjl=100K；Zaz=100K；
Z=Zmcd//Zcsi//Zdkq//Zzdjl//Zaz//Zrcs=18.1kΩ。
Z//Z电缆=（-14.46*18.1）/（18.1-14.46）=-71.9kΩ（容性）
设保护A相电压变换器上电压为U。
U＝19914*Z/（ZC3+Z）=19914*71.9/（21080+71.9）=67.7V
保护A相电压变换器上电压已经达到1.17额定电压，接近动作值1.2UN。
二、1月25日十三陵电厂一号机故障事故（一号机断路器辅助操作机构故障）
十三陵蓄能电厂有关一次系统图
（一）事故经过
故障前运行方式如图一所示，故障前十三陵蓄能电厂1#机组抽水调相开机启动中，准备抽水调相并网，1#主变压器中性点不接地运行。
2009年1月25日3时08分，一号机组抽水调相并网，2201的断路器失灵保护动作，跳开2201断路器及陵昌一线线路对侧断路器，陵昌一线线路停电，一号机组抽水调相启动过程中转停机程序。
现场检查发现1#机组2201断路器的A、B相在分闸，C相在合闸状态。
保护运行方式：
陵昌一线为带路运行方式。
即陵昌一线昌平侧由2246乙带路运行，投入昌平侧2246乙CSC-103A保护，十三陵蓄能电厂陵昌一线两套LFCB-102保护退出,CSC-103A保护投入。
（二）原因与处理
现地检查2201断路器的辅助操作机构，发现其C相的操作机构操作联杆轴销断裂，导致其开关触头位置与辅助二次接点不一致，造成1#机组瞬时并网后，由于2201断路器的C相辅助操作机构操作联杆轴销断裂，形成开关触头位置与辅助二次接点不一致，开关本体三相不一致保护动作（HWJa、HWJb、TWJc处于闭合状态），由于C相开关常开辅助触点仍处于打开状态，跳闸回路未接通，C相无法跳开。
随后由1#主变零序动作去跳2201断路器的C相，C相仍无法跳开。
延时0.3S由2201断路器失灵保护动作,跳陵昌一线对侧断路器及电厂侧2201、2202断路器。
三相不一致保护原理示意图
控制回路原理图
失灵保护原理示意图
（三）分析结论
通过以上故障录波及监控报警清单及现场操作机构检查综合分析，2201断路器保护正常动作，1#机组及主变设备正常，陵昌一线线路运行正常，2201开关本体无故障。
此次故障直接原因是由2201断路器C相的辅助操作机构操作联杆轴销断裂引起，造成1#机组并网不成功，并由失灵保护动作导致陵昌一线对侧开关跳闸。
现在已经将其辅助操作机构操作联杆轴销更换，2201断路器恢复正常。
三、2月19日北京太阳宫电厂二号燃机掉闸事故
2009年2月19日21时05分，北京太阳宫燃气热电有限公司2号主变的高厂变差动保护（美国GE公司生产）不正确动作，造成2号主变高压侧2202开关、2号燃机发电机出口802开关、高厂变低压侧6201开关跳闸，同时2号燃机跳闸联跳3号汽机。
经检查初步确定：
本次机组跳闸是由于2号主变高厂变A屏T60保护装置交流采样DSP插件采样值与实际值大幅度偏离，启动主变差动保护造成，属于设备原因引起的保护不正确动作。
四、3月6日张家口电厂2245母联开关掉闸事故
2009年3月6日0时40分，大唐公司张家口发电厂220kV的4母线失灵保护（上海继电器厂生产的PMH-150装置）不正确动作，跳开2245母联开关。
检查发现联变的分相差动保护（PST1200,南自新宁公司生产）启动失灵接点粘连，加上该厂1号机停运，联变潮流增大，联变中压侧2250开关启动失灵相电流判别元件频繁启动，从而导致联变保护启动4母线失灵，跳开无复合电压闭锁的母联2245开关。
五、3月8日大同二电厂500kV母联开关掉闸事故
（一）事故经过
2009年3月8日15时40分，国电公司大同二电厂500kV母联5034B相开关无故障跳闸。
（二）原因分析
检查所有具备跳5034B断路器的外部回路接线情况。
排除了外部保护启动跳闸的可能。
对母联断路器的控制电源正负极分别进行了绝缘测试，没有发现异常。
检查NCS监控记录，没有手动操作的信息。
经过综合分析，掉闸的原因通过分析录波图及NCS系统监控报文，确定本次开关掉闸是由于非全相保护动作造成的。
而非全相继电器动作的原因一种是继电器抗干扰能力不强，这种可能通过电科院对继电器进行的抗干扰试验排除了。
而另一个原因就是由于当时就地开关操作箱汇集柜未上锁，人员误碰非全相继电器造成开关掉闸。
由于升压站就地没有监控录像，无法确定误碰人员。
这次事件暴露出对基建期间运行设备的安全管理不到位。
（三）措施
1、对已投运的升压站端子箱、操作箱等彻底检查、全部上锁，钥匙由专人管理，严格按照“两票三制”的管理规定，必须做到无工作票、操作票坚决不允许随意打开有关操作箱和端子箱，落实责任制。
2、加强对升压站投运设备的巡视管理，任何进入升压站内的人员必须办理工作票或经过批准登记。
六、3月8日托克托电厂1号机非停事故
（一）事故经过
2009年03月08日18：
53，托电#1机组高厂变反时限零序过流保护动作，灭磁、5011、5012跳闸、切除#1发电机，启动快切投入备用电源，备用电源零序保护动作，跳开一期备变高压侧开关2200甲，起备变全停。
（二）原因分析
故障信息：
高厂变保护SR745信息，显示6KV厂用C段零序电流为600A，定值为一次174A。
启备变保护DGT801B显示定时限零序过流保护定值为240A，时限1.2秒，动作电流为270A。
通过上述两套保护动作判断为6KV厂用C段母线有接地故障，经高压试验发现增压风机开关下口至零序CT之间电缆B相绝缘损坏导致接地，属于增压风机零序保护区外故障，高厂变保护SR745反时限零序过流保护动作并启动快切投入启备变，启备变投在故障点上，DGT801B定时限零序过流保护动作，起备变全停。
（三）暴露出的问题
托电#1机组高厂变零序保护一直沿用机组投运时日立公司提供的的GE保护SR745，此保护只实现了反时限零序过流保护，对分段的6kV母线接地故障没有选择性，只能切除发电机。
同样启备变保护也存在类似问题。
（四）改进措施
将高厂变零序保护和启备变零序保护配置为两个定时限，I段定值t1时限跳分支进线开关，II段定值t2时限跳发电机，已于11日整改完毕。
七、4月20日220kV八里庄站和郑常庄电厂事故情况
（一）事故经过
2009年4月20日16时44分，北京地区220kV八昆二线发生C相故障，两侧两套纵联电流差动保护皆动作选跳C相，重合于故障掉三相。
858毫秒后，八昆二线八里庄侧2212开关C相偷合，1900毫秒后再次发生故障，因油压低闭锁2212开关分合闸（开关失灵），失灵保护动作先后切除220kV4甲母线上的母联2245甲开关、分段2244开关、郑八一线2216开关、2号变2202开关；在220kV5号母线运行的郑八二线2219开关亦掉闸。
另外，郑常庄电厂220kV失灵保护动作，郑八双回线2211、2212开关和2245母联开关跳闸。
（二）原因分析
1．八里庄保护动作分析
220kV八昆二线重合于故障三跳后，因2212开关中防跳继电器的起动回路存在缺陷，致使八昆二线八里庄侧2212开关三相于总故障时刻858ms在还没有收回的重合闸脉冲作用下偷合。
1900ms再次发生C相故障，八昆二线保护再次动作，因油压低闭锁2212开关分合闸（开关失灵），启动失灵保护，于2190ms八里庄失灵保护（第一时限）0.25s动作，切除220kV系统4甲母线上的母联2245甲、分段2244开关，并再次跳八昆二线2212开关；因八昆二线2212开关继续失灵，于2443ms八里庄失灵保护（第二时限）0.5s动作跳开二号变压器2202开关、郑八一线2216开关。
2．郑常庄电厂失灵保护分析
220kV八昆二线重合于故障三跳后，于总故障时刻1900ms八昆二线八里庄侧2212开关C相偷合于故障，总故障时刻2370ms，与八里庄站连接的郑常庄电厂的母联启动失灵保护因接线有误（接线情况见附件三），即没有将母联保护动作接点串入启动失灵回路，造成电流判别条件满足即可启动失灵保护，致使失灵保护不正确动作，跳开郑八双回线2211、2212开关，母联2245开关，并远跳郑八双回线八里庄侧2216、2219开关。
八、5月6日上都发电厂二号机掉闸事故
（一）事故经过
2009年5月6日21时04分，内蒙古上都电厂二号机组跳闸，检查为#2发变组保护E屏系统联跳保护动作。
系统联跳保护动作跳开发变组出口5032、5033开关，跳灭磁开关、关主汽门，锅炉灭火。
详细检查网控楼接口屏至二号发变组保护E屏系统保护联跳回路，发现此回路的两芯电缆（线号025、01A）已经处于短路状态，在网控楼接口屏处发现该电缆外皮有损伤。
相当于联跳回路接点接通，使#2发变组系统联跳保护动作。
（二）原因分析
（1）电缆外皮经检查有明显机械损伤痕迹，是基建期间施工造成，经过长时间运行，绝缘下降，造成两芯电缆短路。
（2）系统保护联跳回路接点取自网控接口屏，电源取自发变组保护E屏110V直流电源，电缆短路相当于把系统联跳保护回路接点短路，送至发变组保护E屏，与E屏电源构成回路，系统保护联跳动作跳开发变组5032、5033开关，跳开灭磁开关，关主汽门。
（三）措施
现已选用另外两个备用芯，测绝缘良好，接入#2发变组保护E屏和网控楼接口屏，替换原来的电缆芯，对保护回路进行传动，但保护动作信号不能复位，详细检查为发变组保护E屏复位按钮故障，不能接通复归回路，经处理后信号复位。
九、5月19日上都电厂一号机断口闪络保护拒动事故
（一）事故经过
2009年5月19日晚，上都电厂进行1号机5021开关由冷备用转热备用操作，22时28分左右，在远方合入5021-2刀闸时，5021开关C相发生故障，1号发电机组断口闪络保护动作将1号机灭磁，断口闪络保护启动未出口。
4秒后，发展为500kV1号母线故障，两套母差保护（RCS-915E和CSC-150C）动作，跳开在该母线运行的5011开关、上承二线5031开关、3号机5041开关、4号机5052开关，500kV一号母线失压。
（二）原因分析
经断路器解体检查发现，5021断路器C相为双断口断路器，其中靠近机组进线的断口未能断开，靠近母线侧断口承受全部电压，造成断口闪络。
在断口闪络发生后，发变组保护B、D屏断口闪络保护动作，420ms，闪络电流减小，闪络保护随后返回，518ms后闪络电流再次增大，闪络保护此时再次动作，经多次反复，闪络保护一直未达到断路器失灵跳闸时间，4.5s后，C相断路器垂直绝缘子支柱顶端由于闪络高位发生爆裂，电弧吹至B相断路器母线侧均压环，造成BC相间短路，500kV#1母线保护一、二随后动作切除500kV#1母线，至此完全切除故障。
闪络保护整定值如下：
闪络保护相电流启动值：
0.454A，闪络保护启动失灵延时：
400ms，5021断路器失灵跳相邻时间定值：
400ms，从机组故障录波图可以看到，由于系统带发电机单相运行，电流是一振荡的波形，周期800ms左右，闪络保护超过定值的时间几次为460ms左右，没有达到可以出口时间（800ms），多次启动、返回，始终未能动作出口。
（三）措施
调整保护定值。
闪络保护相电流启动值：
0.25A，闪络保护启动失灵延时：
0ms。
十、5月25日上都发电厂三号机掉闸事故
（一）事故经过
2009年5月25日14时50分#3发变组跳闸，汽轮机跳闸，锅炉灭火，查为1A高厂变3kV侧零序过流保护动作，延时T1、T2时限相继出口。
（二）原因分析
详细检查为二期碎煤机故障，且零序保护电流互感器穿芯电缆接地线接线错误，零序电流互感器内零序电流相互抵消，零序保护未动作，致使1A高厂变3kV侧零序过流动作，T1时限出口设计为闭锁快切，而GE保护UR系列T35保护，跳厂用母线进线开关和启动快切为同一继电器K4，闭锁快切为K12继电器，这样导致在逻辑上存在冲突，无法同时实现闭锁快切和跳进线开关。
由于保护投闭锁快切无法在T1时限切除故障，故障延续至T2时限出口发电机跳闸解列。
现已经将碎煤机隔离，测试直阻不平衡，正在安排电机解体，同时安排零序电流互感器穿芯电缆接地线重新接线。
将厂变零序过流T1时限改为投K4继电器（跳开对应段进线开关，同时启动快切）。
十一、5月25日天津500kV北郊站三号变压器掉闸事故
（一）事故经过
2009年5月25日17时55分，天津北郊500kV三号变5033、5032、2203开关掉闸，三号变保护C柜WBZ-1201型高中压分相差动保护装置“差动动作”灯亮。
掉闸后WBZ-1201型高中压分相差动保护装置仍频繁启动，且打印报告显示中压侧A相电流异常，从-1A到-4.4A区间变化，50分钟之后装置停止启动。
（二）原因分析
由于该装置是国电南自1998年生产的早期产品，所存储录波数据有限，装置频繁启动已将动作报告数据冲掉，无法调出。
经过对装置进行测试，发现VFC插件第四路电容由于长时间使用已损坏，致使中压侧A相的采样出现偏差，采样零飘大，且不稳定，在一定区间内变化，初步认定由此导致分差保护动作（现场试验和华北电科院数模实验室实验未能复现保护误动行为）。
该装置已经运行了10年以上，部分电子元器件已经达到或接近使用寿命，抗干扰能力等各项性能已经出现不同程度的下降，尽早更换改造。
十二、6月1日天津500kV滨海站二号变压器掉闸事故
（一）事故经过
2009年6月1日12时57分，500kV滨吴线掉闸，两侧纵联电流差动、纵联距离保护均动作，选跳A相，重合不成功掉三相。
与此同时，滨海站二号变（与滨吴线同在500kV第一串）同时掉闸，差动保护CST-141B差动速断动作，差动保护WBZ-500H及非电量保护（瓦斯保护）未动作。
（二）原因分析
进行相关检查。
一次、二次的基本试验测试检查没有问题，后对装置进行了叠加直流分量及事故回放的试验。
现将现场动作情况、检查情况、试验数据、原因分析等说明如下：
一、CST141B装置动作数据
装置动作报文：
12:
56:
20秒，差动速断保护C相1182ms2.23A动作出口。
动作数据波形（系列1为5011电流，系列2为5012电流）：
从波形特性看，5011电流回路有暂态饱和的特性。
对比集中录波数据，故障电流基本偏于时间轴一侧，交流分量10A左右、直流分量9.7A，即故障电流有100％的非周期分量。
非周期分量的积累效应对CT饱和特性的影响较严重。
二、集中录波数据故障回放
把集中录波数据通过测试仪在装置保护屏上进行故障回放，CST141B装置差动速断保护动作情况与事故动作情况基本相符，装置录到的波形如下（系列1为5011电流，系列2为5012电流）：
三、叠加直流分量试验（系列1为5011电流，系列2为5012电流）
1、反向电流：
交流10A叠加直流10A，通50ms
2、同向电流：
交流10A叠加直流10A，通30ms
3、同向电流：
交流10A叠加直流6A，通30ms
4、同向电流：
交流15A，通30ms
5、同向电流：
交流20A，通30ms
从试验数据可以看到：
5011交流插件1与5012交流插件2上的小CT保护暂态饱和特性不一致，5011交流插件的小CT在故障电流很大且含有100％左右非周期分量时会较早饱和，使得差动回路中产生了较大的不平衡电流，大于了差动速断保护定值，使差动速断保护动作。
在20倍纯故障电流下，各小CT传变特性没有问题。
四、动作原因分析
在现场试验的同时，对小CT同步进行了详细的试验测试，发现无锡东升标99年生产日期的小CT与其后生产的小CT，在故障电流很大且含有100％左右非周期分量时的暂态饱和特性上存在区别。
现场5011交流插件1上的小CT生产日期即为99年的，与另两块交流插件不一样。
所以初步分析这次保护动作的原因，应该是5011与5012交流插件上的小CT，在故障电流很大且含有100％左右非周期分量时的暂态饱和特性不一致引起的，5011交流插件的小CT会较早饱和。
通过试验可以看到，更换插件后：
各侧小CT特性完全一致，事故回放保护可靠不动作。
五、事故反措
初步分析，本次保护动作原因，应该为不同生产匹次交流插件之间的小CT在故障电流很大且含有100％左右非周期分量时暂态饱和特性不一致引起的。
对于差动保护，需保障各侧CT的饱和特性一致。
后备保护因为有延时，非周期分量衰减很快，对保护不会有影响。
已要求四方公司和小CT厂家一起对此次事故进行进一步深入分析，并对现场运行装置进行反措整改（现已完成）。
十三、6月7日上都发电厂二号机掉闸事故
（一）事故经过
2009年6月7日16时57分，上都发电厂二号机掉闸，发变组保护A保护屏主变差动保护、B保护屏发变组差动保护不正确动作。
（二）原因分析
事故当天上都发电厂保护专业进行上承二线保护装置及二次回路检验工作，上承二线和二号机共串，在进行5032中间断路器电流互感器A4231检验通电时，误将电流加至A4211（用于A保护屏主变差动保护、B保护屏发变组差动保护）并达到保护动作数值，造成这两套保护不正确动作。
（三）暴露问题
1、现场工作缺乏安全意识和责任心。
2、没有针对工作制定完善的安全措施，危险点分析流于形式。
3、现场工作监护不到位、形同虚设。
（四）应对措施
1、继电保护现场工作危险重重，必须具备过硬的责任心和安全意识。
2、针对工作制定完善的安全措施，如涉及运行设备和回路，措施必须到位（运行设备的遮挡）。
3、继电保护现场工作复杂，一个人工作难免考虑不周，所以对监护人的责任有较高的要求。
4、加强继电保护专业人员的培训，熟悉现场设备的用途和相关设备的关联。
十四、6月22日大同二电厂大房双回线掉闸事故
（一）事故经过
2009年6月22日10时01分，500kV房山变电站大房一线5012、5013和大房二线5021、5022开关同时跳闸，房山站大房一线直跳、过电压远方直跳保护动作，大房二线直跳动作。
（二）原因分析
综合大房双回线、5012开关MCD保护动作事件记录，看出MCD保护开入量受到50HZ工频干扰，状态呈周期性变化，周期为20ms。
在220kV母差保护（RCS-915）解除复压闭锁开入量中，也有相同情况出现。
退出大房线MCD保护后，模拟交流加入保护开关量，保护动作行为与事故时动作情况相符。
由此判定，此次事故是由于交流混入直流系统造成。
经过近两天的检查和分析，调查组认定，6月22日上午10：
00左右，在200乙开关端子箱内接电焊机电源使交直流电源串入直流系统，是造成大房双回线跳闸的唯一事件。
经过与接电焊机电源的当事人谈话，对造成直流电源内混入交流电源的行为认可。
附图：
２２０ｋＶ升压站２００乙开关端子箱交直流电源开关布局图
图１.上排为交流３８０Ｖ电源开关，下排为直流２２０Ｖ电源开关
图２.下排直流电源开关负极（左数第二个电源接线）处有电焊线搭接的痕迹（见浮土上面被划出的白线）
图３.造成、直流串入接电焊机使用的电焊线
图４.造成、直流串入使用的电焊机
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