变电站典型案例分析Word文件下载.docx

1、000038ms 故障类型和测距 CA相间接地 401.40Km000039ms 测距阻抗值136.529+j136.529 RCS931保护装置报文如下：启动绝对时间02:03:14:560动作相ABC动作相对时间00001MS动作元件 远方起动跳闸故障测距结果0000.0kM602保护装置“保护动作”指示灯亮、保护出口。931保护装置“TA、TB、TC”灯亮、保护出口。断路器操作箱上第一组“TA、TB、TC”灯亮。录波图显示断路器跳闸前线路负荷电流约1040A、峰值约1470A。（见甲站侧931保护故障录波图）此次异常跳闸情况甲站侧主要有几个疑点是：（一） 为什么负荷电流情况下，甲站侧保护

2、就地判别条件成立，保护会远跳出口？（二） 为什么602保护装置有测距且不正确，而931保护装置没有测距？（三） 为什么602和931两套保护都动作，而断路器操作箱上只有一组跳闸灯亮。（四） 为什么602保护综重沟通三跳出口？二、事故原因分析甲站220 kV线路931保护收到远跳信号的原因为：乙站 220kV付母电压回路，因TV端子箱内电压切换回路二次线腐蚀断落，造成TV二次失压，乙站602保护TV断线相过流保护动作，后备三相跳闸。TV断线失压相过流保护定值整定950A，当时负荷电流约1040A、峰值约1470A，TV断线相过流保护动作行为正确。乙站保护三跳后启动操作箱内三跳继电器TJQ，该继电

3、器一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置，602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号；还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令。根据调度定值控制字设置要求，甲站侧931保护装置收到远跳令后需进行就地判别。判据为：保护是否启动，如果保护启动同时有远跳信号则出口跳闸。乙站侧断路器跳闸为负荷电流情况的TV断线过流保护动作所致，系统无实际故障，正常情况下甲站侧保护不应启动，远跳不会出口。但根据甲站侧保护录波图显示，在三相负荷电流消失的瞬间有短时零序电流，有效值495A左右（峰值700A左右），线路电压在三相电流

4、消失后继续存在25mS，说明此零序电流系乙站侧断路器跳闸不同期所致。也就是说乙站侧断路器在TV断线过流保护动作后，断路器三相跳闸时存在非同期，造成短时间线路非全相运行，在负荷电流下使得甲站侧保护装置感受到了零流突变，而931保护电流变化量启动定值为200A（一次值）、零序启动电流定值200A，符合保护启动条件，所以甲站侧931保护远方跳闸出口，跳开甲站侧三相断路器。931保护装置三跳动作同时通过本屏上“至重合闸”压板向602保护发三跳启动信号。602保护重合闸正常投单重方式，收到外部三跳启动信号后即闭锁重合，同时沟通本保护三跳回路，综重直接发三相跳闸令即为“综重沟通三跳”。甲站侧虽然两套保护都

5、三跳出口，但录波图显示931保护先于602保护动作27ms，故虽然两套保护都动作，操作箱上只有931第一套保护出口时作用于第一组跳闸线圈的“TA、TB、TC”信号。602保护再动作时断路器已基本跳开，故操作箱上第二组跳闸线圈无跳闸信号。由于此次保护动作为非全相引起的零序启动后的远跳，931保护装置因母线电压没有突变，距离保护未动作，故无测距。又由于不同保护的软件差异，602保护装置显示“距离零序保护启动，故障类型CA相间接地”，根据故障分析，负荷线路B相断线有CA相间接地故障性质，可初步判断B相为乙站断路器不同期较前相。测距401.4kM反应的是C、A相负载阻抗测量值。由于此次602纵联保护中

6、距离正方向元件只启动而未动作，所以602纵联保护虽然在本侧启动前27ms就收到允许信号但本侧正方向元件未动作，故602纵联保护未出口。通过上述分析，乙站侧TV断线过流动作只跳乙站侧断路器比较合适，远跳原因为重负荷情况下乙站断路器三相分闸不同期引起。三、经验教训和措施、建议1）可考虑远跳回路中就地判别适当增加延时，躲过开关分闸不同期所导致的保护误启动。2）目前较多220kV线路保护中“分相电流差动保护的远跳”和“光纤纵联保护的其它保护允许发信”都由操作箱中的TJQ和TJR（永跳继电器）继电器接点并联后启动。建议改为只有TJR启动，以减少断路器在事故中不必要的多动或误动，对事故的判别和处理都是有利

7、的。3）应提高对分相断路器的同期性要求。附： RCS931和PSL602保护装置故障录波图，该继电器一接点跳乙站线路断路器；-意思是不是继电器有两接点？（一接点跳乙站线路断路器；另一接点开入回602保护装置）如果是的话：还有一接点开入931保护装置，931装置远跳开入有信号后即向甲站侧931保护装置发远跳令（这个“还有一接点”是不是指602保护装置即通过GXC-01装置向甲站侧602保护装置发允许跳闸信号以后，602另外开入931的接点呢？怎么接的那么多环节呀？我们站好像都没有主保护发远跳令呢，都是主保护判差流后动作本侧而已。这个配置合理吗？）你们站都没有主保护发远跳令，都是主保护判差流后动作

8、本侧而已。这个配置合理福建省超高压输变电局500kV福州变1号联变的零序保护动作跳三侧开关。2006年1月13日11时11分，500kV福州变1号联变RCS-978保护的220kV侧零序过流保护动作跳开1号联变三侧开关。经检查一次设备正常，1号联变于当日17时41分恢复运行。经检查分析，主变跳闸时，继保人员正在检查1号联变ABB保护过负荷继电器告警缺陷，过负荷回路所在CT二次回路后级尚接有RCS-978保护的220kV侧零序过流保护，试验前将该CT进过负荷保护的电流回路（X211:30与X211:30A,X211:31与X211:31A,X211:32与X211:32A之间）短接，并将其经过负

9、荷回路的试验连接片（X211:30A，X211:31A, X211:32A）断开。试验从A过负荷继电器（RAVK3）背板加入试验电流。因B相电流试验联片中间固定螺杆断裂，连接片X211:31A外层联片目测已断开，但内层没有脱开，造成此端子上的B472与X211:31A上下端子间未完全隔离。试验电流通过连接片内层导通而引入到B472后级的RCS-978保护回路，造成#1联变RCS-978保护的220kV侧零序过流保护动作。暴露问题：ABB保护屏内电流端子中间连接片联动固定螺杆存在机械故障隐患，联接片设计不合理，未能形成明显的开断点。安徽省合肥供电公司220kV东北郊变电站2号主变110kV侧零序

10、过流保护动作跳开主变三侧开关。东北郊变运行方式：220kV1号主变空载运行，101开关热备用；2号主变运行，102开关运行于110kV 母线；100开关并列110kV双母线运行，141、142、143、144、145、146运行110kV母线。事故经过：2006年10月12日17点50分，东北郊变220kV2号主变110KV侧零序过流保护动作，跳开2号主变三侧开关，220kV2号主变保护盘 跳A 跳B 跳C灯均亮。检查#2主变本体及三侧开关无异常。因110kV系统环网运行，141、142、144、145线路所带的110kV变电站备自投正确动作，35kV侧仅带站用变及电容器运行，143、146线

11、路少送电量1.5万千瓦时。18点10分，恢复东北郊变正常运行方式。跳闸原因：10月12日下午，220kV东北郊变电站110kVPT更换后，自动化所保护二班进行2号主变带负荷测110kV侧零序方向保护、复合电压方向向量工作。由于2号主变110kV侧零序过流保护未停用，且它与零序方向保护接于同一绕组，17时50分，保护二班在测零序方向向量，短接电流回路时，由于当时负荷电流较大（二次电流达到2.72A），而零序过流保护定值为1.5A，2S，因此造成110kV侧零序过流保护动作跳开三侧开关。1、生产管理不规范，工作申请把关不严，自动化所在报2号主变带负荷测向量工作前，未认真组织对工作内容进行分析讨论，

12、不清楚2号主变110kV侧零序过流保护与零序方向过流保护接于CT同一电流绕组。2、现场工作前准备不充分，在工作前没有对要检验的2号主变保护设备运行状况及保护图纸进行核对，危险点分析不认真，对测向量工作中引起设备安全运行的关键环节危险点，没能分析到位并采取控制措施。3、现场作业指导书不规范，作业指导书工作流程简单，关键步骤没有制定详细的工作流程。4、现场二次工作安全措施票执行不严，安全措施未按操作步骤详细填写。5、自动化所对员工的安全技能培训不够，近几年保护人员流动性大，现场工作负责人上岗时间不长，现场工作经验缺乏。福建省南平电业局测控装置故障造成220kV九越变马越线223开关跳闸 故障前运行

13、方式：220kV马越线223开关、1号主变22A开关接220kV段运行，水越线229开关接220kV段运行，220kV母联22K开关运行。 事故经过：2006年7月12日10时32分，九越变220kV马越线223开关跳闸，保护未发任何信号，运行人员到保护小室和开关场地进行巡视检查均未发现异常情况，10时45分汇报中调，于10时48分恢复九越变220kV马越线223开关运行。因220kV系统环网运行未造成少送电。 故障原因检查：11时继电保护人员到现场检查保护设备、测控设备、开关设备运行情况，13时打开220kV马越线223开关测控装置面板，闻到焦味，随后向调度申请退出测控装置进行检查，发现22

14、0kV马越线223开关测控装置内部开出板S3继电器（跳闸出口）的印刷电路有烧焦痕迹，用手触摸印刷电路板温度较高，判断为测控装置内部开出板在运行过程中温度过高，造成S3继电器损坏。同时对外回路进行检查，发现S4继电器（跳闸出口）背板接线端子6、8处因多股铜导线压接工艺不良造成金属丝短路。经综合分析确认本次220kV马越线223开关跳闸的原因是测控装置在运行过程中温度过高，使得装置内部开邮板S3继电器损坏造成接点接通，且测控装置S4继电器接点在背板接线端子6、8原已短接，造成跳闸回路连通，直接将开关跳闸。事后继电保护班利用备用开出板更换已损坏的插件，并对其他背板端子进行全面检查，未发现其他异常情况

15、，测控装置已正常运行。花石线光纤纵差保护误动事故分析 事故经过 2006年12月1日12时21分，因现场施工吊车误碰青海330kV湟源变330kV I母C相致其故障，母差保护正确动作跳闸。与此同时，330kV花石线CSC-103A纵差保护发生区外故障误动，线路C相开关跳闸，重合闸动作并且重合成功。事故分析经查，保护误动原因是因330kV花石线花园变侧户外端子箱内3331开关LH与3330开关LH的N回路间短接线断裂（见附图1），3330开关LH的N回路与CSC103A保护电流N回路脱离，造成电流回路缺陷，当花石线区外故障时，差流增大，引起光纤差动保护误动作。而导致“和电流”两组LH二次N线间短

16、接线断裂的原因是设备安装施工剥线时造成该线损伤，在长期的户外运行条件下，损伤处经长时间氧化和多次运行检修检查，造成连接面越来越小，最后导致短接线损伤处断裂。I母发生故障时，对于线路保护来说是属于区外故障，不考虑负荷电流，IC1和IC2大小相等，方向相反。流过线路保护的电流ILC=IC1+IC2，由于3330CT的N相短接线断线，IC2=0，因此ILC=IC1，线路保护因此误动。结论CSC-103A纵差保护属区外故障误动。不正确动作责任为运行部门继电保护运行维护不良。整改措施1、提高工程施工质量，尤其应重视工程遗留问题的处理。2、加强人员责任心，提高运行维护水平。花石线跳闸后，检查发现花石线LH

17、端子箱内其“和电流”的两组LH的N回路间短接线明显已断裂，但是在最近一次保护检验及年内的春季和秋季安全大检查中均未被发现，这就充分说明了人员的责任心亟待加强。3、改变在继电保护验收、定期检验中存在“重装置、轻回路”的意识。不能把大部分时间花于检查装置的功能试验上，而对继电保护二次回路检验粗枝大叶，造成二次回路缺陷无法及时发现。1 评分人数渭北线路PSL-602A高频保护误动1.经过: 2007年8月19日9时9分，330千伏北蒲线故障跳闸。同时，北渭线渭南变侧PSL-602A高频保护动作，开关重合闸成功。 下载 （9.7 KB）2009-4-3 21:192.原因经检查，误动原因为北郊变侧北渭

18、线PSL-602A装置软件使用错误，应使用3/2接线方式的软件，实际使用双母接线方式的软件。由于两种软件对开入量端子定义不同，在北蒲线故障开关跳闸后，该开关位置开入量被北渭线PSL-602A装置错误地识别为“跳闸反馈”，使北郊侧高频保护误停信，导致对侧高频保护误动。江苏省常州供电公司因保护闭锁原理设计性缺陷，500千伏武南站220千伏电压失去，引起2号主变后备保护误动，开关跳闸。2006年3月1日11时39分，500千伏武南站因220千伏、段母线压变控制直流消失，造成3号主变220千伏侧后备距离保护动作，3号主变三侧5011开关、5012开关、4503开关、3530开关跳闸。经回路分析和现场实

19、物查勘，发现220千伏、段母线压变直流控制回路熔断器为螺旋式15（6），运行过程中氧化，引起接触不良，使220千伏、段母线交流电压各次级同时失去。3号主变220千伏侧距离保护为公司的511（12版本）装置，保护动作闭锁原理存在设计性缺陷，当母线交流电压均失去时，该装置无法实现距离保护的可靠闭锁，以致跳闸。12时07分，总调发令停用号主变220千伏侧距离保护，12时20分，总调发令号主变送电，14时30分，总调发令启用号主变220千伏侧距离保护。公司号主变511保护（12版本）220千伏侧后备距离保护在正常电流下，母线交流电压失去时，防误功能缺损，无法实现距离保护的可靠闭锁，会造成误动作。继电保

20、护动作的一个案例分析本来打算把它放在继电保护“典型案例分析”贴中，不过不能上传压缩文件，比较郁闷！图片也截不下来！唉！XXXX年X月X日XX分，XXX变220kV甲线和乙线开关跳闸，乙线开关B相跳闸后重合成功，甲线开关三相跳闸不重合。故障前乙线的潮流为38.6万千瓦，甲线线路为本侧向对侧充电状态。甲线和乙线开关保护配置均为南瑞的RCS931和南自的PSL602数字式线路保护。当时，甲线开关保护的主保护和重合闸停用，其余保护投入运行，乙线开关保护均在投入状态。故障发生后，保护信号统计如下：（1）甲线保护装置 动作信息PSL602保护 接地距离段动作，B相故障保护三跳出口，故障测距8.61kmPS

21、L631A失灵保护 失灵重跳B相，失灵重跳三相CZX操作箱 “TA”，“TB”，“TC”灯亮GXC-01光纤信号传输装置 无RCS931保护SCADA系统光字牌 PSL602装置保护动作， PSL631A装置失灵重跳，第一组出口跳闸，第二组出口跳闸（2）乙线 纵联保护B跳出口，重合闸动作，B相跳闸重合成功，故障测距-290.54km, 失灵重跳B相 “TB”，“CH”灯亮 发信“KA”，收信“KA”灯亮 PSL602装置保护动作，GXC-01装置动作，PSL602重合闸动作，PSL631A装置失灵重跳，第一组出口跳闸，第二组出口跳闸所有故障录波器启动，所有220kV线路收发信机启动。现场一次设

22、备检查正常。甲线：故障时，B相电压由正常的57V下降为19V，A,C相电压正常，3U0在B相电压下降的同时产生，大小为33V，方向与B相电压相反。B相电流由充电电流0.1A左右突变为48A，一次故障电流约为24kA左右，A,C相电流没有过大的变化。乙线，正常负荷电流是1.5A左右，故障时，A相电压为55.8V，B相电压59V，C相电压56V左右，3U0电压10V、相角-141，A相电流0.8A、相角174,B相电流1.98A、相角6.5，C相电流1.55A、相角-64，3I0电流为2.45A、相角-60，此时，3I0超前3U0为77。经确认，甲线保护动作正确，为区内B相接地故障，乙线区内无故障，试分析乙线误动作原因。附件中包括波形图以及乙线误动原因分析，不看后悔哦！