【继电器】调试运行典型故障案例分析

"!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!"!!!!!!!!!!第七篇!!!!!!!!!!!!!!调试运行典型故障!!!!!!!!案例分析!!!!!!!!!!"!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!" 第一章发电机继电保护故障分析与变压器差动保护相比，发电机差动保护的运行条件较好。通常，发电机差动保护的误动原因，多半是整定值有误，两侧!"特性相差太大，差动!"二次回路多点接地等。案例#$%&—’型纵差保护误动情况简介某水电厂#号机组的额定电流为()*+"，其差动!"的变比为),,,-)，配置在$%&—’型整流型差动继电器构成的纵差保护。事故过程及试验检查分析#..’年’月，#号机并网操作时，由于合闸角较大，出现冲击电流，致使$%&—’型差动继电器误动，使#号机解列灭磁。调查发现，该纵差保护的定值未经过整定计算，只是将继电器的初始动作电流/012调到,3)"，将比率制动系数调到,3’。保护投入前，未作差动继电器的比率制动特性。通过试验录得的比率制动特性曲线如图#4#所示。图#4#差动继电器的比率制动特性发电机的差动!"二次电流为(3)."，而初始动作电流/0125,3)"，为额定电流的,3#6倍。比率制动系数只有,3’，而拐点电流（即开始出现制动作用时的制动电流）则为/72/7为—$#"!— 发电机的额定电流（!"二次值）。差动保护这次误动的原因，是初始动作电流取得太小，而拐点电流较大，且比率制动系数（即表征制动量上升速度快慢）过小。由于合闸角较大，在并网瞬间必定出现较大的定子电流，使差流增大；又由于制动量增加较小，导致差动继电器误动。事故对策及教训对于具有比率制动特性的发电机纵差保护，其差动继电器的整定值一般应按以下范围整定：初始动作电流#$%&，取（’()*+’(,）#-；比率制动系数./-0，取’(,+’(1；拐点电流为#%$&，取（’(2+3(’）#-。其经验教训是：保护在投运前应有主管部门下达的定值通知单，同时，保护要经过认真校验，证明保护的动作特性良好，其各种定值与定值通知单一致。案例)发电机纵差保护误动情况简介西北某水电厂3号机组系容量为1’’45的水轮发电机组，其定子额定电流为31)*6"。发电机定子绕组为7型连接，且每相绕组支路数为)。由于发电机结构的特殊性，设计的纵差保护的交流回路（以一相为例）如图38)所示。图38)一相差动继电器的交流接入回路在图中，中性点!"两个并联，每个!"变比为9’’’:*；机端!"为3;’’’:*。为了使正常工况下差动继电器的差流为零，在中性点!"的输出接一中间变流器，中间变流器的变比为):3。事故过程及试验检查初步3992年2月上旬，距电厂较远的线路上（,,’<=线路）发生了"相接地故障，3号机>相—$#"!— 差动保护动作，切除了!号机组。差动保护动作时发电机的电流约!"#$%。经调查知，误动的差动保护是具有比率制动特性的集成电路型分相差动保护。其整定值如下：初始动作电流$&’()*"+,；比率制动系数-.%/)*"0；拐点电流$’&()1,。事故发生之后，多方面的有关人员对差动继电器、二次回路进行了试验检查；并在正常工况下进行了测量，没有发现问题。性能试验及误动原因分析为了查清差动保护误动的原因，我们对差动2,的特性进行了试验，模拟区外故障观察对差动继电器的影响。基本搞清了差动保护误动原因。（!）两侧差动2,3—,特性的录制，差动4相2,的伏安特性见表!5!。表!5!差动4相2,的伏安特性二次电压（3）+6!+#78+00806!1761###*+中性二次电注（9,）0++*!0+!8:7*:71:7860+#点2二次电压（3）!!*!6:78600+0+*1*+10:#*0,二次电流（9,）#161!7!!#*!6*!+17!:00*机端二次电压（3）+7!6*78+07+10!#!!#+8:8*:+72,二次电流（9,）!*!1770*#081!**!78!0:根据表!5!绘得的曲线如图!50所示。图!50差动4相2,3—,曲线—$#"!— 由图!"#可以看出：差动$%两侧的&—%特性相差很大：中性点$%在’((&左右开始呈现饱和，而机端$%在)((&时仍为线性。这样在区外故障时的暂态过程中，由于差动保护两侧$%暂态特性不一致，可能短时在差动继电器中出现差流。（*）区外故障模拟试验。区外故障模拟试验接线如图!"+所示。图!"+区外故障模拟试验接线在图!"+中，,!、,*为差动继电器的制动线圈；,#为差动继电器的差动线圈；-!、-*为三相刀闸的两个刀口；.%、./为微机试验仪的两相电流源。试验时：先合上-!、-*，调节试验仪使0!10*1’%，0!与0*的相位相同，拉开-!、-*。突合-!、-*，观察差动继电器的状态。试验结果如下：当继电器定值为23451(67%、-89:1(6#、24351+%时，同时突合刀闸即（-!、-*）’次，每次差动继电器均动作。而当继电器的定值提高为23451!6;%；-89:1(6+、24351+%时，再突合’次刀闸，差动继电器可靠不动作。为了验证试验仪工作性能及-!、-*闭合的同时性，对上述试验进行了录波。从录波图可以看出：合-!、-*后，电流0!、0*立即大小相等，方向相同，并没有暂态过程。另外，-!、-*合闸不完全同时度，只相差*<#=:。测量差动继电器的动作时间知，’倍动作电流时的动作时间为!’=:左右。（#）差动继电器误动原因分析：区外故障差动继电器误动原因主要有；差动继电器的整定值较小，两侧$%的暂态特性及电流上升速率不同，以及当整定值较小时差动继电器本身工作不稳定。与其他发电机的差动保护不同，该机两侧差动$%的型号不一，变比不同，且中性点$%由两个$%并联，又加一个中间变流器。因此，该机差动继电器的整定值应适当提高，制动系数应增大，拐点电流应降低。而原定值为，2345(67%，仅为额定电流的(6*倍，比率制动系数只有(6#。对于集成型差动继电器，拐点电流取(6)<(6729是合理的，而实际拐点电流29。在区外故障时，由于两侧$%特性不一致，且中性点侧$%又多一个中间环节，因此，保护两侧电流，上升的快慢必定不一样，很可能有#<’=:之差。从区外故障模拟证实：当两侧电流出现时间相差*<#=:时，便足够使差动继电器动作。差动继电器的最短动作时间为!’=左右。而两侧电流出现时间差（即出现差流的时间）仅为*<#=:，差动保护就动作实属差动继电器本身问题。对策及教训为了提高该机该型差动保护的动作可靠性，可采取以下对策。将初始动作电流2345增大至(6+29；比率制动系数增大到(6+(<(6+’；拐点电流降至—$#"!— !"#$%。此外，为了消除两侧&’暂态特性不一致对差动继电器的影响，应对差动继电器增加(!)(*+,的动作延时。经验教训是：在计算差动继电器的整定值时，应考虑两侧&’的不同及中间环节。此外，还应考虑采用的差动继电器构成特点及性能。案例-*号机纵差保护误动事故情况简介西北某热电厂*号机组系容量为./0的汽轮发电机。它与容量相同的.号机构成扩大单元接线，通过一台变压器接在((!12母线上。在((!12母线上还接有((!12线路及其他变压器。*号发电机的纵差保护系微机型差动保护装置。事故简介及调查初步(334年-月(4日，电厂((!12出线上发生’5相间短路故障，*号机的差动保护动作，切除了*号发电机。经调查知，差动保护的整定值为：初始动作电流$6789(’（!"-$%）；比率制动系数$:%,9!";；拐点电流为*’（(";*$%）。可以看出：除拐点电流整定值偏大之外，其他定值基本合理。’相差动保护动作时，打印出的’相两侧电流采样值如表(<=所示。根据表(<=给得的曲线如图(<*所示。表(<=外部故障时’相差动两侧电流采样值采样点(=-;*.$（>?’）<("3*!"-(-"!*."(!3"*#(("3.$@（?’）("3!?’）(("=##"=("4<-"-3<#"#(<(!"(4$@（?’）<*";(<#"#.<-";.=";.4"(*(=";3!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!采样点(-(;(*(.(#(4$（>?’）<3"34<."34<="!=-";.4"!-(!";#$@（?’）4"*3*"..="!!<-";3<."3<*"..!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!采样点(3=!=(===-=;$（>?’）3"4(*"4*!".(<;";.<4"*.<(!"#3—#"!!— 采样点!"#$%&’(（)*）+&,-.+&,$/+!,%##,0#/,#00,#.图!+%故障时的采样波形差动保护的性能试验检查为查明该差动保护的误动原因，我们对保护装置及其二次回路进行了试验检查。还对保护装置作了区外故障模拟试验，试验结果表明：保护装置性能良好，定值整定无误，二次回路正确。对*相差动两侧1*进行了试验，录制了2—*特性曲线。得到的2—*特性数据列于表!+#。根据表!+#绘得的曲线如图!+&所示。表!+#*相差动两侧1*2—*特性二次电流（*）-,"-,$-,/!"机端二次电压（*%!!）!/%!0-!0"!0/"--中性点二次电压（*$"!）!&!.!/,%!0,"""!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!二次电流（*）#$&/机端二次电压（*%!!）"-""-%"!-"!$中性点二次电压（*$"!）"$,%".#"#.图!+&可以看出：差动保护两侧1*2—*特性相差太大，中性点1*饱和电压"-2，机端1*饱和电压高达"--2。两者相差!-倍。差动保护误动原因的分析#月!/日事故发生后，将保护的动作电流及比例制动系数分别提高至’3456-,%’7；897:6-,%。但在由!!-;2母线对其他变压器空充电时，该差动保护又误动。差动保护误动的原因—#"!!— 图!"#$相差动两侧%$&—$特性是：当外部故障或其他变压器空投时，造成’号发电机电流剧增。由于差动继电器两侧特性相差太大，中性点%$容易饱和，致使在电流峰值附近出现差流，进而使差动保护误动。对策及经验教训为了消除差动保护误动，应更换发电机中性点电流互感器，并使更换后的电流互感器与机端%$特性一致。这是消除差动保护区外故障误动主要措施。为了避免区外故障时由于两侧%$特性有差异，致使差动保护误动，发电机差动保护的动作时间不宜低于(’)*左右。另外，应将制动特性曲线上的拐点电流减到(+,,$以下。经验教训是，在选择发电机的差动%$时，两侧%$的特性应尽量一致。案例,-./—’(型发电机纵差保护误动情况简介该厂0号机配备有阿城继电器厂生产的全套晶体管保护装置。发电机纵差保护为-./—’(型保护装置。事故过程!112年#月!’日，在厂出线3(’(线路上发生$、.相接地故障，上述发电机纵差保护误动切机。试验检查事后，对保护继电器、二次回路及差动%$进行了试验检查。—!#"!— 试验检查发现，有一相两侧差动!"的特性不一致，差动!"二次回路负载较大。对差动继电器进行了区外故障模拟试验，发现在突加电流时，差动继电器整流输出回路（差流回路）短时（#$%&’）出现脉冲，导致继电器误出口。误动原因分析两组差动!"特性不一样，其测量误差及暂态特性必然不一致。这样，在外部故障的暂态过程中，差动两侧!"#次电流变化速度及大小均不同，将在差动继电器中短时出现差流。又由于差动继电器的暂态特性较差，在外部故障时，导致了差动保护误动。对策建议为提高该机差动保护动作的可靠性，可采取以下对策：（(）更换不合格的!"，使差动保护两侧!"型号、变比及特性一致；（#）更换差动继电器，选用暂态性能好的继电器；（%）暂时无法更换时，可适当提高保护的整定值，并对继电器增加#)&’左右的动作延时。案例*发电机定子接地保护误动（一）情况简介该发电厂装有+台#)),-汽轮发电机，均配置了叠加直流式()).定子接地保护。保护的构成及作用原理图如图(/0所示。当发电机定子绕组发生系统接地时，经整流桥输出的直流电压，启，动继电器121—#(。事故简介及调查(345年秋，两台并网运行的#)),-发电机的定子接地保护同时动作，切除了两台发电机。事后，对两台机的定子接地保护继电器及其二次回路进行了试验及检查。结果表明：保护继电器性能良好，二次回路无误。保护整定值为+)6!。保护动作时，发电机冷却水系统进了些酸。经分析研究确定，这次事故是由于定子线棒冷却水水质不良，导电度大大升高造成。还了解到，山东某电厂，也曾因冷却水系统水质不合格，导致两台#)),-发电机的定子接地保护（与该电厂同型号的定子接地保护）误动，切除了两台发电机。—$#"!— 冷却水导电度增大造成保护误动的原因分析对于定子绕组采用直接水内冷的发电机。如图!"#所示。叠加直流式定子接地保护测量的定子绕组对地电阻，应为两路电阻并联组成：一路是由定子线棒经外层绝缘至定子铁芯的电阻；另一路是由定子线棒导体通过冷却水回路的对地电阻（该电阻实际上为水系统的对地电阻）。图!"#叠加直流!$$%定子接地保护构成原理图冷却水导电度的增大，必将造成单位水柱的电阻下降。当电阻下降到小于整定电阻理，定子接地保护必然动作。该电厂发电机冷却水系统的示意图如图!"&所示。图!"&发电机定子冷却水系统根据塑料主管的尺寸规格及数量，对该电厂发电机定子绕组通过水回路的对地电阻和相间电阻进行了计算。得到的电阻值与冷却水导电度的关系列于表!"’。表!"’不同冷却水导电度下定子绕组对地及相间的电阻导电度（!"()*）+,!$!--$,$!$$-$$对地电阻（."）!,-/!0-’,01+&--0&/0!’0,1-0-&相间电阻（."）/!/0,,,!0#-#,0&--/0/!+#0/,,0--#01!+0#为验证计算结果的正确性，在发电机空载运行时，通过改变冷却水的导电度，来改变发电机定子绕组的对地绝缘电阻。测量结果表明：当冷却水的导电度小于-$时，测量!"()*结果与计算结果相接近。该电厂发电机定子接地保护的定值为’$."。由表!"’可以看出：当冷却水的导电度—$#"!— 大于!"时，定子接地保护将误动切机。!"#$%另外，由于该电厂冷却水系统是几台机公用的开放式系统，因此，这次事故同时切除了两台运行的发电机。对策和效果由表!&’还可以看出，对于"(()*的汽轮发电机，当冷却水的导电度小于+(时!"#$%（相间电阻!+,’-"），不会造成相间短路。另外，从对发电机线棒锈蚀方面考虑，当冷却水导电度小于!((运行几个小时，不会对发电机有多大影响。!"#$%为确保大型发电机的安全经济运行，采取了以下对策：（!）将保护的切机定值由’(-"减小到!(-"。（"）增加了反应冷却水导电度的带接点表计，当冷却水白勺导电度大于+时，发!"#$%出“冷却水质不良”信号，而当冷却水的导电度大于!(时，自动改变定子接地保护的!"#$%切机整定值，将其由!(-"减小到+-"。对该电厂’台机的定子接地保护都进行了改进。!(多年的运行经验表明，效果良好。案例.发电机定子接地保护误动（二）情况简介西北某电厂/号机，系容量为/(()*的汽轮发电机。机组的定子接地保护，为晶体管型双频式!((0的定子接地保护。/次谐波接地继电器的型号为121—/!型。故障情况及试验检查"(世纪3(年代初/号机投产后，121—/!型定子接地保护经常误动，无法投入运行。后来，进行了一次带负荷调子衡，消除了误动。但进行发电机中性点接地试验时，该保护拒动。对保护继电器及其二次回路进行了试验检查。试验及分析结果表明：保护误动的原因是回路构成及调整均有问题造成的。保护不正确动作原因分析121—/!型定子接地保护交流及接入回路如图!&3所示。保护动作方程为·····45!6/785"6/94!#46/94··式中5!、5"———相位、幅值平衡系数；·6/7———机端:;开口/次谐波电压；—#!"!— 图!"#$%$—&!型定子接地保护交流及输入回路·’&(———中性点)*&次谐波电压；———制动系数。!·可以看出，在图!"#中，中性点)*二次电压’&(，经电位器+,分压后加到&次谐波滤·过器,中；同时机端开口三角形输出电压’&-，经自耦变压器)，电容器.!及电位器+!构成的移相回路移相，并与+,输出电压相加后，输入到&次谐波滤过器!中。当三次谐波滤过器!输出的动作量大于&次谐波滤过器,输出的制动量时，保护动作。由图!"#可以看出：由于回路中有两个保安接地点，将自耦变压器)的,—&线圈短·路，也相当于将!—&线圈短路，从而使’&-，传递不到变压器的二次侧去。这样相当于公式··中的/!’&-永远为零。又由于!一般为01&左右，故不管在什么工况下，保护将一直动作。而在调平衡后保护又拒动的原因是：由于自耦变)的输出为零，只有将电位器及：的滑··动头2移到3位置时，才能调到使上式右侧为零。这样，相当于使’&(永远为零，’&(永远为·零，’&(又永远为零，则保护将永远不动作。对策和效果上述误动原因，实际上是由于保护继电器中采用自耦变压器)、电容器.及电位器凡构成的移相回路造成的。理论分析及真机测量表明，对于中性点不接地或经消弧线圈接地的发电机，在各种工况下（除接地及其它短路故障外），机端的&次谐波电压与中性点的&次谐波电压的相位基本相同（最大相差45左右），故可以去掉移相回路。图!"!0改进后的$%$—&!继电器接线图我们对$%$—&!型继电器进行了改进，改进后的继电器原理接线图如图!"!0所示。—$#"!— 此外，为了进一步提高该型接地保护的动作可靠性及动作灵敏度，建议应在!"#有功负荷下调平衡。制动系数可取"$%左右。还对继电器晶体管逻辑回路增加了"$!&的延!时。运行实践表明，改进后的保护灵敏度高，动作可靠。案例’发电机定子接地保护正确动作情况简介该电厂(号机与“案例)”中所述%号机的情况相同：即容量为%""*+，采用,-,—%.型晶体管继电器构成%"接地保护。并且对该继电器进行了改进。改进后的原理接线图如“案例)”中图./."所示。事故情况及试验检查.00)年1月某日，(号机带.!"*+左右的负荷运行。第二天临晨!点，在加负荷过程中，,-,—%.型继电器动作，切除了(号发电机。停机并冷却后，对(号发电机进行了详细检查及试验，而压试验表明，发电机定子回路绝缘良好。重新启动机组并网运行，也没有发现什么问题。上级主管单位认为,-,—%.型装置误动。查阅追忆记录资料发现，在,-,—%.型继电器动作之前，发电机一个定子线棒的冷却水回路被堵塞，该线棒的温度已大大超过了允许值，并速有升高趋势。另外，从发电机故障录波图发现，发电机的一相对地苎压在下降，另两相电压在升高，,-,—%.型继电器动作时，一相电压已降到了1"2（34二次值），另两相电压已升到)(2（32二次值）。动作分析由上述数据可以看出；由于线棒冷却水回路被堵塞，致使该线棒温度超标。在高温下，··线棒外层绝缘的绝缘能力劣化，对定子铁芯的绝缘电阻降低，从而使5%&与5%6的相对幅值及相位发生了变化，造成,-,—%.型继电器动作。因此保护动作是正确的。分析者均认为，由于该保护继电器即时动作，避免了一次重大事故的发生。因为事故发生在后夜，当时值班人员正在加负荷，如果不即时切机，待负荷加到!""*+以上，发电机电流将增加一倍，线棒发热呈平方关系增加，必然要烧坏线棒。那时，经济损失将是巨大的。那种认为被保护设备没有损害时继电保护动作属于误动的想法是极其错误的。特别是主设备保护，应捍卫其被保护设备不被损坏，或损坏极其轻微。被保护设备严重损坏时保护才动作，这样的保护只能叫“保险丝”。—$#"!— 案例!发电机失磁保护元件误动情况简介西北某电厂装有"台容量为"##$%的水轮发电机，每台发电机配置有两套失磁保护。一套微机型失磁保护；一套集成电路型失磁保护。两套失磁保护均有&’()元件（即转子低电压元件的动作电压随着有功功率变化而变化）。误动情况及检查当发电机的有功负荷大时，两套失磁保护的&’()元件便误动作。由微机保护的通道数据知：当发电机转子电压*较高时（盘上仪表指示），通道显示电压值很低，例如：盘表指示值为++#,，而通道显示值只有-##,左右，两者相差甚大。曾用标准直流电压表，对盘表进相校核，结果表明，盘表指示基本正确。用蓄电池作电源，对微机保护的通道进行了校验，校验结果列于表-(.。表-(.外加直流电压及保护通道显示值外加直流电压（,）-#*#.#-##-.#++#保护通道显示值（,）-#*#.#-##-.#++#由表-(/可以看出，保护通道显示电压值与外加直流电压相等，说明微机保护通道正常。在不同转子直流电压下，观察了保护通道的显示值，其结果列于表-(/。表-(/不同转子电压下通道显示值转子电压（,）标准表指示"-!.-*+-0#-1#++/+"#+.#通道显示值（,）"+/0/!0#!#11-##-#"由表-(/可以看出，当发电机转子电压较低时，通道显示电压与标准表指示值相差不大，随着转子电压的升高，两者之差越来越大。对转子电压的谐波测量为了搞清发电机转子电压升高时其直流电压不能全部传递给保护通道的原因，对转子电压进行了谐波测量。测量转子电压谐波分量的接线图如图-(--所示。当发电机转子直流电压为!.,时，用谐波分析仪测得的谐波电压如表-(0所示。—$#"!— 图!"!!转子电压及谐波分析仪#!、#$—隔直电容；%—直流电压表表!"&转子直流电压为’(%时的谐波电压谐波次数$)*+’!,!$!’$*电压值（%）!-!!!-+$!-!!!($-$,-+.,-’)*+-&+-+!!-.(从表)可以看出，转子电压中的+次、!$次、!’次、$*次谐波分量很大。其中+次谐波最大。另外，当转子直流电压为!)$%时，交流分量电压已超过!,,,%。转子直流电压不能全部传递给保护通道的原因是，在/0"1元件中，转子电压是通过霍尔元件传递至通道的。由于转子电压中交梳分量过大（交流分量远大于直流分量），在总电压幅值达到一定值之后，霍尔元件呈现非线性（饱和），从而使输给通道的电压远小于实际的直流电压。大负荷时/0"1元件误动原因分析当发电机有功负荷增大时，/0"1元件的动作电压按一定比例升高。然而由于霍尔元件的非线性，/0"1元件实际感受的电压很低。这样，当发电机负荷大于某一值时，/0"1元件必然误动。对策建议为防止/0"1元件误动，可采用以下措施：（!）提高霍尔元件的饱和电压；（$）失磁保护换型（不采用转子电压闭锁元件）。案例.发电机低电压过流保护误动情况简介华南某电厂装有三台$*,23的发电机，发电机通过主变压器接到(,,4%母线上，电厂主接线及与系统的连接，如图!"!$所示。—$#"!— 图!"!#电厂及系统连接主接线!号机配置的低压过流保护是采用具有电压自保持的$%&—’型过流继电器构成。保护的构成如图!"!’所示，动作延时为()*+。图!"!’低电压自保持的过流保护构成框图,"过电流元件；-、."电压元件（正、负或复合电压）事故过程及检查!//0年0月’日，在图!"!#中的1$点发生了$相瞬时接地故障。线路两侧的保护均在故障后的*23+内跳开两侧$相断路器，并经约/423+重合闸动作，断路器重合成功。与此同时，电厂!号机的低电压自保持的过流保护误动作，先跳母联断路器，再跳主变压器高压侧断路器及灭磁开关。事后试验检查发现，$%&—’型装置中设有电压切换继电器，切换继电器输出电压的相序与输入电压相序相反。正常时，输入正相序电压，则$%&—’型装置感受到的是负序电压，电压元件长动作。—$#"!— 误动原因分析由图!"!#可以看出：正常运行时，由于装置切换继电器接线错误，电压元件处于动作状态。一旦系统内发生故障，即使是远方故障，只要瞬间出现故障电流并使图中“与门”短时有输出，就能使“与门”开放并自保持。此后，不管有无故障电流，$%&时间元件将一直计时至保护出口切机。误动的原因是电压相序接反。调试人员没有及时发现问题。对策（!）改正继电器接线错误；（’）工作人员调试要认真。案例!(发电机匝间保护误动事故简述!))’年#月’*日，某电厂’号机匝间保护在区外故障时误动跳闸。!))#年!(月’+日，同一电厂!号机匝间保护在系统无故障时跳闸。事故分析该电厂!号、’号机均采用负序功率闭锁定子零序电压原理的匝间保护。其原理接线图见图!"!,。事故后经检查分析误动原因为：一是零序电压整定值偏低，原整定为#-，因每台发电机固有不平衡电压有大有小，且不平衡电压受负荷及短路故障电流大小影响，此值必须经过实测确定，事故后检查发现满负荷下不平衡电压为#.+/-，轻负荷或刚带负荷时为’.,-。二是设计上有缺陷，见图!"!*。图!"!,原理接线图—"#"!— 图!"!#原匝间保护出口回路示意图$%&"断线闭锁继电器；$’("负序功率方向继电器；!$)"中间继电器；*$+"零序电压；!$&,"出口继电器从图!"!#上看出，!$)正常即是动作状态，如果*$+一旦受某种冲击干扰而动作，!$&,即出口跳闸。防范措施将零序电压整定值由原-.改为/.；在设计上将图!"!#中的$’(负序方向继电器的触点改为常开，直接与*$+串联去启动!$&,，提高匝间保护防误动的性能。经验教训对于发电机匝间保护零序电压整定即要保证灵敏度，又要根据实际发电机不平衡电压整定，在回路设计上!$)正常即处于动作状态，不合理，应吸取教训。案例!!发电机负序电流保护误动事故简述!001年2月!#日，某电厂#号机负序过负荷保护误动，无时限出口跳闸，当时区外系统发生单相接地故障。事故分析#号机保护过负荷动作值整定34#5，反时限启动整定值为!5。事故时发电机侧负序电流为*4/5，经计算在6*7*4/5时，反时限应经-38后动作，事故后检查发现保护无时限动作，是因为小密封继电器（#9）触点绝缘电阻很低（接近于3）引起。采取对策原负序过负荷保护中所选用的:9,—#9型小密封继电器在运行-;1年后，绝缘水平即下降，更换为:9,—-!9型小密封继电器后，解决了这一问题。经验教训厂家在选用材料时，应经过老化试验，选用质量可靠的元器件。运行单位对已运行几年—!"!!— 以后的保护应加强定检及运行维护，以防止类似情况的发生。案例!"#$%—"型发电机纵差保护误动作跳闸事故简述!&&"年"月"’日，某水力发电厂!号机的#$%—"型纵差保护误动作跳闸。纵差保护定值系建厂时期，由设计部门提供的调试定值。!号机额定电流为()*+,，电流互感器变流比-./)0001)。事故分析经过现场调查，纵差保护动作电流未经过整定计算，随意定为2345/06),。相当于!号机二次额定电流的06!(&倍，即2345/06!(&27!06!827，制动斜率亦随意取为9:;）所示。图!=!+差动保护比率制动特性曲线图（!）发电机差动保护最小动作电流为2345，4/06(27。（.）差动保护整定不当，出现误动区的特性曲线图（；>）差动保护整定正确特性曲线图（"）制动特性的拐点，取被保护设备的额定电流，即23:;<，4/!6023"-。—"#"!— （!）制动特性斜率取"#$%&’(!。经验教训（)）保护投入运行前，必须检校所有定值是否由调度整定部门下发的正式定值通知单进行整定的，否则不能投入运行。（*）现场调试人员必须熟悉保护装置的工作原理，及整定原则，这样可以及时发现一些问题，如整定不当，试验方法不正确等问题。案例)!继电器击穿着火引起机组跳闸事故简述)++,年)月*日)-时-.分，某电网甲发电厂)、*号机无故障相继跳闸，当时两机满负荷运行（*’’/0）。)号机变压器的保护动作信号为“保护屏直流电源消失”、“主变温度异常”、“整流柜风机保护故障”、“切换励磁调节柜控制电源故障”、“主汽门关闭”等。*号机变压器的保护动作信号为“保护屏直流电源消失”、“静子过电压”、“主变冷却器控制电源故障”、“主变温度异常”、“负序过负荷”、“整流柜风机保护故障”、“主汽门关闭”、“主变冷却器!路电源故障”、“调节柜控制电源故障”等。事故分析检查发现)号机高低加水保护的*’"12继电器积灰造成绝缘击穿着火，使跳发电机接点端子短路，引起)号机误跳闸。*号机误跳闸的原因是，当)号机跳闸后，))’34母线电压下降，系统三相负荷不平衡（“负序过负荷”信号发出），产生较大负序电压（*号机“负序电压出口”掉牌）。同时*号机强励动作（“励磁回路过负荷”掉睥），致使*号机复合电压闭锁过电流保护动作。同时，由于厂用电系统高压电动机自启动和值班员强行起动，使*号高压工作变压器差动保护躲不过电动机自起动电流的不平恒电流5，6相差动保护动作，因原设计考虑厂用变压器开关遮断容量不足故先跳发一变组高压断路器。措施（)）更换*’"12继电器，全面检查故障二次回路的所有元件。（*）重新校核厂用电系统保护装置定值。（!）对发一变组进行绝缘检测。—"#"!— 经验教训由一只继电器毁坏造成两台!""#$机组解列，可见继电保护工作者责任之重大。今后应加强二次回路元件的检查。高压厂变差动保护误动作，是否低压侧%&负载过重而使%&饱和，产生不平衡电流所致？因为低压侧%&伏’安特性较低，负载能力差。案例!(发电机转子烧毁事故概述!)*(年+月!,日，姚孟电厂,号锅炉爆管、紧急停机，手动操作,号发电机变压器组,,"-.高压断路器与系统解列，&相拒分，形成断路器非全相开断。断路器非全相保护动作，&相仍然没有断开，断路器失灵保护根本没有作动。运行人员赶紧跑到开关场也没有将&相断路器切开，只好将,号变断路器所在母线上相连的姚大、姚午、母联及//"0,,"-.联络变压器等断路器全部断开，才将事故处理完毕。事故后检查，,号发电机转子严重烧毁，无法修复，必须重新更换转子，才能恢复运行。事故分析姚孟电厂,号机容量是+""#$，电气主接线为单元接线方式，发电机出口没有设置断路器，事故前,号机负荷超过发电机容量1"2以上，,号变压器中性点为直接接地方式；,号变压器,,"-.高压断路器为分相操动机构。变压器没有任何保护动作，发电机只有失步保护动作。事故后种种疑问指向继电保护，失灵保护为什么不动作。提出这种疑问是可以理解的，但是说明一个最根本的问题，人们对断路器失灵保护的作用存在一个错误的概念，认为只要断路器拒动，断路器失灵保护就应该动作跳闸。实际上断路器拒动应分为几种不同的情况。失灵保护只能对其中一种起作用。（!）先有横向故障（短路），保护动作跳闸过程中出现断路器一相拒分，保护不返回，断路器处于非全相状态。配置的断路器失灵保护才得以动作，除了再跳一次自身断路器外，还得连跳同一母线上连接的有源线路、变压器、母联断路器（指双母线）。这就是断路器失灵保护的基本功能。（,）手动合闸，造成断路器非全相合闸。由于合闸之前，电气回路没有发生横向（短路）故障，也就没有保护跳闸来起动失灵保护，因此断路器失灵保护的动作原理就不能切除这种纵向故障。唯一可以动作的保护是，断路器非全相保护，虽然断路器一相拒合在先，但断路器非全相保护有可能切除这种纵向故障。（+）手动分闸，造成断路器非全相分闸。由于手动分闸之前，电气回路没有发生横向（短—"!"!— 路）故障，这次!号发电机变压器组非全相分闸就属这种情况。因此断路器失灵保护根本不会动作，也无能为力切除这种纵向故障，由于断路器分闸时，"相拒分在先，虽然断路器非全相保护已经发出跳闸命令，也只能向本断路器发令，断路器"相还是没有断开，说明断路器非全相保护不能消除手动分闸的断路器非全相开断这种纵向故障。由此看来，手动分闸或合闸断路器造成的非全相开断，如果是断路器自身有问题，靠断路器非全相保护、断路器失灵保护都无力解决这种类型的纵向故障。这次!号机转子烧坏事故是基于没有断路器拒分的连锁跳闸保护装置。那就是处理断路器非全相开断时连跳同一母线上所有断路器的连锁跳闸保护。这就是发电机转子烧毁的真正原因。事故对策（#）按照《反措要点》要求，发电机变压器组的高压断路器，变压器的高压断路器，母线联络断路器和采用三相重合的线路断路器等均宜选用三相操作的断路器。（!）对于发电机变压器组的高压侧的分相操作断路器，除了按《反措要点》设置断路器失灵保护、断路器非全相保护外，还应该考虑设置一套断路器非全相开断连锁跳闸装置。事故教训大型发电机变压器组高压断路器的设备选择，要在规划设计规程中提出明确规定，一定要选用三相操作的断路器。如果已是分相操作断路器，必须要设置断路器失灵保护、非全相保护和断路器非全相开断连锁跳闸装置。发电机变压器组高压断路非全相开断是在正常运行操作中，分相操作断路器出现的断路器非全相状态，不论是手合非全相还是手分非全相，都是属于纵向故障。这种非全相开断，靠断路器失灵保护来消除故障是管不了这种纵向故障，靠断路器非全相保护，对手合非全相有可能再跳本断路器来消除这种纵向故障，而对手分非全相，由于断路器拒动在先，断路器非全相保护即使能发跳闸命令，也不能消除这种纵向故障。针对发电机变压器组高压断路器非全相开断的特点，在断路器非全相开断时，必须要连跳同一母线上（如失灵保护那种跳闸方式一样）所有断路器的连锁跳闸装置，其安全性和可靠性也应该像失灵保护一样重要。笔者综合事故的特点，设计了一个发电机变压器组断路器非全相开断连锁跳闸装置，见图#$#%。断路器非全相开断，在发电机中就有负序电流，就能引起发电机组负序电流继电器&!!’动作，但是这个&!!!’继电器在线路发生非对称短路时也能动作，因而&!’继电器可作为起动元件。为了防止系统非对称短路误动，必须要设置一个是在断路器非全相状态的必要条件，那就是启用三相电流不同时存在做为断路器非全相开断的判据，为了提高该装置的安全性，模仿断路器失灵保护的双重化闭锁的成功经验，再启用变压器高压侧的零序电流做第二重判据，再经一小延时跳闸。其零序电流分别取自变压器高压侧两组不同的电流互感器回路，两零序电流同时存在时，一做第二判据，二做出口闭锁元件。如失灵保护中电压闭锁元件那样，将每一触点分别串接到每一跳闸继电器出口回路中去跳闸。—"#"!— 图!"!#断路器非全相开断连锁跳闸装置逻辑图$%&"发电机负序电流继电器；$、$、$"变压器高压侧相电流；%’()$*!、$*%"变压器高压侧两组电流互感器中的零序电流—"#"!— 第二章变压器继电保护故障分析差动保护是变压器的主保护。大型变压器差动保护的拒动或误动，均会造成很大的经济损失。影响变压器差动保护动作可靠性的因素很多，除了接线不正确以外，!"特性不良，调整不当，整定值不合理及保护继电器性能不良等，均会造成不正确动作。案例#变压器差动保护误动（一）情况简介该变电站是$%世纪&%年代初投运的’’%()大型变电站。装有两台容量分别为$*%+)"和#,%+)"的大型变压器。变压器的差动保护，采用我国首次研制及使用的按间断角原理构成的晶体管保护装置，逻辑回路如图$-#所示。图$-#差动保护的逻辑回路./-制动电压（与最大电流侧的电流成正比的直流电压）；0.-差压（，与差流呈正比）事故说明及检查$%世纪&%年代初，在#、$号主变压器投运后，其差动保护频繁误动。有时一天误动几次。每次误动，均使西北电网的东部系统与西部系统解列。误动的特点之一是多发生在低—"#"!— 负荷时。每次误动之后，均进行常规检查，但未发现问题。误动原因的试验研究为查明差动保护误动原因，我们对按间断角原理构成的变压器差动保护进行了深入的试验和研究。发现了致使保护误动的两个问题：其一是保护继电器受高次谐波的影响大，其二是调试人员调整错误，误将继电器的闭锁角调成了!"（#应该是$"#%$&#）。（’）谐波对保护继电器的影响。在按间断角原理构成的变压器差动保护中，采用电抗互感器将()的二次电流变换成电压送至逻辑回路。由于电抗互感器对谐波具有放大作用（电抗互感器的二次电动势与一次电流的频率成正比），故电流中的高次谐波对保护继电器影响很大。此外，从间断角保护动作原理分析，谐波次数越高，对保护的影响越大。图*+*所示继电器的动作原理。图*+*差动继电器的动作原理图在图*+*中，,-差动电压；!,为制动电压之和，它包含图*+*所示的直流电压,.和继电器的门槛电压（即使/’翻转的电压），并设,-为理想的半正弦波；(为周期；01为闭锁角时间（即在一个周期内差动电压小于或等于制动电压的时间）。继电器的动作方程为!,."2,3456!02（’）((+01"+*0（*）**式中0———继电器/’管处于动作状态的时间。解方程组得,3#!,.（!）01456!*’"当闭锁角整定为$"#，则01.34!讨论：—"#"!— +!当电压频率为!"#$时，%&’"()，因为"&’*#，代入式（,）得-(。!’"-&。即当%差压的幅值大于或等于’倍的总制动电压时，保护继电器动作。$当电流频率等于+!"#$时（,次谐波），由式（,）得-(!"-&。即当为,次谐波电压时，差压的幅值等于制动电压时，保护继电器就可以动作。试验发现，用一般电源作为试验电源来校验继电器的整定值，如不采用特殊措施，继电器的动作电流不断变化。动作电流最大可变化’"./,".。其原因是电源中会有高次谐波（主要是,次谐波）。（’）闭锁角减小对继电器的影响。由式（,）知：对应于闭锁角01，继电器动作方程为01"-&#-()23"’令-(&4"-&4为制动系数，则+4&（5）01)23"’由于该制动系数与交流量有关，故称为交流制动系数。闭锁角通常小于6"7，由式（5）可以看出：闭锁角越小，制动系数4越大。由于继电器的整定动作电流是一个定值，因此，当闭锁角小时，继电器的直流门槛电压一定要降低，才能保证继电器动作。门槛电压越小，继电器的抗干扰能力越低。继电器误动原因分析由于对继电器的调试不当，误将闭锁角整定减小了一半，从而使正常运行时继电器的直流门槛电压大大降低。测量表明，在此闭锁角下继电器8+管没处在饱和导通状态。大大地降低了继电器的抗干扰能力。在变压器低负荷时，系统电压高，电流中的谐波分量增大，这样导致差动保护误动。对策及效果为了消除差动保护误动及增加动作可靠性，采取一些对策。（+）在断路器起动回路图中8+管的发射极与集电极之间加一电容9附加，并将二级管换成稳压管（如图虚线内所示）。这样，在8+管动作后经一个小延时后8’管才动作。计算表明，增加小延时后，可大大提高继电器的抗谐波能力。（’）将闭锁角恢复到:"7。（,）改进了试验方法，消除了电源中谐波分量对继电器的影响，确保整定值准确无误。运行实践表明，经以上改进之后，该变电站的差动保护再没误动过。—"#"!— 案例!变压器差动保护误动（二）情况简介某电厂的"、#号主变压器，是额定容量为!$%&’变压器。变压器的差动保护，采用间断角原理的()*—$型晶体管差动继电器构成。该电厂的控制回路采用弱电（!$+电源）控制，其!$+电源由可控硅逆变电源供电。事故说明及检查,-./年#月，运行人员在操作一套逆变电源时，造"、#号主变压器差动保护同时动作，切除了"、#号机。事故后，对保护继电器及二次回路进行了试验检查，结果表明，二次回路无误，保护继电器良好。对逆变电源进行检查，发现该逆变电源已损坏，没有直流输出，输出端有"0#+的高频波。高频波对保护继电器影响的试验研究为了查明逆变电源输出高频波对差动继电器的影响，在试验室内进行了模拟试验。试验接线如图!12所示。图!12模拟试验接线31刀闸；)1电容器；逆变电源为已坏的那个装置给差动继电器加电源使其正常运行。用开关3对逆变电源供电。试验发现：当电容器)大于!%%%45时，每次合开关3，差动继电器均动作。对差动继电器进行了改进，即去掉6,管见“案例,”图!12基极—发射极之间的电容),。再进行上述试验。将图!12中的电容器)的电容增大到,!5，合刀闸,%次，未见差动继电器误动。在"、#号发变组保护均运行时，我们分别测量了变压器差动继电器逻辑回路电源的%+对地电容，该电容值为2"%%45左右。—$#"!— 差动保护误动原因分析保护误动原因是这样的，当合已坏逆变电源的输入开关时，逆变电源发出的高频波，通过大地及差动继电器!"对地电容，输入继电器逻辑回路，通过#$电容对%$管干扰，使继电器误动。又由于&、’号变压器保护与被操作的逆变电源同在一个机控室内，故对逆变电源供电时造成两套差动保护同时误动。真机试验的验证&、’号主变压器投入运行，&、’号变压器的差动保护也正常投入运行，打开该保护的出口连接片，对坏逆变电源送电，两套差动保护同时误动。并且，每供电一次，两套差动保护便同时误动一次，百发百中。将两套差动保护的#$电容去掉，再进行逆变电源送屯试验。连送数次，未发现差动保护误动。对策与效果“案例$”中图()*中#$电容的电容很小（!+!$），分析及各种试验表明，去掉该电容!,后对保护继电器的性能毫无影响。为了提高保护的动作可靠性，已将该电厂-台主变压器差动继电器中的#$电容去掉。$!多年的运行实践表明，去掉电容器#$后的保护，运行情况良好。案例*发变组大差保护误动情况简介在保护误动之前，该厂已投产两台*!!./的发电机组。各自通过*’!."0的变压器接在((!1"母线上。发电机—变压器组设置有具有比率制动特性及二次谐波制动的整流型大差保护。大差保护用20分别取发电机中性点20、主变压器高压侧20及厂高变低压侧20。事故说明及检查$33&年&月，$号机组并网运行，(号机组停运，准备用(号主变压器通过(号厂高压变压器带厂用电。在由((!1"母线对(号主变压器充电时，$号机组的大差保护动作，切除了$号发电机。对保护继电器及其二次回路进行试验和检查，发现有$只保护继电器中(次谐波谐振电容回路的一个电容虚焊；差动保护20二次回路采用的电流端子质量欠佳，有多处打火烧—!#"!— 伤痕迹。其他情况良好。差动保护的整定值为：初始动作电流!"，二次谐波制动比为#$%，拐点电流大于&"。#号机组大差保护误动原因的试验研究为查清!号主变压器空投时#号机组大差保护误动的原因，在#号机组运行时，进行了!号主变压器的空投试验（实际上，不完全为空投，因为带着!号厂用高压变压器）。在空投试验时，断开#号机组大差保护出口连接片。用磁带机及#’线示波器录制了#号主变压器各侧的电流，#号主变压器大差保护的继电器三相差流及!号主变压器的有关电量。在空投试验时，曾听到#号机组保护盘上有继电器动作声。共作了三次空投试验。第三次空投时，录得的#号机组大差保护三相差流及分析所取点（(、$、)三点）约#*时间内的波形，如图!+&所示。图!+&!号主变压器空充电时#号机组大差保护三相差流及分析点波形对(、$、)点谐波分析结果列于表!+#。由表!+#以看出：在第(个分析点的,-.*时间内，"、/两相差动继电器的差流中的基波电流分别达#-(."和#-’"（有效值），而同时间的二次谐波电流只有基波电流的(-&!%和&-()%。表!+##号机组大差保护三相差流谐波分析结果谐次,#!0&.’(点相"%"%"%"%"%"%"%"%12,-,0#-!!-&’#,,,-#$!(-&!,-&0(#(-$,-0.!#&-0,-0(0#.-!,-!’&#,-(,-#!’.-#.(13,-,)’)-).,-)’0#,,,-#(’#0-0,-0’.0(-),-!!$!0-(,-!,&!#-#,-#!0#!-$,-,)(#,-#14,-#.$’-))!-!’#,,,-#,$&-(),-$!!0’-0,-0$!#’-),-!’(##-$,-#0’’-,!,-,.#!-!’—#"!!— 谐次!"#$%&’(*+!,!"&!,’$’#,%#"!!!,#(-"",&!,%--"),’!,$%’"%,$!,%#&"(,’!,#’%"!,-!,!)&$,&#)*.!,!%-&,$’!,-")"!!!,$$#$’,#!,%##%&,-!,$$#,’!,##’#%,’!,"%""&,%!,!)"),)$*/!,!%"#,!$#,!#"!!#,)("%,#!,)’(%$!,$)-"-,$!,#)%"%,"!,"""&,&"!,!##","*+!,!$%",&##,#$"!!!,$#("%,(!,%"("),(!,$%&"&,&!,%$!"-,$!,#&("",&!,!-%%,#$-*.!,!#$#,(!,)&$"!!!,$-#%’!,%!’%(,’!,#)-$$,-!,##%#’,#!,"%%"’,-!,!("),$%*/!,!"’!,)’-",")"!!!,$’)#!,$!,)#(%&,’!,$)%#",#!,#(#"&!,"!’&,)%!,!"&!,)%%注：点———分析周期（!,&0）编号；1———分析周期内电流幅值。此外，由于变压器空充电时的励磁涌流与合闸角有关，因此，#号主变压器空投励磁涌流较大时，"号机组大差继电器中的差流很可能达#1以上，而二次谐波电流与基波电流之比可能小于")2。大差保护误动原因的分析在#号主变压器空充电时，在"号主变压器中产生了“和应”涌流。由于“和应”涌流的影响，使得在大差保护继电器中出现较大的差流。在一定的条件下（合闸及变压器的剩磁）下，差流中的基波分量可能大于继电器的整定值。而#次谐波分量可能小于某一值。同时，又由于变压器中相电流并不很大，比率制动作用很小或等于零，从而使差动继电器误动。对策及效果为了提高大差保护的动作可靠性，采取了以下两种对策。（"）提高大差保护的整定值。原整定的大差保护继电器的初始动作电流过小（只有变压器额定电流34的!,")倍），在外部故障或出现“和应”涌流时，容易误动。计算表明，发变组大差保护的整定值应为!,%34，故将定值由!,")5。提高到!,%34。（#）消除二次回路缺陷。将61二次回路端子排上的用螺丝插头连接的电流端子（属淘汰产品），换成接触可靠的连片型电流端子。此外，还对61二次回路的接丝螺丝进行了拧紧，加填弹簧圈。运行实践表明，采取了以上对策之后，保护运行情况良好。案例%变压器低阻抗和零序保护误动情况简介华东某变电站"号主变压器容量为#&!781，高压侧电压为&!!98，中压侧电压为##!98。全套保护为晶体管型保护。在##!98侧配置有低阻抗保护、间隙保护。—$#"!— 事故情况及检查!""#年!$月!日。!号主变压器三侧断路器跳闸，切除了!号主变压器。经检查知：%%$&’侧低阻抗保护二段动作，中性点间隙保护的零序电压继电器动作。试验检查发现，!号主变压器保护屏上%%$&’侧低阻抗插件上的一个继电器有问题：其触点及线圈同时与外壳接触，造成接地。由于继电器的线圈接在保护逆变电源输出，而继电器的接点与微机监控()*的+,’电源相连，从而使+,’电源串至晶体管保护的逻辑回路的电源中，使三极管基极所接的-!.#’电源上升到了/0.1’。误动原因分析由于保护插件上的密封继电器性能不良，使其触点和线圈短路，造成+,’电源串至晶体管逻辑回路中。由于正常处于截止状态的三极管的基极电源为-!.#’（2(2型硅管）升高到0.1’，截止管必然导通而使保护误动出口。对策及教训提高继电保护的动作可靠性，首先应将小密封继电器换型。应换成触点线圈对外壳及触点对线圈之间绝缘水平高的继电器。此外，在大修时，还应用!$$$’兆欧表测量密封继电器、线圈、触点对地及触点对线圈之间的绝缘，即时更换绝缘不合格者。应吸取的经验教训是：该两种保护于!$月!日及!$月%日连续误动作两次。如果第一次误动后，即时撤运保护检查，查出原因并进行有效处理，就不会出现第二次误动。案例#重瓦斯保护误动跳闸情况简介!""$年0月%"日，其变电站!号主变压器轻瓦斯保护连续二次发出动作信号。当值班员对!号主变压器气体继电器进行外部检查，未发现异常。误判断为气体继电器内部可能有气体。过了%#分，!号主变压器重瓦斯保护动作，两侧断路器跳开。事后检查，!号主变压器气体继电器接线盒盖封闭不严进水，重瓦斯出口触点连接端子短路，造成气体继电器触点因绝缘降低击穿而跳闸。事故原因由于在主变压器气体继电器安装时，接线盒内导线预留过长，造成接线盒扣不严，留有缝隙，以至在特定风向下下雨时，雨水进入盒内，使接线端子短路，造成气体继电器触点绝缘降低击穿而跳闸。—#!"!— 此次事故暴露了：安装工艺不良，且在工程验收及定期校验时又未认真检查；对气体继电器“进水反措”执行不力。此外，运行人员技术素质也较差。第一次发信号后，应考虑到接线盒进水，应进行相应的检查和处理。对策对各变电站主变压器气体继电器采取防进水措施。还应对值班人员加强技术培训。案例!变压器有载调压瓦斯保护误动情况简介该变电站是""#$%变电站，&号主变压器是容量为’(#)%*的三绕组自耦变压器。该变压器的调压变配置有瓦斯保护。事故发生前，变电站所在地区三个小时连降大雨。变电站的直流系统出现接地。工作人员在主变压器本体端找接地点。事故过程及检查&+++年,月(日’#时，&号主变压器有载调压变重瓦斯保护动作，跳开三侧断路器。造成该变电站&&#$%母线停电。所带的"个&&#$%变电站，也全部失压。共甩负荷,-).。事故后检查发现，&号主变压器有载调压重瓦斯保护触点引出线（#&及#&-），在主变压器本体端子箱进口处将外层绝缘磨损。因下雨等原因，事故前#&-线接地。而工作人员在找直流接地点时，又将#&线误碰端子箱外壳，相当于将重瓦斯触点短接。事故原因分析及对策事故原因是：基建工程质量把关不严。在主变压器本体端子箱二次电缆进口处未加绝缘垫，使电缆芯线外层绝缘磨损，造成雨天接地。在检查直流接地时，又造成另一线接地。故使保护误动。采取措施严把施工质量关。应按照规程规定检查及验收二次设备。—$#"!— 案例!零序方向过流保护拒动情况简介该变电站为""#$%变电站，&号主变压器容量为’(#)%*的三绕组变压器。变压器的&&#$%侧配置有两段零序方向过流保护，其动作方向指向&&#$%母线。该变电站&&#$%母线为双母线。事故过程&++"年&月’(日&"时’!分，由于&&#$%!母,相支持绝缘子上滴水造成接地闪络。母差保护动作，去跳!母线所接各元件的断路器。由于回路中有错，有两个断路器（编号为+’、-’）未跳。同日&"时.(分，由于滴水原因"母,相绝缘子接地闪络，母差保护拒动。在以上两次故障时，&号主变压器&&#$%侧零序方向保护拒动。试验检查事后试验检查发现：零序方向元件的方向接反。拒动原因及对策由于零序方向过流保护方向元件的方向接反，因此，在指定方向上故障拒动。主要原因是在投产时，没有带负荷检查方向保护的动作方向。对策对于新投入的或大修后的变压器，一定要在负荷工况下检查方向保护的动作方向。案例-变压器晶体管保护误动作跳闸情况简述&++.年&#月&日，某.##$%&号主变压器’’#$%侧晶体管低阻抗及中性点零序电压间隙二段保护误动作，跳开&号主变压器三侧断路器。—$#"!— 情况分析经过现场调查，!号主变压器重动继电器屏上的""#$%侧晶体管低阻抗重动继电器触点!"&’()"与线圈对外壳接地。!"&’()"的线圈接的是!号主变压器晶体管后备保护逆变电源，触点接的是微机监控)’*的&+%电源。引起两组电源短路，从而使!号主变压器’’,（晶体管变压器后备保护，其中有低阻抗和中性点零序电压间隙二段等保护）保护电源电压发生变化，引起晶体管保护直流回路逻辑关系混乱，造成低阻抗和中性点零序电压间隙二段保护误动作，如图"-.所示。图"-.!号主变压器""#$%侧晶体管保护误动作回路接线图从图"-.中看出，/点与触点!"&’(0"的1号端子短接，而且又碰了外壳，使-!2.%电源接地，将对地的3124%电压加到-!2.%上，引起’’,中的低阻抗和变压器中性点零序电压间隙二段保护电位发生变化、使保护误动作跳闸。采取对策（!）由于密封继电器触点与线圈之间绝缘不良，导致-!2.%直流电源接地。为此，应选用高质量的密封继电器，经检验合格后更换。（"）今后要加强对密封继电器触点与线圈之间绝缘的检测工作，做到及时发现立即更换。经验教训（!）据现场了解，该保护共计发生二次误动作跳闸，第一次，!#月!日!4点&.分，第二次!#月"日!5点!!分。在第一次发生误动作跳闸后，应立即停用保护进行查找，不应再发生第二次。在误动原因未找到前，不允许再使用这保护。（"）这种密封继电器的工作电压为"&%的，但其触点且使用的&+%的电源上。因此这种设计不合理，应更换工作电压为&+%的继电器。—$#"!— 案例!主变压器非全相保护接线错误出线故障误动事故简述"!#!年$月%日""时&’分，某电网(()*+,"线单相接地故障，甲变电站"号主变压器-."断路器非全相保护动作跳闸。当时甲变电站,"线-.(距离保护（/0120、/01.3）距离工段，高频保护动作跳闸单相，重合闸动作成功。事故分析事后检查甲变电站主变压器(()*+侧断路器非全相保护，发现其原理接线是错误的。该非全相保护接线原理图如图(45。图(45非全相保护错误接线原理图67,是误动接线因合闸监视继电器68,在断路器合闸时励磁，而跳闸监视监视继电器67,在合闸时失磁，所以正常运行时直流正电源已送至，69")常开触点处。高压侧断路器非全相起动电流（692）为":&0，6;时间为):&<，当线路距离保护工段动作，后又重合成功。根据线路故障录波图，按零序分支系统计算，甲变电站主变压器的%=)约为5:50，达到6=2启动值。而故障录波图显示也有):&&<。措施证实甲变电站主变压器非全相保护设计错误后，将67,的常闭触点改为常开触点，以后再未发生出线故障误动现象。经验教训新变电站投产要严格审查保护原理接线，若稍有疏忽，给后来运行将造成重大事故，这是不可原谅的。—$#"!— 案例!"电流互感器极性接反，造成差动保护区外故障误动事故简述!##$年%月&!日!"时’(分，某电厂&号主变压器差动保护在区外故障时误动。!##(年&月!$日，某变电站!号主变压器差动在区外!")*出线发生故障时误动。保护动作分析事故后两起误动均是因为电流互感器极性接反，造成保护区外故障时误动。双绕组变压器差动保护单相原理接线图见图&+$。双绕组变压器，在其两侧装设电流互感器，当两侧电流互感器的同极性端子在同一方向，则将两侧电流互感器不同极性的第二次端子相连接，（如果同极性端子均置于靠近母线一侧，则二次侧为极性相连）差动继电器的工作线圈并联在电流互感器的二次端子上。图&+$双绕组变压器差动保护的单相原理接线图（,）正常运行和外部故障时的情况（；-）内部故障时的情况在正常运行和外部故障时两侧的二次电流应相等，流过差动继电器线圈的电流接近于!!零。当一侧电流互感器极性接反时，流入继电器的电流./01.!21.!，（1!为高压侧电流!&互感器的变比，1&为低压侧电流互感器的变比），当区外故障时流入继电器的电流大于动作电流的整定值时，差动保护即误动跳闸。采取措施将电流互感器回路重新进行接线，并再进行带负荷测试，以确保极性的准确无误。—$#"!— 经验教训应确保保护的极性及方向正确，是众所周知的。但在实际运行中，仍不时有因电流互感器极性接错造成保护误动的情况发生，因此继电保护的施工调试及运行维护均应加强工作责任心，吸取事故教训，防止类似事故的再次发生。案例!!"#变比不符，主变压器差动保护误动事故简况!$%&年!!月!日，佳木斯电业局鹤岗变电所主变压器差动保护动作，跳开!’()、*+()两侧断路器，主变压器停电，经测试和外观检查主变压器无异常，于!,*+-./后，主变压器恢复正常运行。事故原因及暴露问题事故的直接起因是!’(0市区线+%号杆故障，引起主变压器差动保护误动作，主变压器全停电。变压器差动保护用的!’()侧"#变比实际为!+’’1+，而继电人员在整定时却按!’’’1+整定的，错误地补偿了*+()侧，故在市区线+%号杆外力短路故障时，造成主变压器差动保护动作跳闸，主变压器停电。继电人员在保护整定后，没有按《继自现场保安规定》*2!3条“继电保护调试的定值，必须根据最新整定值通知单进行，先核对通知单与实际设备是否相符（包括互感器的接线，变比和变化）及有无审核人签字”的规定执行，没有核对"#设备的实际变比，用错误地变比来进行整定的保护，结果导致差动保护误动作，是发生事故的主要原因。事故暴露出继电人员责任心不强，保护整定前没有按《规程》规定进行设备的核对。防范措施（!）继电人员按定值通知单进行保护定值整定前，应与运行人员一起，核对设备的实际情况，看其是否和通知单相符，如发现问题时，应立即与上级有关部门联系，及时予以纠正。（4）继电人员应熟悉和掌握变电设备的实际情况，要加强与运行人员的联系，及时掌握设备变动情况。（*）继电人员必须增强责任感，要深知自己一时疏忽大意将会造成严重后果，作业时必须认真负责，按保护的有关《规程》来进行工作。绝不可用图省事、凭记忆的错误作法来进行保护回路的工作。—$#"!— 第三章母差及断路器失灵保护故障分析案例!母线故障跳闸继电器拒动事故简述!"#$年%月!&日，某’(()*变电站，&&()*+,-—.型双母线固定连接式母线保护装置，在单母线方式运行期间，运行母线发生了带地线合闸的三相接地短路事故。当时有部分电源线路没有跳闸，由对侧二段保护动作切除故障。事故分析经过现场调查，原因是串联于各跳闸中间继电器线圈的信号继电器!/-线圈参数不配合造成的。!/-采用01—#2(3(!’型，内阻为"4’!，各跳闸中间继电器（不同型号）共计!(个并联，实测内阻为!&#’!，如图56!所示。图中-7&和-7%分别为各一次设备母线侧隔离开关切换辅助触点的重动继电器触点，-7&触点闭合，-7%触点打开，事故时为单母线方式运行，图中选择元件触点未画，以下进行计算。图56!+,-—.型固定连接式双母线保护直流回路部分接线图当时直流电压为&&(*，计算母线保护起动元件!85/09触点闭合时，跳闸中间继电器—!#"!— 线圈两端电压&&’!"#$%.,&-)%,&（*/）()*+,&-)因此，信号继电器,"0线圈两端电压降为1,23%&&’4,&*%(（5/）占额定电压的5&678。经实测，其中,"#$、9"#$、5"#$和)"#$的动作电压为,9&:,5,/，*"#$和,,"#$的动作电压分别为,,5/和,,’/。所以，*"#$和,,"#$继电器动作，其余都拒绝动作，由对侧二段保护动作切除故障。采取对策（,）串联信号继电器的选择条件为：!在额定直流电压下，信号继电器动作的灵敏度一般不小于,65。"在’6-倍额定直流电压下，由于信号继电器的串接而弓,起回路的压降应不大于额定电压的,’8。#应满足信号继电器的热稳定要求。$如果选择中间继电器的并联电阻时，应使保护继电器触点断开容量不大于其允许值。（&）按照上述条件，由串联信号继电器规范表上查得，经计算选取,"0（&"0）为;<—-=’6’5型，内阻为,9’%。此时，母线保护选择元件对应)个跳闸中间，并联后内阻为&,5%。通过计算，串联信号继电器的灵敏度和电压降均可满足规定条件。经验教训（,）在进行直流逻辑回路设计时，要考虑串联信号继电器与其后面的中间继电器在灵敏度和电压降的问题。否则就要出现上述拒动的严重后果。（&）现场检验人员，在新装置投入运行前，-’8!>整组试验项目一定要做，而且要做全。上述事故表明，整组试验未做全，也可能没有做。所以这个教训必须汲取。案例&&&’2/断路器失灵保护误动，变电站全停事故简述,(()年,月&*日，某变电站&&’2/&母线及’母线失灵保护在二号线路由’母线倒至&母线时，引起误动作，造成&&’2/母线上的运行设备全部停电，如图94&所示。图中一至七号线路和,号:&号主变压器全跳闸。事故分析经过现场调查，发生事故前，&&’2/(母线在停电状态，但&?/一次隔离开关未断开，这—$#"!— 图!"#某变电站##$%&母线事故前运行状况图给!母线!’&向"母线#’&反充电造成机会。(号母联失灵保护电流判别元件整定!!)*（’*)$$+,），当时二至三号线路负荷电流均为#-$*，一号线路为!-$*。在二号线路#、!母线隔离开关合位时，(号母联电流较小，在二号线!母线隔离开关拉开瞬间（由!母线向#母线倒闸），(号母联电流突增（!母线为电源，#母线为负荷），达到电流判别元件动作值，如图!"!所示。图!"!(号母联失灵起动!母线及#母线失灵保护回路图(..-年($月份，七号线路在其分线箱处，更换电压切换隔离开关辅助触点电缆线时，由于电缆线不够长，临时用导线将"母线/隔离开关辅助触点01短接，如图!"-所示。事后此缺陷也一直未处理。本次事故发生前，处理八号线路"母线隔离开关缺陷时，需将"母线停电。为此将七号线路、#号主变压器及六号线路倒至!母线运行。当断开#""母分段及#号母联断路器时，!母线!’&电压互感器二次*、/相熔断器熔断。因为如图!",所示，(23—-23均在动作位置，引起!母线电压互感器!’&向"母线电压互感器##!+反充，乜，使!母线!’&二次过负荷’&小开关跳闸，电压消失。—#"!!— 图!"#启动出口继电器回路图图!"$七号线路电压切换刀闸辅助触点用导线短接回路图从图!"#中，虚线框中的%&’())触点因继电器质量问题，而处于闭合状态，这种继电器为*+!—),-./0型，厂家已认定更换。这样失灵保护动作的条件已具备，即第一，电流判别元件动作（&11、&12、&1’）；第二，保护出口继电器动作（%&’())）；第三，闭锁电压元件解除（))34、034和)034）。同时，也发现!母线)54二次1相熔断器熔断，原因一直未找到，在图!"#中，&6))5信号表示，说明))34触点闭合。但!母线上三条线路的跳闸是由于图!"#中隔离开关辅助触点61)、610闭合引起的，从图中的箭头可以得知。采取对策（)）更换%&’())中间继电器。（0）将图!"$中的短路线取消，辅设合乎要求的电缆线，处理好"母线隔离开关76的正确位置。（!）建立电压切换规程，如054二次无负载时，在其一次侧停电前，应断开电压互感器二、三次绕组的熔断器，避免反充电。经验教训（)）现场的继电保护调试和检修人员，在关系到继电保护的二次回路更改时，必须慎重。如果需要采取临时措施，必须在图纸上注明，并在继电保护记事簿上说明，最后向运行值长交待有关事项。比如七号线路的"母线隔离开关76用导线临时短接，是造成这次事故的原因之一。（0）对于跳闸的中间继电器，其机械部分一定要检验好。继电保护工作，是一项仔细的工作，来不得半点疏忽。如果对于%&’())中间继电器的常开触点，在正常时处于断开置时，即可避免这次事故的发生。—#!"!— 案例!操作顺序错误导致母差保护误动全站停电事故概况及原因"#$%年&月"’日，惠民电业局郭集变电站((’)*!段母段、沾郭线间隔停电春防。((’)*旁路"%(’断路器代沾郭线"%(+断路器运行。+时(!分在投"%(’断路器零序"段连接片时，旁路"%(’断路器零序"段、((’)*母差保护动作、所有((’)*断路器跳闸，全站停电。事故原因造成这次事故的原因是郭集变电站值班人员在旁路断路器"%(’代路操作前，没有按运行方式要求切换母差,-连接片，致使,-极性接反，导致母差误动的停电事故。旁路断路器零序"段动作的原因是，&月#日,-接线时-相,-开路所致。防止对策（"）对工作人员加强安全教育，提高工作责任心，防止工作中的失误；（(）对运行人员要加强技术培训，提高其业务素质，严格执行两票三制及有关规程规定。事故教训本次事故暴露了值班人员没有严格执行两票三制，违反现场规程，对保护方式不熟悉，属违章操作，误投保护。在,-接线中造成一相开路，也导致保护误动。继保人员应加强,-回路完整性试验。案例&断路器失灵保护误接线事故简述"##&年"月"&日+时&.分，-省某((’)*变电站!.线距甲侧(&/%.)0处导线对树放电发生1相瞬时故障。乙侧：123"方向高频、456""高频闭锁、动作1相断路器跳闸，重合成功。甲侧：123"方向高频，456""高频闭锁、接地距离#段、零序方向#段动作，1相断路—$#"!— 器跳闸，重合闸成功。同时甲侧!"#线失灵保护误动跳母联断路器。$%%&年&月#日’时"(分，!"#线距芜侧()&*+处又发生,、-两相接地故障。乙侧：方向高频，方向闭锁动作三相跳闸不重合。甲侧：方向高频、高频闭锁，相间距离!段，接地距离!段，零序方向!段动作，三相跳闸不重合，同时甲侧!"#线失灵保护再次误动跳母联断路器。$%%#年$(月$&日，.市某((/*0变电站!$1—$##号杆绝缘子爆炸，2相永久接地故障。线路两侧相差高频保护、高频闭锁保护动作2相断路器跳闸，重合不成三相跳闸。同时，青浦侧失灵保护误跳分段断路器。事故原因三次误动作均是失灵保护时间继电器/)"3延时触点误接到瞬动触点，而在本线路故障时误动作跳母联断路器。事故对策将时间继电器触点上的接线更正，瞬动触点放到延时触点上。事故教训（$）失灵保护回路的联动试验往往被忽略，当线路检修校验线路电保护装置及二次回路时或母差保护定期校验时，均很少有机会带全部断路器的联动试验，有些隐患不易及时发现，故一定要抓住基建投产时的全部试验，确保二次回路的正确。（(）,省某((/*0变电站同一条((/*0线同样原因连续二次在本线路故障失灵保护误动，说明现场查找继电保护不正确动作原因的能力和责任心不够，造成同样原因的隐患重复发生不正确动作。（"）运行中发现问题要有一查到底、举一反三的精神。（&）现场工作一定要有技术能力强、工作认真、细致、责任心强的领头人作工作负责人。案例#断路器失灵保护无时限误跳闸事故简述$%%4年1月$日$&点&4分，某((/*0变电站运行在副母线上的!"&线路,相耦合电容器引下线螺丝松动，被台风刮断，造成出口,、-二相短路，!"&线路保护动作正确。三相跳闸不重合。与此同时，失灵保护误动作，副母线全部断路器三相跳闸，见图"54。$%%1年4月&日，某((/*0变电站!母线2相60爆炸，!母线母差动作正确。切除故障，间隔%//+3，一条((/*0线路的"母线侧闸刀支持绝缘子炸裂，造"母线故障。由于电—$#"!— 图!"#变电站$$%&’主接线圈流相位比较母差在!母线故障时，母联断路器跳闸后已退出工作，低电压选排的反措没有执行。此时母差保护退出工作，由"母线上三条线路对侧的零序"段和接地距离"段保护动作跳闸，在此同时，另一座变电站一条$$%&’线路的断路器失灵保护误动作，!母线断路器全部跳闸。主接线图见图!"(。图!"(主接线图事故原因误动原因是：)*+—,装置内-号插件上拨轮开关接触不良，使整定%./0时限段变成无时限%0跳闸。国内继电器生产厂家目前提供的数字式时间继电器（112系列），共内部线路图如图!"3所示。—$#"!— 图!"#$$%系列内部线路示意图正常情况下，如果整定时间为&’，则图!"#中数字整定器开关#打开，而开关(、)、*合上，并通过二极管分别接到计数器的+(+)+!端。这时的逻辑关系式为,-+(!+)!+!。只有当时钟输入&’时间，+(+)+!端同时出现高电平，使,端为高电平，.端锁住高电平并驱动输出继电器，正确动作。如果数字整定器接触不好，其中某一位（例如开关*）实际上未被接通，这时的逻辑式成为,-+(!+)!(。这样，当时钟输入!’时间，,端就出现高电平，输出继电器就动作了，比整定时间提早了*’动作。同理，如果整定器每一位都接触不好，就导致了/’动作。可见整定器的品质至关重要。解剖拨盘式数字整定器结构可知，开关的闭合依靠磷铜簧片与印刷板铜箔的接触来实现（图!"0），而簧片的弹性与刚度都比较差，安装时簧片的压紧力也不够。事实上各厂的继电器在运行中，提早动作的现象时有发生，究其原因，整定器簧片接触不良是主要原因。图!"0拨盘式数字整定器结构图在我国销售的各类数字整定器小型开关中，西德曼卡诺有这种拨盘式数字整定器，日前已经作为淘汰产品停止供货。国内厂商的供货产品更是一般，注意拨轮小开关的选型对提高静态型时间继电器的质量至关重要。事故对策更换*号插件。事故教训由于拨轮开关接触不良而造成静态型时间继电器变成无时限越级跳闸事故已发生多起，请生产厂家重视拨轮小开关的质量，运行单位在选择产品时要确保质量第一的原则。—$#"!— 母联电流相位比较母差原理上存在缺陷，当两条母线先后发生故障时，后故障的母线失去母差保护，为此华东在!"世纪#"年代已有反措改进，加装低电压选排继电器。母联断路器跳闸后，分别利用故障母线和非故障母线电压差别来选择故障母线。案例$绝缘击穿失灵保护误动事故简述%&&’年(月%(日%$时)(分，某!!"*+变电站运行在!母线上的,-)线无故障误启动失灵保护跳闸，主接线图见图).%"。事故原因事故后检查出,-)线操作箱内启动失灵保护的/01触点绝缘击穿，在重负荷下误起动失灵保护误跳!母线上全部断路器，见图).%%。事故对策更换/01继电器。图).%"变电站!!"*+主接线图事故教训继电器触点之间或印刷线间距离要满足!!"*+直流绝缘的要求，这是快速小中间继电器的常见问题，制造厂应加强对快速小中间继电器质量的筛选。—$#"!— 图!"##失灵保护原理图案例$线路保护定值误整定，越级跳开母联断路器事故简况#%&%年’月($日，北安电业局(()*+北安一次变##)*+北克乙线瞬间故障，零序!段动作跳闸重合成功。(号主变压器##)*+零序方向过流动作，##)*+母联断路器跳闸。##)、(()*+故障录波器动作。系统与北安电厂解列，$,-.后系统与北安电厂并列恢复正常。事故原因及暴露问题继电人员在保护整定时，没有按照《继自现场保安规定》!/#$“继电保护装置调试的定值，必须根据最新整定值通知单进行，先核对通知单与实际设备是否相符（包括互感器的接线、变比和变化）及有无审核人签字，根据电话通知整定时，应在正式的运行记录簿做电话记录，并在收到整定通知单时，将试验报告与通知单逐条核对”的规定，致使零序"段保护整定值大，所以，当北克乙线瞬间故障时，零序"段保护未动。(号主变压器##)*+零序方向过流保护动作，跳开母联断路器，是发生事故的主要原因和直接原因。（#）事故暴露出继电人员工作责任心不强。（(）北克乙线由远动屏来的!0)误接为1相电流，致使北克乙线故障电流没有拍上，给分析事故造成了困难。防范措施（#）保护定值整定时，必须按通知单进行，并且认真核对与实际设备是否相符。（(）加强继电人员的技术培训，提高继电人员的技术水平。—#""!— 案例!母联"#饱和引起母差保护误动事故简述$%%&年$’月(日$’时)!分，甲变电站$$’*+母差保护动作，跳开$$’*+!、"母线所有断路器（,-$.,-$(），检查发现$号主变压器$$’*+,-$’断路器#相严重喷油，母线上无明显故障点。事故分析本次事故$$’*+母差纯属误动。事故后由省局安监处、省调、中试所、某供电局等对该母差保护进行了现场调查和模拟实验，证明南京自动化厂生产的/01—$’$系列、2301—$’4系列中阻抗原理的母线差动保护所采用的一组母联"#带两组辅助"#的接线方式，在母联"#饱和时，装置可能发生误动。实验的方法及分析结果如下：（$）实验一，测量母联"#饱和时的等值阻抗，见图(5$4。图(5$4实验一接线图#短接%"#的$、4端子测量：67$8$+97$#17$8$$%不短接$’"#的$、4端子，测量：67$!:+97’;)#17(&4$结论：满足装置稳定阻抗的要求。（4）实验二，模拟装置区内故障，母联"#饱和但另一组母线上无电源，装置的动作行为，见图(5$(。图(5$(实验二接线图!（#）’;:$$;:4!母母差动作情况不动不动不动不动"母母差动作情况不动不动不动动—!""!— 分析结论：对!母母差，通入的模拟故障电流分别流过制动回路和差动回路，装置可靠制动，动作行为正确。对"母母差，由于母联!"采用一组!"带两组辅助!"，使得!、"母差动回路存在电磁联系，通入!母的故障电流通过电磁感应，感应到"母差动回路，此电流只流过差动回路，不流过制动回路，此时装置无制动特性，因而动作，装置的动作行为不正确。（#）实验三：模拟区内故障且母联!"饱和，两组母线都有电流，装置的动作行为，见图#$%&。图#$%&实验三接线图调整调压器%、’，使"%、"’的读数相近，且使(%、(’同相位，实验结果如下：(%)*+,&&"(’)*+,#"!、"母母差都动作，此时测!母差流为*+,#"，"母差流为*+&-."，饱和支路电压/%)%%,0，电流(%)%,+’1"、/’)%%&0、(’)%%1"，则23%).+,45#，23’)%*+#4#，都大于装置稳定运行阻抗，因而装置误动作。结论：以上三个实验证实了由于母联!"采用一组!"带两组辅助变流器的接线方式，使得装置在区内故障母联!"饱和时，非故障母线会发生误动。对678—%*%和，978—%*’系列母线差动保护所采用的一组母联!"带两组辅助!"以提供!、"母差动电流回路的接线方式（如图#$%#），在母联!"饱和时的动作进行了分析，得出这种接线方式在母候!"饱和时，装置可能发生误动的结论。（%）对母线区内故障母联!"饱和的等值电路图的理论分析，设图#$%,的简单一次系统图，当"母发生故障且母联!"发生饱和，依据中阻抗母线保护的准则，!"全饱和时，二次输出电流为零，电流互感器二次回路的总阻抗可以用一总的直流电阻来代替（主要为主变流器二次绕组电阻及连接电缆电阻）则得到图#$%4所示的母联!"饱和的等值电路图。:%为辅助!"一次电阻，:’为辅助!"二次电阻，2%为装置差回路等值电阻。对该回路进行电路分析：图#$%,差动电流回路接线方式依据戴维南定理可等效如图#$%.、图#$%;所示：设28为从端口%、’或端口#、&往!"方向看进去的等值阻抗，则：—#""!— 图!"#$母联%&饱和的等值电路图图!"#’等效电路图（一）图!"#(等效电路图（二）（-)）/-0)*+,.%/-01/-0#-对图!"#’23#4+)*2#5)#/)*21#4+)#1#5)#/)*21)4+"21#423*4+"21#4对图!"#’23-4+)62-（5)#/)*）21-4+)#1-（5)#/)*）21#7+"21-723#7+21-7对图!"#’23#+23#4/23#7+（)*82#/)#2-）（5)#/)*）（#）21#+21#4/21#7+)（2#"2-）（5)#/)*）（-）23-+23-4/23-7+（)#2#/)*2-）（5)#/)*）（!）21-+21-4/21-7+)（#2-"2#）（5)#/)*）（9）（-）分析结论：!从式（#）、式（-）、式（!）、式（9），可看出工或"段母线的差动动作特性和"或#段的故障和电流（除母联电流外，此时母联%&已饱和，其二次输出电流为零）的大小和相位有关，违背了中阻抗原理的母线差动保护的基本原则，即每段母线的差动动作特性各自独立，只和—#""!— 本段母线所连接元件的电流及阻抗有关。!依据装置特性!"#$%，即&’()&*(+,时，"段母差保护动作；&’-)&*-+,时#段母线差动保护动作；反之，则不动作。将式（(）、式（-）及式（.）、式（,）代入：（/0&(1/(&-）)/（(&(2&-）+,解得：&-)&(+（,/(2/0）)3/(（3）同理：（/(&(1/0&-）)/（(&-2&(）解得：&()&-+（,/(2/0）)3/(（4）分析式（3）、式（4）可得：当"母故障和电流&(大于#母故障和电流&-时，当"母发生故障，依据中阻抗原理的母线保护的准则，无论一次流过多大电流、电流互感器在故障的最初瞬间不会发生饱和，在(),5()-周波内能正确传变一次电流，因此在67尚未饱和时，"母母差动作跳闸，#母母差不动，考虑保护整组出口(#89及开关固有动作时间,#54#89共3#5:#89，若此期间母联67发生饱和，由于&()&-+(而（,/(2/0）)3/(;(，显然满足式（4），则#母差动保护误动，而#母发生故障时，在67尚未饱和时，#母差动保护动作跳闸，"母差动不动作，若母联开关跳闸之前，其67发生饱和，且满足&-)&(+（,/(2/0）)3/(时，则"母差动保护误动。同理，当#母故障和电流大于"母故障和电流时，利用同样的分析方法，可以得到类似的结论。总之，采用这种接线方式，当故障和电流较大的母线发生故障时，故障和电流较小的那段母线的母差保护必然误动；而当故障和电流较小的母线发生故障时，若其与较大故障和电流的比值大于（,/2/0）)3/(时，故障和电流较大的那段母线的母差保护也必然误动。$母联67饱和时，其饱和支路阻抗的变化规律，依据中阻抗原理的母线保护理论，其饱和支路的等值阻抗由下式给出（-/）1//*"<671-=*1=(0式中/67———主67二次绕组电阻；=*———67二次连接电缆单向电阻；=(———辅助67一次绕组电阻；/0———辅助67二次绕组电阻。上述电阻值都是定数，不会变的，与系统的短路电流水平，直流时间常数等无关。但当母联67采用一组67带二组辅助67的接线方式时，上述结论是不正确的，分析如下：如图.2(:所示，从端口(、-看出去的等值阻抗为/*("&’(/()&*("（/0&(1/(&-）（)&(2&-）上式适用于&(大于&-时，而当&-小于&(时，从端口(、-看出去为一电流源，则/*(，为无穷大。同理从端口.、,看出去的等值阻抗为当&-大于&(时，/*("&’-/()&*-—"!!!— !（"#$#%"&$’）（($’)$#）而当$’小于$#时，"*’幢为无穷大。令$’!+$’则上述两式可化简为"*#!（+"&%"#）（(+)#）（,）"*’!（+"#%"&）（(#)+）（-）对式（,）、式（-）进行分析可见：母联./饱和支路的等值阻抗是!、"母故障电流和$#、$’的比值+的函数，其变化曲线见图0)#1所示。图0)#1等值阻抗变化曲线图中2、3之间为装置误动区2!（,14)"&）（(,14%"#）3!（,14%"#）（(,14)"&）当#5+5（,14%"#）(,14)"&）时，"*#6,14#，则"母故障!母母差会误动作，反之，则不会误动作，当（,14)"&）（(,14%"#）5+5#时，"*’6,14#，则!母故障"母母差会误动作。尤其当$#!$’时，"*#，"*’为无穷大，相当于饱和支路开路，母线故障且母联./饱和时，装置必须误动。综上所述，南京自动化设备厂78’—#9#系列及:;8’—#9’系列中阻抗原理的母线差动保护所采用的一组母联./带两组辅助./的接线方式存在着原理上的错误，采用这种接线方式在母线故障时，由于!、"组母线差动保护存在电磁联系，若母联./发生饱和且!、"母故障电流之和满足一定的比例关系时，未发生故障的母线其母线差动保护会发生误动、造成全站停电的重大事故，危及电力系统的安全稳定运行。采取措施（#）对带有失灵保护的78’—#9#系列及:;8’—#9’系列的中阻抗原理母差保护，原!母母差用原来的母联./不动，将第"母母差用的母联./由原./改去和失灵保护公用一组母联./，以解决上述可能误动作的问题。（’）对不带失灵保护的该系列母差保护，只有另外再引一组母联./给"母母差使用，—#""!— 以解决上述误动问题。经验教训对中阻抗比率制动式母线差动保护，今后严禁使用一组母联!"带两组母差辅助!"的接线方式，以防在内部故障时母联!"饱和造成的全站停电事故。案例#直流电源波动引起中阻抗母差误动事故简述$##%年&月’(日$)时*+分，某电网甲变电站’’*,-母线差动保护（!./—$&$&）误动，跳开’’*,-!、"段母线所连接断路器。事故跳闸后检查’’*,-母线未发现故障点，并于$)时’*分恢复供电。事故分析（$）甲变电站’’*,-母线差动保护是!./中阻抗型，其交流电流回路由双位置继电器$、’01重动$、’02/，由$、’02/触点实现电流回路的切换。由于各02/继电器动作、返回不完全一致，在直流电源瞬时中断又恢复过程中，使交流电流回路产生差电流，母差的0345、036均会动作。0345、036一旦动作立即重动030，而030具备自保持并去出口跳闸。（’）母差保护配置了直流消失监视继电器045，当直流消失时闭锁母差出口回路。045通电时经$$*78接通出口回路，防止了通电过程中可能发生误动，但是当直流电源断电时，该继电器触点需经$9(8才断开。（(）母差保护配置了!"断线及元件损坏（如0:;长期动作不复归）的闭锁元件，但该闭锁元件需较长延时（$*8）才动作，故此次误动时闭锁元件不起作用。（&）甲变电站!-二次回路设计了经一重动中间继电器（$、’01<）触点到电压小母线，此继电器采用普通中间继电器（4=;—’’*），测其动作时间为&+78，返回时间&*78。当直流中断时，会造成保护用的两组!-小母线短时失压。事故时“’’*,-!-直流消失”光宇牌亮。（+）综合以上几个因素，通过模拟试验，此套母差保护，只要满足以下两个条件，保护就会误动。#直流波形出现缺口，缺口时间达%*78>?>$9(8；$任一回出线的负荷电流大于036、034动作电流。防止对策（$）进一步查找直流电源瞬时中断原因，以便采取措施防止再次发生。—#""!— （!）"#二次回路取消重动控制，采用隔离开关辅助触点进行切换。（$）更换直流监视继电器，将其返回时间缩短。（%）若不能取消重动继电器切换"#二次回路，则应更换成快速中间继电器。电流切换回路用&’(应选用动作时间相接近的继电器，使因切换不同期造成的差流持续时间尽可能缩短。（)）保护投运前应做直流切换的模拟试验，观察不应发生误动作。经验教训中阻抗型母差动作时间快，要求交流电流切换回路，"#二次回路切换以及直流监视等中间继电器的动作时间迅速，并且误差不宜太大。案例*+失灵保护误接线事故简述事故时系统运行方式接线图见图$,!+。*-.)年)月!%日，风塘线发生/相接地短路，风塘线两侧相差高频保护动作三相跳闸（重合闸停用），同时凤关!回凤变侧相差高频保护误动作跳闸，在故障后约+012凤变凤下"线失灵保护误动作跳闸，跳开!!+3#单母运行的%号母上的全部断路器，凤变!!+3#母线全停。接着电网振荡约$456，下柘线柘厂侧振荡解列装置动作，赣网与主网解列，加上事故跳开凤塘线，湘网解列，使电网分成三个系统。事故分析（*）事故线路凤塘线两侧相差高频保护跳三相不重合，使得主网与湖南网解列。解列后，湖南网频率下降至%.01$(7，致塘巴线低频解列使得塘变全停。在当时电力供应紧张情况下，系统运行方式做这种安排是不得已而为之。（!）凤关!回线相差高频保护动作系收信三极管基极电阻开焊所致，属于误动作。（$）凤变失灵保护动作，见图$,!*。一是有错误接线$6)+—8，$6)*—9，$6)!—"，二是电流判别元件躲不过负荷电流，三是对于双母线断路器失灵保护没有设置电压元件控制跳闸出口。凤塘线保护三跳通过迂回回路不仅启动了失灵时间元件1&9，还启动了凤下线跳闸出口中间*-:!*&;，并通过误接线自保持，而三相误跳闸，由于凤下工线存在错误接线：$6)+—8、$6)*—9，$6)!—"，加上风下工线失灵保护电流判别元件躲不过负荷电流&<=:&<>。>触点运行中是在动作状态，且通过错误接线自保持，启动1&9失灵保护时间元件，1&9时间到，启动出口中间继电器，跳该（%号）母线上全部断路器，凤变电站全停电。—#""!— 图!"#$事故时系统运行方式接线图采取对策（%）拆除错误接线!&’$—(、!&’%—)、!&’#—*。（#）对双母线断路器失灵保护，均应设置足够的电压控制多触点回路，闭锁触点应分别串在各跳闸继电器触点中，不共用。为了降低电压闭锁元件启动值的需要，应在电压继电器的回路中设三次谐波的阻波回路。经验教训（%）凤凰山变电站是枢纽站，是华中电网西电东送电力转送站。事故时，其事故运行方式造成武汉、黄石鄂东地区三级电压（’$$%##$%%%$+,）电磁环网以一条##$+,线路与江西省联网。说明高低压电磁环网方式下，在凤变##$+,线路全部断开后，主网仅通过一条%%$+,线路与江西联络运行，不仅鄂东地区因凤变全停失去大量电源，又由于鄂东地区缺乏足够的无功电源支持，引起了受端电压下降，转而引起主网与江西电网长达!-.&的系统振荡。以系统安全大局为重，不宜采用高低压电环网运行方式，更不宜采用三级电压环网方式。打开电磁环网不仅可以获得系统的安全效益而且可以获得相当的经济效益。主要原因除了高、低压线路的自然功率值有成倍的差别外，还因为高压线路的电阻值也远小于低压线路的电阳值。（#）失灵保护。断路器失灵保护，由于涉及的断路器多，误动作的后果相当严重，应该和—#""!— 图!"#$凤变##%&’双母线断路器失灵保护接线图母线差动保护一样，要求有很高的安全性，不允许装置中因某一元件故障或人为误动某一元件时造成失灵保护误动作跳闸。凤凰山变电站##%&’母线断路器失灵保护因区外故障而误动作跳闸，除了有错误接线的原因外，其断路器失灵保护原理接线图，见图!"#$，“按照四统一技术原则”和“反事故措施要点”的要求，有明显的缺点。!双母线断路器失灵保护，是用来在断路器拒分时，必须连跳同一母线上有电源的线路和变压器断路器，应和母差保护切除故障一样，有很高的安全性。因此防止失灵保护误动作一直是继电保护人员关心的重点，实际运行中发生的一切异常现象，如电流元件躲不过负荷电流，或触点卡住不返回，手误触出口中间继电器等，都有可能造成过失灵保护误动作的严重后果。因此“反事故措施要点”规定，断路器失灵保护必须要设置母线上的交流电压闭锁，也是我国断路器失灵保护应用的成功经验。"线路断路器失灵保护的电流判别元件对于长线路在按线路末端有灵敏度整定后，一般都躲不过正常运行时的负荷电流。也就是说正常运行时电流处于动作状态，做为断路器的相电流判别元件不能起到明确的判剧作用，若保护跳闸出口去起动失灵的触点卡住不返—#""!— 回，且又无法监视，当在区外又发生故障时，母线电压闭锁元件有可能动作，很容易造成失灵保护误动作的严重后果。因此断路器失灵保护的相电流元件必须起到明确的判剧作用，在正常运行时，断路器处于全相状态，虽相电流元件在多数情况下躲不过负荷电流，设法让它只在断路器非全相状态下起判据作用。笔者认为，在遵循失灵保护的“四统一”原则下提出一改进方案，见图!"##，供大家参考。图!"##双母线断路器失灵保护改进原理图启用三相电流来反映断路器三相状态。三相电流同时存在时，说明断路器处于全相状态，让相电流元件不起作用，三相电流中只要有一相电流为零（或小于门坎值），即三相电流不同时存在时，说明断路器处于非全相状态，让断路器合位相的相电流才起判据作用，这一做法使得相电流元件真正起到了失灵保护的相电流元件的判据作用。启用三相电流来代替断路器的合、分位继电器可以真实反映断路器的运行状态，不会存在因断路器合、分位触点不到位而错误出现断路器三相不一致的缺点，由于不用合、分位继电器也节省了二次电缆，同时也避免了二次回路连接松动出现的错误判断。这个方案可以提高失灵保护的安全性和可靠性。—$#"!— 案例!!"#—$%型母线差动保护误动事故简述!$$&年’月%(日，清换线处于充电状态，在清江隔河岩水电厂(号机变经隔&))(断路器与清换线并网过程中，隔&))(（系*+,）-相对地短路，(号机变压器差动保护动作跳开&))(断路器，同时葛洲坝换流站!号母线"#$%高阻抗母线差动保护动作跳开!号母线上所有断路器。事故分析（!）事故时系统运行方式，见图(.%(。&))/0清换线进入葛洲坝换流站上方第六串与断路器换&)1!平行架设，接入换&)1!与换&)1(断路器（换&)1%暂没有），因基建原因换&)1!部分零件拆走无法投运，但是断路器2相处于合闸状态，两侧隔离开关三相断开两侧接地刀闸合上，换&)1!断路器2相与地形成闭合状态。图(.%(事故时系统运行方式图（%）事故后检测试验。事故后对"#$%母差保护进行定值校验和3-极性检查，定值无误，二次回路和极性正确。但是测差电压时，-、4两相差电压为零，唯2相差电压有&510不等。对照!$66年换流站投产时，!号母线差电压-、4、2三相差电压几乎都为零（当时第六串基建没上），而清换线投产（!$$7年）时也未发现2相有差电压，（换&)1!2相与地形成闭合状态是在清换线投产之后基建所为）。2相有差压，说明2相有差流，后经检查发现换&)1!2相与地形成一闭合状态。（以下简称回路-）。分析清换线与-回路之间可能存在互感，产生一感应电流，此电流经电流互感器相应的2相二次电流流入"#$%形成2相差电—!#"!— 压。（!）感应电流的实测和计算。将"号母线上运行元件全部断开，仅保留回路#。将清换线负荷从$%&’逐步凋至(%%&’，分别测量)*+,的差流，及算出对应回路#一次感应电流列于表!-,。表!-,回路#的感应电流./0,$%%1"清换线功率（&’）$%"%%,%%!%%$%%(%%)*+,差流（2#）"3!4"34%,35$!3$%$3!%(3,(回路#感应电流（#）!3!"$3!,53!$43"5"%3!,",35%分析表!-,的数据，回路#的感应电流与清换线功率6（&’）之间的关系用公式表述为70%3%,68,3!（(2#）（"）式（"）说明回路#的感应电流由两部分组成：第一部分是回路#的感应电流与清换线负荷成比例关系，第二部!!是回路的感应电流由葛换!回线和其他元件感应的，基本为一常数。计算回路#的感应电流。详见附录，回路#受清换线感应的电流为70-（93,4·7843(9·78+3,$·7）="%-,>-?,39987@（,）:;:#;5905;000!?;（#2）（?）该感应电流+.?;#2大于+3,-.!9/:;2，因此%&’#高阻抗差动保护动作跳闸。采取对策对高阻抗母线差动保护测出的三相差电压一定要进行分析，每一相差电压与三相差电压平均值的误差不大于90@，否则就应该检查其原因。图!"#?一个半断路器电气主接线图事故教训%&’#高阻抗差动保护定值和二次回路完全正确，而因区外接地短路在停电设备感应的电流而误动作，却是国内外第一次遇到的事情。对于二个半断路器电气主接线的母线侧断路器都有进出线的感应电流进入到高阻抗母线差动保护的问题。母线侧断路器检修，一般都是两侧隔离开关断开，两侧接地刀闸合上，检修过程中，断路器主触头有可能合上，此时，—$#"!— 见图!"#$，万一检修断路器上面的线路发生单相接地短路，高阻抗差动仍有动作跳闸的可能性。为了防止类似事故再次发生，只能在运行规程上对母线断路器检修做出规定。第一，限定检修时间，第二，检修期间在工作间断时，必须将断路器主触头断开。附录回路%的感应电流计算由于磁场、电场效应，清换线在回路%所产生的电流由磁场感应和电场感应电流组成。清换线进葛洲坝换流站后与换$&’(、换$&’!断路器串平行，相对位置如图!"#)所示。图!"#)清换线与换$&’(相对位置（*）回路%正视图（；+）侧视图（一）计算磁场感应电流两平行导线间互感为!##,-&(.·/0.1!21."!2#1.#12)（%"(）#"2清换线对回路%产生的感应电动势为8##3-",45-"7#!&.1!251.##··9（%"#）46#""5-*(.·/02"!251.125)55根据回路%与清换线的相对位置可得出2*-#):(;，2+-(<:=;，28-(>;。代入式（%"#）得3-"7#!（&(=:$·91#&:’·91##:#·9）（%"!）#"*+8在换流站了解到，?@’断路器由四个断口组成，断口直径2-)&&;;，每个断口并接有一个#$&&AB的电容，断口接触电阻小于(&&，接地刀闸接触电阻小于(&&。!$!$导线自感为!&#/.-(/0"()/（%")）#"CD—#!"!— 式中!"#$%&’(·!#)*++,!是计及导线内部自感的等值半径。回路-的自感由换.)/0两个隔离开关的自感（1#&)*.，!#)*23）及接地刀闸的自感（1#4*)3，!#)*)&3）组成。由于断路器断口并联电容5#2.))67，89!!:;<。因此，回路-阻抗为=#<;>!:#/*)?0)%(;>!（"’2#）?2()*)/)回路-由于清换线互感作用而感应的电流为@#A#%（+*24·@;4*+.·@;,*2(·@）?0)%2?$（-%.）:=BC9%>2*2+（二）计算电场感应电流平行双导线单位长度的电容为#")5#（-%/）1D2E’F式中E———为两导线间的距离；F———为导线直径。回路-由于清换线电场感应而产生的感应电流为··FG9GI@9#5#>!#")#（-%+）FHI#B1D2E’F将EB、EC、E9及取F#)*(3代入式（-%+）得····）?0)%,（-%4）@#（>0*42(GB;0*,)2GC;0*,&+G9（三）清换线在回路-感应所产生的电流为··@#@:;@5（-%,）案例02.))JK失灵保护误接线事故简述0,,&年0月(日0)时.)分，某.))JK变电站.))JK$母线差动保护无故障误动作跳$母线上全部断路器。事故分析.))JK变电站主接线为&’2断路器接线方式，见图&%2+，第二串原为不完整串，:0线尚未投建，20断路器不运行。22断路器失灵保护起动$母线母差保护跳闸。后来扩建为完整申；G线建设完成后，20断路器失灵保护起动$母线母差保护，22断路器失灵保护起动$母线母差保护应拆除，实际只需将22断路器失灵保护起动$母线母差保护的电缆移到20断—#"!!— 路器，!!断路器的失灵保护重新按中间断路器的方式接线即可。但在基建施工中，!"断路器失灵保护新放一根控制电缆到!母线母差保护屏，将#断路器失灵保护起动!母线母差保护的控制电缆在!!断路器失灵屏处拆除，放在电缆槽内，控制电缆另一头在!母线母差屏处未拆除，在电缆槽内电缆芯线短路时，误起动!母线母差保护，误跳!母线全部断路器。图$%!&变电站’(()*一次主接线图采取对策将原!!断路器失灵起动!母线母差保护的控制电缆在!母线母差保护屏处拆除。事故教训（"）设计单位做扩建工程时，一定要认真详细了解前期工程的情况，!"断路器这根多余的失灵保护用控制电缆就是设计提供的。（!）基建人员在扩建工程中，同运行设备联系多，一定要明白工作内容的重要性，时刻牢记安全第一，做与运行设备有关的工作一定要清楚工作内容和有关安全措施，严格监护，主动争取运行单位的配合。（$）运行单位也要主动配合，监督基建工作中运行设备的安全。—$#"!— 第四章电抗器继电保护故障分析案例!未考虑电抗器保护，造成扩大事故事故简述!"#$年%月&!日，某变电站!号变压器停电检修完毕，并入系统运行，在准备启动调相机并入系统时，发现调相机断路器合不上，随即拉开有关隔离开关，检查后重新合上有关隔离开关启动调相机，!#时&’分，当合上调相机启动开关电抗器侧隔离开关时，操作人员发现刀口处有红光，随即拉开隔离开关发生电弧短路，!号高压室着火燃烧，并漫延到$号高压室，整个事故中没有保护动作跳开断路器。事故时保护配置及接线简图如图()!所示。图()!电抗器保护配置接线简图—$#"!— 事故分析该电抗器虽装有过流保护和负序电流保护，但该保护是经主油断路器辅助触点闭锁的，在主油断路器分闸状态时，该电抗器保护是退出运行的，所以在事故中电抗器保护不能动作。电抗器虽然在变压器差动保护范围之内，但差动保护对电抗器后故障灵敏度不足，故差动保护亦未跳闸。变压器!!"#$侧配置有低压过流保护和负序电流保护，由于故障属于三相短路，负序电流保护不能动作，而低压过流保护对电抗器后故障灵敏度不足，因此故障时无保护跳闸。防范措施对所有运行中的设备都应有保护，对于调相机在启动过程中的电抗器保护，应考虑有足够的灵敏度，以保证故障时可靠跳闸。经验教训这次事故的直接原因是运行人员误操作，但从设计、运行上都忽视了起动过程中的电抗器故障的保护，致使保护性能不完善，扩大了事故，造成了严重损失。案例%&""#$并联电抗器匝间短路保护误动事故简述!’’(年)月!*日!时(+分和’月%,日!&时+%分，乙变电站，-./!01!，234—!1!动作跳56!断路器2相，重合闸启动灯亮但未出口，7、0两相是什么保护跳闸情况不明；甲厂-./!0%!、234—!1!、236—!7动作跳56%和56+断路器2相，重合闸启动未出口，7、0两相跳闸原因不明。甲电厂从电网中解列，系统频率低至(*8&&9:，低频减载切负荷("万#;。事故分析（!）事故后组织中调、中试和甲厂共同对装置进行了检查。线路保护及重合闸装置正常，而高压电抗器的匝间保护在+<"=!"&$时，仅+>"="8’毫安即可动作，异常灵敏（方向无问题），认为在线路跳开一相的非全相运行时该匝间保护误动作使两端的健全相7、0两相跳掉了。（%）&""#$高压并联电抗器装有一套零序功率方向保护，具体接线为+<"接线路-$，+>"接电抗器首端-7组成的零序电流滤过器，其动作判据为/线路并联高抗的纵差保护不能反应电抗器的匝间短路，一般均增设零序功率方向保护，此保护都具有零序补偿阻抗1(,，以便在发生短路匝数很少时1+(很小的情况下，—$#"!— 该比相式零序功率方向保护拒动，增设零序补偿阻抗!"#，引出补偿电压$"#以提高匝间短路的灵敏度。但在使用中，!"#值的选取和零序功率方向保护的电压、电流取自何处（母线或线路；电抗器首端或中性点侧）等均有一定之关系，否则保护将在线路非全相过程中引起误动。例如：!"#的整定从保证电抗器单相接地短路时动作的灵敏度而选取!"#!!%"，&’(，零序电压由母线)来，零序电流又取自电抗器中性点侧*+，或零序电压取自线路)，而零序电流取自电抗器首端*+，则该零序功率方向保护在线路非全相运行过程中必引起误动作。为了防止在线路单相跳闸时，电抗器非全相运行过程中零序功率方向保护的误动作，其电压取自母线)时，电流取自电抗器首端时，补偿阻抗应满足!"#,!-.。按上述方法整定!"#的零序功率方向保护，对内部单相接地短路，只有部分保护作用（即有动作死区）应零设纵差或零序纵差予以保护。—!#"!— 第五章线路继电保护故障分析案例!"#$—!!%型相差动保护逻辑回路接线错误，引起跳闸事故事故简述!&’(年(月!)日，某变电站一条**+,-线路，使用"#$—!!%型高频相差动保护装置，在正常投入运行中通道交换信号时，误动作跳闸，如图./!所示。图./!"#$—!!%型相差动保护出口回路接线错误回路图（0）错误接线（；1）正确接线事故分析通过对装置的检查发现，在落实《反措》调换!!号插件时，未能检验出制造厂的接线错误。图中$!+和$!!端子，错误地接成如图./!（0）。当手动交换高频发信起动234时，234触点闭合，起动保护出口跳闸继电器*256，引起线路停电。—$#"!— 采取对策应按照正确的图纸进行改正，如图!"（#$）所示，然后进行试验，观察是否正确。经验教训（#）在新设备投入运行前，一定要用正确的图纸进行校对，检查回路接线是否正确。（%）在投入运行前，应进行一次整组试验，两侧进行交换信号、观察是否存在问题。然后再决定是否投入跳闸，这是多年来总结出来的一整套制度，不能违反。案例%零序功率方向元件错接线，保护拒动越级跳闸事故概况#&’’年’月%#日#(时!)分，村民伐树时，树倒在##(*+三荷线,相导线上烧断导线，三荷线三里庙侧旁路代路运行，旁路断路器保护拒动，引起三里庙站#号主变压器##(*+侧!&##断路器零序过流保护动作，断路器跳闸，##(*+母线失压，梁山电低压解列。宁加三线!&#-断路器备用电源自投成功，并跳开#号主变压器%%(*+!&%#及.!*+!&!#断路器。宁加三线零序!段动作，济宁电厂侧开关跳闸，重合不成。##时#!分荷泽站#号主变压器#(*+负荷调至%号变压器供电，##时.%分，宁加三线带##(*+巨野、梁山、东明、鄄城、赵柚变电站抢送成功。##时!(分，梁山电厂机组并网运行，#/时!(分，沙土变电站值班人员汇报，荷线#!-0#!’号杆间南边线,相断线。#!时用!&#.旁路断路器对三荷线停电。#)时.-分，三里庙站#号主变压器送电##(*+出线负荷调至%%(*+宁三线供电。宁加三线!&#-断路器备用电源自投恢复热备用。%%日上午再次对三荷线巡查，发现#/号杆,相弓子线烧掉，%%时处理,相弓子线工作结束。事故原因本次事故的直接原因是树枝砸断三荷线#!-0#!’号杆间,相导线，造成单相永久性接地。!&#.断路器保护拒动，引起三里庙站#号主变压器##(*+侧!&##断路器越级跳闸，!&#.旁路断路器保护拒动系12室外端子箱接线柱极性接反，造成零功方向拒动是造成事故的主要原因。因故障点未切除，所以宁加三线!&#-断路器备用电源投成后引起济宁电厂侧保护动作跳闸，且重合不成功，但三荷线#/号杆,相弓子线在宁加三相重合不成时烧断，因此##时.%分，宁加三线方能抢送成功。—$#"!— 防止对策（!）认真学习贯彻能源部安全生产一号指令，及省局电力生产技术管理工作条例，切实落实各级技术责任制，制定安全生产的具体措施：（"）赵柚站!!#$%&"!"断路器和荷泽站!!#$%&!!’旁路断路器零功方向保护在(月底完成带负荷检验，其他带方向元件的继电保护)月底进行一次复查；事故教训这次事故暴露了该局修试所在新建三里庙变电工程中承担电气设备的安装调试任务时，没有建立&)!*旁路断路器保护极性试验记录，其+,次端子极性接线错误，投运前又未作带负荷零功方向检验，并且缺少运行单位的验收监督。在其后二年多时间里，既没有认真贯彻省局!)(-年、!)(’年继保反事故措施，在保护定检中又没有认真检查试验记录的完整性，复查极性和进行带负荷零功方向试验，以致存在的缺陷未能及时发现和消除，造成在故障情况下保护拒动，扩大了事故的范围。案例*./0—!!型微机保护单相重合闸拒动事故简述!))*年"月&日，某变电站，一条""#$%线路发生,相瞬时性接地短路，两侧均由./0—!!型微机保护动作（!12343、506742和67642）切除故障。两侧使用单相重合闸方式，8侧单相重合成功，9侧单相拒合，由运行人员手动切除另两相断路器。事故分析经过现场调查，由于操作开关:,至跳闸位置继电器触点的开入量误接到!;<"（三跳起动重合闸），实际仅,相跳闸，但24+,常开触点闭合，正电送入!;<"端子，如图&="（>）所示。正确接线应按图&=（"?），即接入!;<*端子（不对应起动重合闸）。这可以从程序框图&=（"@）中看到，当接收“有三跳开入量”，装置使用单重方式，则进入“放电”，单重拒合。采取对策（!）改正错误接线，即按图&=（"?）改正过来，并进行一次模拟整组试验，观察跳单相是否重合单相。（"）熟悉框图，接线时两人要互相核对，保证接线正确。—#!"!— 经验教训（!）应熟读微机保护各种保护方式的程序框图，如各种重合闸方式的使用规定等。（"）向保护装置通入单相电流及故障电压，作模拟试验，观察动作是否正确，即跳开的那一相应该重合。图#$"在单重方式下，回路接线错误拒合的说明图（%）接至微机保护“三跳启动重合闸”的不正确接线图（；&）接至微机保护“不对应启动重合闸”的正确接线图（；’）单重方式按图（%）接线拒合程序框图案例(相差高频保护区外故障误动跳闸事故简述!))!年*月!#日，某火力发电厂接入""+,-!型线路的母线上，线路使用./0—!123（由45/—!!0、67/—!组成）型高频相差动保护装置。在区外（低压88,-侧）发生79两相短路故障时，保护装置误动作跳闸。—$#"!— 事故分析经过现场调查试验，电厂侧操作滤过器插件印刷电路板上的!点开焊，如图"#$（%）所(示（&!两点应连接）。此时操作滤过器输出电压’)#（*+（）+表示电厂侧，,表示对侧）超前(((((-./+0"$（1正常为’)#（*+）落后-./（+）约2"1），对侧’)#（*,）落后-./（,）约231，如图"#（$4）所示。((((图中’./（+）和’./（+）分别为+和,侧5*678母线电压互感器二次相间电压；-./（+）和-./（,）分((别为+和,侧经移相器移相后通入装置的试验电流。-./（,）落后-./（,）)1，是指,侧移相器((在某一位置时试验电流-./（,）与母线电压互感器二次相间电压’./（,）间的角度。该线路长仅为$)(*79，故可忽略线路对地电容引起两侧母线同名相电压之间的相角差。图"#$:;<—0*=>型相差动高频保护区外故障误动回路接线图（%）+侧操作滤过器!点开焊图（；4）+侧操作滤过器!点开焊后两侧操作电压相量关系图（；?）+侧操作滤过器!点开焊，区外故障时两侧通道入口处的方波图((当+侧操作滤过器!点开焊时，在-./（+）和-./（,）相位差0261时，造成两侧输出的操作电—#"!!— 压相位角差!"#。操作滤过器在负半周时才有高频方块波输出，经实测$侧方波宽为%&’#，%(侧为%’"#，故两侧方波间隙角为%’)#*!"#*（%’#,"#）-%%).!#，如图!*/（0）所示。此+角远大于闭锁角，故保护动作跳闸。采取对策（%）将开焊点1、2两点间重新焊接好。（+）以后凡插拔插件以后，都必须利用负荷电流或外加电流进行试验、证明操作滤过器特性正确。经验教训（%）开焊的原因，是在每次动插件时，与相邻侧插件碰撞造成开焊的。为此，今后凡动过插件的，一定要通电检查，证明回路良好后才能投入试用。这在继电保护的有关规程和制度里，都有明确的规定，所以必须遵守。（+）据了解，该装置在投入运行前，两侧利用负荷电流，进行核相对，项目没有做全，认为没有问题，所以今后一定要按规程规定的项目进行试验，不能随意变更。案例!345—%%6型高频相差动保护误动作跳闸事故简述%&&!年%月/日，某++)78变电站一条++)78线路，在相邻线路发生9相瞬时性接地短路时，:侧345—%%6型（配;<5—%型收发信机）高频相差动保护误动作跳闸，三相重合成功，其一次系统接线如图!*=所示。图!*=>%线9相瞬时性故障>+线:侧高频相差动保护误动作跳闸一次系统接线图事故分析经过现场调查，:侧高频相差动保护，由于;<5—%型收发信机的前置放大器盘中的尺?+)电阻值偏大（厂家说明书规定为%7!，而实际为+7!），使收信电平偏低。调试规程要求有%)2<@/2<的余量，而实际低到几乎无余量。当>%线故障时，仅收到对侧信号，本侧信号未收到，因此，无法闭锁本侧保护，造成单侧跳闸，幸亏三相重合闸动作重合成功。—$#"!— 采取对策（!）按照上述余量要求，将"#$阻值调整到%&$!。如果小于%&$!，则要检查收信高滤通带的漂移。（#）在高频解调’(#处，自发自收的灵敏启动电平整定为)*!+,。并保证有!$-.+,的余量。经验教训（!）要熟练地掌握调试规程的全部内容及其规定的理由，掌握调试方法。（#）保护在投运前，必须做两侧模拟区外（防止误动）与区内（防止拒动）的整组试验。如果进行了模拟，则这次误动作即可避免。（.）对设备的一些重要参数，必须做到心中有数，如前置放大器盘的"#$电阻，是一个关键的元件，如果能及时发现，这次误动作也可避免。（*）在进行整盘各点电平的测试时，也可发现自发自收电平偏低的问题。案例&##$/0线路故障两侧距离保护拒动事故简述!1%*年1月#&日&时*2分，##$/03#线路发生4’两相短路，经!5%%6变成4’两相短路接地，又经$52%6转为三相短路，再经$5$%6发展成三相短路接地，共经历#52*6。故障点距7变电站##$/0母线约!5#/8，相当于线路出口故障。7变电站侧理应相间距离保护一段动作，9:侧也应由距离二段保护动作，但都出现了拒绝动作（该线路高频保护未投入运行）的情况。因此，3!线路;变电站侧相间距离保护二段$5<6动作跳开三相，并对高频保护停信，此时，3!线路的7变电站侧高频保护动作三相跳闸。由于3#线路故障前约!#6，3!线路曾发生过4相瞬时性接地短路，三相跳闸后，两侧重合成功。因此，当3#线路故障，7变电站侧距离一段保护拒动，由3!线路;变电站测距离二段保护动作跳三相后，因重合闸继电器中的电容器未充满电，线路两侧重合闸不会起动，如图<)<所示。由于3#线路故障，7侧保护拒动，因此，=组主变压器低压过流（.4、!5#6）动作，跳开工组主变压器两侧断路器，同时其备用电源自动投入装置动作，投入&&/0!!9>母联断路器。接着，3.线路97侧相间距离二段保护!52&6动作跳开三相，经!52#6三相重合成功。但&9>三相断路器不同期合闸，引起3#线路7变电站侧零序电流不灵敏一段保护动作经$5!6跳开.9>三相断路器，并经!5三相重合于永久性故障线路上，零序电流不灵敏一段再次动作跳三相。这是&9>三相重合成功的原因。—$#"!— 图!"!##$%&’#线路发生多相故障一次系统接线图从上所述，’#线路发生()两相短路开始，至三相短路经历#*++（,-*..,/$*0.,），此时，’#线路12侧相间距离保护三段才起动，经#*!+,跳开314断路器，又经-*5+,重合到三相永久性短路接地线路上，并由零序电流一段和相电流速断以$*$.,动作跳开。至此，’#线路故障才被切除。事故分析（-）’#线路6变电站侧为什么相间距离一、二段不动作？距离保护的测量元件一段和二段是方向阻抗继电器。它的78（9）动作特性，理论上!是一过坐标原点的圆。而实际上，是一个过坐标原点的椭圆，如图!"+所示。这个椭圆与横坐标轴能否围成一块面积，决定它是否能反映出口短路经过渡电阻短路的能力。现在它与横轴不相交，即没有围成面积，这说明它反映出口短路经过渡电阻短路的能力极差。据巡线人员反映：拉线已烧断，造成杆塔倒杆，导线是对拉线放电后烧断的。因此，短路过程中存在过渡电阻，造成方向阻抗一、二段测量元件拒动。经过定值校验，一段#*-"，二段:*+"，三段!*5"，并模拟(;、)(相出口突然短路，通入电流为:!(，电压<8-$$&突然降到零时，保护动作正确。（#）’#线路12侧经检查发现，综合重合闸屏(相选相元件的电抗变压器6=;中的相电流绕组和零序电流补偿绕组之间短路，如图:所示。使(相电流大部分直接流回中性线，而流入距离保护中的电流仅为(相电流的一小部分。如果6=;的相绕组和补偿绕组没有短路，则)(相阻抗继电器的感受阻抗为79，)(8>?，)(>?，)(>?，)(88@?，)(@?，A"@?，(#@?，A如果6=;的相绕组和补偿绕组间短路后，则)(相阻抗继电器的感受阻抗为7B9，)(8>?，)(>?，)(>?，)(88（@?·(!$时）。@?，)(@?，A"@?，(@?，A比较以上两式，则7B9，)(8#79，)(—$#"!— 图!"#一段方向阻抗元件的$%（&!）动作特性圆图图’方向阻抗选相元件电抗变压器绕组的的短路图这说明，()*损坏后的阻抗继电器的测量阻抗是()*没有损坏时的两倍，而距离二段的灵敏度一般为+,!左右，故距离二段必然拒动。-*相阻抗继电器的动作情况与.-相阻抗继电器相同，而*.相阻抗继电器由于是.-两相短路也不能动作。由上所述，自/0线路发生-.两相短路至0,##1转换成三相短路，这时虽然*.相阻抗继电器能够动作，但距离一、二段已被闭锁（距离二段的开放时间整定为2,00132,041），所以造成距离二段在整个故障过程中拒动。同理，由于-相的()*-与()*2之间短路，因此，距离三段在,-.两相短路期间也不能动作。至0,##1后转换成三相短路时，这时*.相阻抗继电器动作，经0,!#1跳闸，共经!,001时间。为了证实上述分析的正确性，还作了如下试验。在综合重合闸屏加电流，在距离屏加电压，仍然使用损坏了的()*-、()*2电抗器，测得的动作阻抗见表!"+。—$#"!— 表!"#实测动作阻抗值!!段!段!相别一段（!）二段（!）三段（!）!相别一段（!）二段（!）三段（!）!!!!$%相&’()’*!’(+$相&’()’&!’(!!!%+相)’&,’*##’&定值（!）)’&,’&##’&综上所述，导致距离二段保护拒动，距离三段保护延长动作时间的原因，是由于$相选相元件中的电抗变压器-.%$和零序电流补偿绕组-.%*之间短路所致。分析-.%$与-.%*之间短路的原因，根据录波照片和电子计算机测得；/&线路故障前#&0，/#线路上曾发生过一次$相接地短路，流过/&线路12侧的二次电流3$4&*$，(3*4&($。/&线路故障当时，12侧由&&*56侧路保护（其中有距离保护）及其断路器带线路。而该线路保护于#7,)年,月#8日检定完好，没有发现任何问题，#7,)年7月&8日是第一次带线路。所以判定-.%绕组是在/#线路$相接地短路时损坏的。另外，该距离保护装置是9*年代的初期产品，产品质量也不过关。采取对策（#）抓紧相差高频动保护的投运工作，当时有相差高频保护投运，就不会出现相邻线路的跳闸，因为它的动作特性不受弧光电阻的影响。（&）重新修复或更换$相电抗变压器，并检验-.%$与-.%:绕组之间的绝缘电阻。经验教训（#）对两个绕组以上的继电器，要测各绕组之间的绝缘电阻，并符合有关规定。（&）/&线路无快速纵联保护，这是威胁电网安全运行的一个重要因素。在这种枢纽变电站的出线上，必须设置双套快速纵联保护。案例9母线故障，保护拒动扩大事故事故简述#7,(年8月&!日#7时整，乙站##*56出线在投产运行,*;后+相断路器突然发生粉碎性爆炸，事故时系统一次接线图如图!",所示，爆炸碎片飞出9*多<，打坏了一些其他运行设备，该线$相引线断，跌落在乙站##*56三相母线上，形成永久性母线三相接地短路。—!#"!— 图!"#事故时系统接线简图保护动作分析这次事故，本应由乙站$$%&’母差保护切除保障，但母差保护当时未投入运行。$$%&’丁站丙丁线距离!、"段保护具有足够灵敏度，但由于断线闭锁继电器()*由+’开口三角形供电的一组绕组极性接反，以致误闭锁，使该保护拒动，由戊站距离"段保护!,切除。--%&’甲乙线甲侧为高频保护误动作跳闸，事后检查为乙侧高频保护直流逆变电源熔丝在故障时熔断，使乙侧不能发闭锁信号，造成甲侧高频保护误动。乙站$号、-号变复合电压闭锁过流./!,切除故障。暴露问题母差保护是系统的主保护之一，但当时乙站$$%&’母差保护未投运，没有引起充分重视，长期处于无母线保护状态。$$%&’丁变电站距离保护在更换保护盘后，试验项目中漏做，+’断线闭锁继电器用系统工作电压检查的试验，导致在事故中使距离保护拒动。经验教训对于母差保护等快速保护，正常均应投入运行。对于保护的试验项目，应经专工审核把关，以防项目漏做，留下隐患。案例#保护接线错误，区外故障保护误动事故简况$0#0年#月.日，齐齐哈尔电业局--%&’齐郊线的方向高频保护，在反方向线路接地故障（--%&’济乙线$$0号杆1相落雷）时，误动跳闸，重合成功。—$#"!— 事故原因及暴露问题继电人员在保护投运前调试过程中，把高频方向保护的零序方向元件电流电压的相对极性接反，接线错误是发生事故的直接原因。该保护是!"##年!$月$%日，根据省局电话通知要求，临时抽人投运，在投运前继电专责负责人未能按照部颁《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》（以下简称《继自现场保安规定》）第&’!(条“带方向的保护和差动保护新投入运行时，或变动一次设备，改动交流二次回路后，均应用负荷电流和工作电压来检验其电流、电压回路接线的正确性”，《继电保护及安全自动装置运行管理规程》（以下简称《继自装置运管规程》）#’(’#条“新安装的保护装置竣工后，其验收主要项目：用一次负荷电流和工作电压进行验收试验，判断互感器极性、变比及其回路的正确性，判断方向、差动、距离、高频等保护装置有关元件及接线的正确性”等规定来认真执行。导致接线错误的保护运行近一年，是发生事故的主要原因。事故暴露出：（!）保护投运前的工作电流电压检查中，没有对线路潮流方向和检查结果进行综合分析。（$）测试报告单审核不详细，未能发现问题。防范措施（!）对新投运的!!)*+、$$)*+零序方向继电器进行一次统一分析，对有疑问的保护要及时进行工作电流电压检查，发现问题要立即改正。（$）包括管理层在内的继电专业人员，必须要认真把关认真审核，发现保护装置试验数据和接线有误时要及时纠正。（&）组织全体继电专业人员学习有关保护测试和分析方法，提高继电人员判断零序方向保护接线正确性的能力。案例"接线错误，线路瞬间故障造成变电所全停事故简况!""%年&月&)日，齐齐哈尔电业局$$)*+郊拉线,相瞬间接地（$$)*+郊拉线!!-号杆,相因鸟筑巢致使该相绝缘子串第!、!&片绝缘子闪络）跳闸，重合成功。于此同时，$$)*+郊拉线（拉东变侧）零序灵敏!段，不灵敏!段保护动作，三相断路器跳闸，因综合重合闸按省调命令投在“!”位，故未重合，拉东变电所全停电，!)./0后拉东变电所$$)*+郊拉线断路器合上，恢复送电。—$#"!— 事故原因及暴露问题继电人员在保护的回路改线工作中，违反《继自现场保安规定》第!"#!条“现场工作应按图纸进行，严禁凭记忆做为工作的依据”；!"#$条“修改二次回路接线时，事先必须经过审核，拆动接线前先要与原图核对，接线修改后要与新图核对”；!"#%条“继电保护装置调试的定值，必须根据最新整定值通知单进行，先核对通知单与实际设备是否相符及有无审核人签字”等规定，在现场临时决定停用低压选相元件的改线，由于继电人员考虑问题不全面，在断开低压选相元件电压回路的同时，没有把其直流回路接点断开，造成单相故障跳三相，综合重合闸不启动，是发生事故的主要原因和直接原因。事故暴露出：（#）继电专业在管理上还存在漏洞。（&）继电人员技术素质还应提高。防范措施（#）加强继电专业技术管理，凡是保护停用或回路修改，应事先下通知单，并绘制改线图纸，经主管领导批准后执行。（&）试验工作中，临时发现定值和接线有问题，应做好现场的安全措施，并组织工作组成员认真研究，确定方案，经请示专业领导审批后执行。（!）回路改线后，还应按照《继自现场保安现场》条文规定，针对改动回路，做回路传动试验。必要时还应模拟各种故障做整组试验，以确认回路改线的正确性。案例#’接线有误及继电器不复归，保护拒动，重合闸动作不正确事故简况#()&年(月#日，铁岭电业局&&’*+铁浑线&&#号塔,相接地，沈阳局浑河变电所电流速断、零序一段、相差高频动作，,相跳闸，重合成功。铁岭局铁岭一次变电所零序电流方向保护一段拒动，由相差高频动作，,相跳闸，综合重合闸动作不正确，在发重合闸脉冲时，反而使铁浑线健全的-、.相跳闸，,相一重合，立即又跳开后加速信号$/0&表示。铁岭一次变值班人员强送两次均送不出，&&’*+铁浑线无法恢复运行，被迫铁岭一次变电所采用“1”接方式，使铁岭的供电可靠性和系统的安全都受到了威胁。—#!"!— 事故原因及暴露问题事故后，经继电人员检查发现!相相电流判别元件经常处在负荷电流下振动卡住，故障切除后，不能返回，致使"#$$继电器在第一次切除故障时便提前励磁并不返回，是发生保护拒动的直接原因。经蚁障录波器照片分析，%%&’(零序电压波形的振幅在短路故障、!相跳闸非全相运行至重合闸全过程中毫无变化，且始终是三次谐波，可以断定零序电压并未接入，原因是违反《东电系统继电保护反事故技术措施纲要》中“电压接地相不应经任何切换触点”控制；“电压互感器开口三角电压的引出，不得装熔断器或快速空气小开关”的规定，在电压互感器三次绕组开口处装了熔断器，因接触不良而断路，致使铁浑线一、二段铁岭侧零序电流方向保护长期以来实际上并未加入运行，故而拒动，是发生保护拒动的主要原因。重合闸前、后加速加路的"#$$"及)*(&均闭合，在发重合闸脉冲时"$+$"动作，便沟通了后加速回路，使,、-相开关跳闸，!相也重合不成功，并使上述的直流继电器处于经常保持动作状态，而且强送也不成功，是!相重合不成，,、-两相也跳闸的原因。事故暴露出继电人员工作不认真，技术业务素质不高。在铁岭变成“.”接后，判别接地与相间故障的零序电压继电器)*(&仍处于动作状态，实测当时屏上/0&值为/1)2(（)*(&定值/(），据这次保护不正确动作后了解，铁岭变/0&值平时就较高，经测达到%13(，但却未引起继电人员注意，更没有认真查明原因和按要求向上级主管部门和主管领导汇报，以致零序电流方向保护拒动，)*(&常时动作。防范措施（2）继电人员必须严格执行东电颁发的《继电保护反事故技术措施纲要》的综合重合闸部分。第/条“综合重合闸装置的相电流判别元件，应特别检查动接点的铆固情况，防止同侧两铆垫相碰，并通过仔细调，应尽力消除正常运行时的严重抖动现象。并且在接线上满足：当电压互感器装在变电所的母线上时，应断开%*,,%、%*,-%、%*,!%，使其与带电部分脱离开，如图)43。图)43当电压互感器装在母线上时相电流判别元件接线图电压互感器装在线路上时，应将%*,,、%*,-、%*,!两对触点均与其相串的另一触点位置对调，如图)42&。当选相元件不独立工作，其工作电压取自母线电压互感器时，为防止相电流判别元件正常运行时的抖动及减少电流回路负担，可以采取一副56$的常闭触点控制一块正常励磁的中间磁电器，用此中间的三个正常闭合的开触点分别短接相电流判别元件的绕组，只在重合—$#"!— 闸的动作过程中才投入相电流判别元件的措施，此中间继电器断电应无延时复归。如图!"##。图!"#$当电压互感器装在线路上时相电流判别元件接线图图!"##当选相元件不独立工作时的接线图第%条“凡综合重合闸装置的分相后加速是利用零序电压继电器做为判别元件的，在调试零序电压继电器时，应在接点工作可靠的前提下，尽量提高返回系数（取返回系数允许的上限值）以使其返回可靠。”目前此种零序电压定值一般较低（约!&#$’），故需了解和实测装置安装处电压互感器三次不平衡电压输出情况，当正常运行情况()$*+’时，应通知调度局继电科，以便适当提高()$的整定值，以防止误后加速造成瞬时故障而重合闸失败。（+）继电保护装置必须严格执行部颁《继电保护系统自动装置检验条例》（以下简称《继自装置检验条例》）和有关检验规程进行定期检验和其他各种检验工作。装置不按期检验，就不能使保护处于完好状态，装置的缺陷就不能及时发现和处理。案例##过流保护误接线，线路故障主变压器保护误动作事故简况#,-%年%月.日#$时+.分，鸡西电业局%%/’系统接地，#$时+!分七虎线速断保护动作跳闸，重合成功，#$时+%分主变压器%%/’主断路器过流保护动作跳闸，#$时+,分将—$#"!— !!"#$条线路全部拉开，%&时’’分主变压器!!"#主断路器送电良好。事故原因及暴露问题!!"#七虎线（农电管辖）被树枝搭上接地短路，七虎线速断保护动作跳闸，重合成功，由于树枝摇摆二次又接地短路，此时，由于短路弧光电阻的影响，达不到速断定值，速断保护此次未动作，本应该线路过流保护动作，跳开线路开关，但因%()!年$月*$日，继电人员在更换该线路的电流继电器时，违反省局%()!年《安全工作重点》中关于“防止继电三误的具体措施”规定，轻视简单的工作项目，二次回路拆头时未做标记。而在恢复接线后，触点未接入回路，是发生事故的直接原因。同时，违反《继自现场保安现场》中’+%$条“在变动直流二次回路后，应进行相应的传动试验”的规定，没有做传动试验，是发生事故的主要原因。事故暴露出继电人员安全思想不牢固，对较为简单的工作项目不重视，麻痹大意。防范措施（%）要端正思想，越是简单的工作，就越要重视安全，同时要组织广大继电人员，认真学习继电保护方面的有关“规程”的规定。（*）今后凡是在继电保护二次回路上工作时，拆动的接线头，必须做好标志，恢复接线时，按标志进行恢复，为更把握起见，还要与图纸进行核对。（’）凡是继电保护装置及二次回路拆、动接线时，恢复后一定要按《继自现场保安规定》中要求，做好传动试验+防止误接线和保护的误动作。案例%*电流互感器二次接线错误，引起保护误动事故简况%())年%&月%&日哈尔滨电业局!!"#双城变电所%&"#城内线,、-相电流互感器有缺陷。变电工区检修人员进行了更换，继电人员对回路进行检查后送电。城内线送电后，在%&月%’.%/日’天内共发生$次误动跳闸。事故原因及暴露问题城内线原保护回路接线有错误，将,相电流元件接在0相回路中，在更换电流互感器之前，没有遵守《继自现场保安规定》第’+%’规定的对原有接线“应查线核对，⋯⋯检查有无问题”，就进行接线，结果将电流互感器,、1两相接成差接线之后，又没有遵守《继电现场保安规定》第’+%!条规定的“变动一次设备、改动交流二次回路后，均应用负荷电流和工作电压来检验其电流、电压回路接线的正确性”，就将保护投入运行，是发生事故的唯一原因。—#"!!— 防范措施（!）更换电流互感器之后，对二次回路和电流互感器的极性，应按《继自装置试验规程》规定进行极性测量和检查。（"）更换电流互感器之后，还应做一次电流检查，测量各相回路电流或观察继电器动作情况，以判断保护电流回路接线是否正确。（#）在线路带负荷后，应用钳型电流表测量电流互感器回路电流，比较各相电流数值，用负荷电流检验保护交流电流回路有无问题。（$）上述各项试验必须逐一进行，试验中不允许并项、漏项，以杜绝类似事故的重演。案例!#主变压器差动保护误接线，发生误动作事故简况!%&’年(月"!日(时")分，牡丹江绥芬河地区!*+,用户发生带负荷拉隔离开关事故，致使牡丹江电业局’’+,绥芬河变电所!*+,速断保护动作跳闸，同时主变压器差动保护误动作，一、二次主断路器跳闸。事故原因及暴露问题（!）继电人员在检定主变压器差动保护时，没有严格遵守《继电运行规程》第五章第六条中规定的“新投入母差保护或运行中的母差保护回路有变动时，必须检查回路接线的正确性”，误将主变压器差动保护电流平衡线圈相互接错，试验人员没有查出，送电后，又因变压器所带负荷一直很小，测差电压时，差电压值无法判断接线错误，故在发生穿越性故障时，造成差动保护误动作跳闸，是发生事故的主要原因。（"）继电人员技术素质低，在变压器负荷小测差压时，差压不足以判断电流回路接线是否正确时，没有另外采取有效的试验方法进行测量判断，掩盖了错误接线，是发生事故的重要原因。防范措施（!）加强继电人员的工作责任心，严格执行“三检制”，验收工作要全面细致，保护方案要与图纸、保护屏实际接线一致。（"）加强继电人员的专业技术培训，提高技术水平。遇有因变压器负荷小，不能用测电流相位和压差判定差动保护接线是否正确时，应用外加一次电流的办法检查其接线和平衡线圈补偿的正确性。—$#"!— 案例!"保护动作时限误整定，线路瞬间故障，造成断路器跳闸事故简况!#$%年&月%#日，本溪一次变电所%%’()李本线，因风筝搭落，引起李本线!*#+!$’号塔间,相导线瞬间接地。李石寨一次变接地保护二段正确动作，切断,开关，并进行单相重合成功。本一变侧李本线接地保护因方向元件的零序电压未接入而拒动，造成相邻%%’()东本线接地保护二段动作跳闸，两侧三相重合闸成功。在李本线事故同时，本溪一次变)组主变压器中性点零序电流保护，因动作时限误整定（应为"-./、误整定为’-&/），致使保护越级误动作，将)组主变压器三侧断路器均断开，主变压器!’()侧负荷被切断达!.012。事故原因及暴露问题本溪一次变%%’()李本线接地保护一段、二段，都是经方向元件控制。错误发生零序方向保护屏端子排上，将由继电器零序电压引来的，应接在“3”端子头的连线，错接在“4”端子头上，这样就造成了继电器零序电压回路不通（&5’的两个端头都连在“4”头上，在“3”端子被断开），是发生保护拒动的直接原因。该零序保护是!#$’年#月%日投运的，!#$!年!’月!%日进行全年定检工作时，只从端子排外侧断开“4”，用电压切换把手断开“3”，（将把手置在断开位置）测定回路绝缘，和拔下保护装置元件（插件式）作特性试验，并未认真审核过实际接线情况，更未按《继自现场保安规定》第&-!6条“带方向性的保护和差动保护投入运行时，或变动一次设备，改动交流二次回路后，均应用负荷电流和工作电压来检验其电流、电压回路接线的正确性，并用拉合直流电源来检查接线中有元异常”的规定来执行，致使错误接线运行长达一年半之久，是发生事故的主要原因。本溪一次变)组变压器中性点零序电流保护的时间元件，误整定为’-&/，!#$%年&月!$日保护定检完毕后，继电人员向变电值班人员交待时，将“中性点经间隙接地时用’-&/，直接接地时用"-.“/交待为“)主变压器单独运行时用’-&/”，而本溪一次变压器正常方式下只运行一组主变压器（)组运行，其他停运），就造成了时限的误整定问题，以致李本线瞬间接地故障时，)主变压器中性点零序电流保护经’-&/时限切断主变压器三侧断路器。)组主变压器中性点零序电流保护的时限误整定是)主变压器三侧断路器跳开的主要原因和直接原因。事故暴露出继电保护专业力量弱，技术业务能力，不适应当前保护装置的复杂性、准确性和科学性的要求。—$#"!— 防范措施（!）""#$%系统的接地保护都是经方向元件控制，而零序功率方向元件是产生不正确动作的主要原因，事故的经验教训告诉我们，为使零序方向电流保护正确动作，必须做到：零序功率方向元件自身极性正确；接线原理正确；查对实际的二次接线正确；使用负荷电流和工作电压检验正确。（"）要特别核对从电压互感器开口三角（&’#）输出端一直到零序功率方向元件之间的全部电压接线回路是否正确，要防止零序电压回路中“(”、“)”标号，由于直接接地端的不同而造成不正确连接。（&）在保护定检时，一定要进行全面检查，按《东电继电保护反事故技术措施纲要》中的要求，认真彻底的核对回路，防止零序电压（&’#）未接入，或由于其他回路电压反馈造成错觉而引起的不正确动作。（*）继电人员和变电值班人员必须加强对《运行规程》学习，要确切掌握《规程》条文的规定，防止变压器中性点接地方式不同（直接接地或经间隙接地），保护定值的误整定（上述两者接地方式，保护整定值相差很大）。案例!+保护动作时限误整定，造成越级跳闸事故简况!,,#年-月*日，两锦电业局华一变电所--$%华矿线故障，锦华线西一变压器侧保护动作，断路器跳闸，未重合，定限时信号表示，华一变电所--$%西华线!#--备自投合闸。事故原因及暴露问题继电人员在执行继电保护装置调试定值时违反《继自现场保安规定》&.!/条“继电保护装置调试的定值，必须根据最新定值通知单进行”，而继电人员在执行通知单时，缺乏严细作风、审视错误，误把锦华线西一变压器侧+&!,定时限保护动作时限*.+0，误整定为#.+0，见图+1!"，是造成越级跳闸的主要原因和直接原因。保护定值调试后，没有遵照《继自现场保安规定》*.!条“现场工作结束前，工作负责人应会同工作人员检查试验记录，整定值是否与通知单相符，试验结论，数据是否完整正确，经检查无误后才能拆除试验接线”的规定，记录没有经第二人审核、把关。而在新保护投入时也未按《继自现场保安规定》&.!*条“在变动直流二次回路后，应进行相应的传动试验，必要时还应模拟各种故障进行整组试验”的规定进行试验和周期定检，是造成越级跳闸的重要原因。事故暴露出：—$#"!— 图!"#$事故前运行方式接线图（#）继电专业人员技术、业务素质较低，各级继电人员责任制落实的不彻底。（$）继电专业管理制度不完善，执行得不好，保护定检未能按周期完成。防范措施（#）继电保护装置必须按《继电保护及系统自动装置检验条例》的规定周期进行定检。（$）保护定检时，应核对通知单和试验结果是否相符。（%）保护记录簿填写应参照试验记录、定值通知单进行。（&）建立健全各级继电人员安全生产责任制，并认真加以执行。对策之二，仍然保留两个接地点，制作一台中间电流互感器，在其铁芯上，绕制三个匝数相同的电流绕组，其中两个绕组分别接入两回线路电流互感器二次的同名相电流（如均为’相），以取得“和”电流。将第三个线圈接入过负荷解列装置的电流回路。这样作，也可避免零序电流分流。这种情况，当任一线路停运时，可以拆动停运线路的接地线，不会出现高电压。但制作时，对中间电流互感器的特性必须满足#()误差（包括主电流互感器误差）要求。经验教训经到现场了解，改动二次回路接线前，没有绘制出正式的展开图，未经技术专责人审查就开始改动二次回路接线。违反了同一电流互感器二次回路只允许存在一个接地点的规定，这是应该汲取的教训。案例$电流互感器二次开路造成的事故事故简述#*+&年%月$+日，某变电站一条$$(,-线路，母线保护用.相电流互感器二次接线端子开路，如图!"#&所示。引起该线路/01—#’型高频相差动保护误动作跳闸，而母线保护装置，由于有电压闭锁元件触点控制，故未引起误动作，仅电流断线闭锁装置动作，闭锁了—!#"!— 图!"#$同一电流回路存在两点接地，引起非故障线路零序电流方向保护误动作跳闸的接线回路图母线保护并发出电流回路断线信号。事故分析电流互感器二次接线盒内，各组电流绕组经电缆引出，而电缆均套有铁管子。因此，该铁管子如果固定不牢靠，每当检修人员清扫电流互感瓷套时，需借助铁管子向上攀登，所以铁管子经常受到拉力。相应的电缆也受到拉力的作用，接线端子开始松动，引起$%&’的(端子开路，如图!"#)所示。(点出现高电压，飞弧至*点，致使高频相差动保护’相电流增大，出现负序和零序电流，造成跳闸事故。图!"#)’相电流互感器开路，引起高频相差动保护误动作说明图—$#"!— 采取对策在安装施工时，电流互感器二次接线盒的电缆线，穿入铁管子后，一定要将铁管子固定牢靠，并设此处禁止攀登警告牌。铁管和电缆沟应有效地防止积水，避免冻断电缆。经验教训现场继电保护调试维护人员，在进行设备安装完工后的验收试验时，要全面地进行检查。不尽要检验设备的电气特性，而且还要检查其机械部分。这次事故就是忽略了这方面的检查而造成的，所以今后必需汲取这一教训。—$#"!— 第六章二次回路故障分析案例!电流回路两点接地引起的事故事故简述!""#年!$月%$日，%%$&’(!线发生)相接地短路，甲侧零序电流不灵敏二段*+$,、$+-.动作，跳开)相断路器单相重合成功。由故障录波器录得，甲侧零序电流为#%*$,，电流互感器变比为!%$$/-，折合二次为!#+-,。经巡线，故障点位于该侧零序电流一段范围内，即零序电流不灵敏一段定值为!$+%,，灵敏一段定值为"+0,，这两个一段保护均应动作，但其信号继电器均未表示。此外，由甲侧%%$&’母线引出的，另一条(%线的零序电流带方向不灵敏二段，定值为%+*,、$+-.，由选相拒动回路出口动作后跳开三相断路器，未重合（重合闸投“单重”方式）。由故障录波器录得(%线乙侧零序电流为0$$,，折合到二次为%+-,，本属反方向，保护不应动作。事故分析经过现场调查，这两回线已安装了过负荷解列装置，要求当两回线任一相负荷电流之和达到一定值时，将线路解列运行。如图01!所示，由于两组电流互感器各自的中性点仍接地，出现了两个接地点。当其中一回线路发生接地短路故障时，非故障线路的电流互感器二次零序回路将通过电流，对于零序功率方向元件的电流线圈，电流正好流入其极性端。零序电压均取自母线上电压互感器的三次绕组，则零序功率方向元件即能动作。从图中标出的电流流向（未考虑负荷电流影响），经23点分流后，(!线的甲侧零序电流不灵敏及灵敏一段保护均不会动作，而非故障的(%线乙侧，零序电流不灵敏二段可以动作，且方向符合正向要求即可动作跳闸。采取对策由上可知，由于两个电流互感器回路存在两个接地点引起分流。为此，在图!中，将两—#!"!— 个接地点取消，改由!"点接地，即可消除非故障线路零序电流保护的误动作。但必须注意，当任一回线路停运，二次回路有作业时，绝对不能拆动!"的接地点，否则在该二次回路上将出现高电压，影响人身和设备的安全，这是采取的对策之一。案例#单相接地短路过电压保护误动作跳闸事故事故简述$%%#年$$月$%日，葛双!回线发生&相接地短路，线路两侧主保护’()*动作跳开&相，葛厂侧过电压保护（$+,-!.(+#*）于,/()*动作三相跳闸，线路重合闸被闭锁不重合，联切葛厂二台机，投水阴’（(）01，切鄂东负荷/((02。线路单相接地短路，造成线路过电压保护误动作三相跳闸的奇怪事故。事故分析线路单相接地短路，线路过电压保护误动作三相跳闸，并非过电压保护定值问题，而是线路电压互感器二次回路接线问题，见图’3$。（$）图’3$为葛厂葛双!回线线路电压互感器事故前实际接线图。这种接线有以下几个问题。"电压互感器三点接地，违反了《反措要点》电压互感器二次侧中性线只允许有一点接地的规定。#开口三角形接线的!与两组星形线圈中性点相连，违反了《反措要点》电压二次回路与三次回路要相互独立的规定。$多点接地造成开口三角径4电阻短路。%电压互感器两组星形接线中性点在开关场相连，也违反了中性线至室内接地点间要相互独立的规定。（/）线路过电压保护误动作分析，应当注意到电压互感器开口三角电压应为二次电压的!#倍。线路过电压保护是在线路两侧&相跳开后，即在线路两相运行时误动的，换句话说，断开相&相电压（一次值）应为零，不计线路健全的5、6相，通过分布电容耦合到断开相&相++++++上的电压值。两相运行时，电压互感器开口三角电压#-(7［-&8-58-6］7［（(895896）］+++739&，归算到电压互感器二次侧#-"(73!#9&。根据电压互感器实际接线图画出等值电路图见图’3（/:），电压互感器一组二次与开口三角的等值电路图，从而得出&、5、6相对地电压及相间电压相量图见图’3（/;）。++-!!’((73!#9&—$#"!— 图!"#葛厂葛双!回线$%&实际接线图’"并接电容器；("接触电阻约)*"；#该接地点因螺丝没拧紧，实际未接地图!"+葛厂葛双!线、线路电压互感等值图（,）等值电路图（；-）电压相量图/.01!**2"!340///5.61!**525.61!**52546"!34052+/3)740///5.$1!**525.$1!**524$"!34052+/3)7408*****:!3一般葛厂8**9%母线运行电压多在87*9%左右，而电压互感器变比为与#**:!38*****:!387*9%:!3，则电压互感器二次相间电压为+/3)7;"#8*%，因而线路过电压动作三#**8***—$#"!— 相，跳闸。措施电压互感器两个星形接线的二次电压!"#根引入线与开口三角形接线的!根引入线，必须分开，不能公用。保证两个二次回路之间及每一个二次回路、三次回路之间要相互独立，更不允许在开关场两个星形接线的中性点直接相连，也不允许中性点与开口三角任一线直接相连。电压互感器只允许在室内小母线零线（中性线）一点接地，要求牢固焊接在接地小母线上。案例#直流一点接地跳闸事故简述$%%&年’月(日$)时’*分，某!!&+,变电站!号主变压器!!&+,断路器旁路代运行，做电流互感器带负荷电流相位试验，试验结束后，拆除试验接线过程中，在断开零相试验小线时，接在-.零相回路小线的一端尚未断开（接地端），而试验小线的另一端不小心瞬间掉到/01连接片上端，如图（)2/）3所示，通过直流监测装置和抗干扰电容形成通路，$456跳闸中间继电器动作，47有掉牌信号，!号主变压器无故障跳闸，如图)2/（8）、图)2/（3）所示。图)2/图中，9$、9!、47（:电流灵敏继电器）组成直流电源监测装置。9;、92分别为直流系统正极和负极对地绝缘电阻。<$、线圈后面，防止跳跃继电器—#"!!— !"#$没进入此不正常跳闸回路，失去断路器防跳跃功能，断路器多次跳合，使合闸线圈烧坏。图%&’断路器跳闸回路简图第二次：((月)日(*时’*分，发生同+月,日同样的-相偷跳，由于这次值班人员立即取下直流熔丝，合闸线圈没有烧坏。第三次：((月(+日%时,%分，申请该断路器停役检查，早晨值班人员在准备用旁路断路器代路操作前，又发生-相断路器第三次偷跳，合闸线圈烧坏。原因分析（(）事后检查发现-相断路器操动机构箱内信号正电源./0(接地，有放电痕迹，-相断路器跳闸回路!/-端子对地电阻01,2!（用万用表的测量值），停电检查，加电压时基本击穿，由于!/-接地点在防跳继电器!"#$电流起动线圈后面，在此不正常跳闸回路中!"#$继电器没有防跳跃功能，断路器跳闸后，不对应回路起动重合闸，"34动作发合闸脉冲，!/-接地点未消失，断路器又跳闸，断路器发生多次跳合闸，直到合闸线圈烧坏为止。断路器多次跳合闸，气压下降，压力触点拉弧而烧坏粘住。（,）断路器操动机构箱密封性能差，下雨天进水，端子排受潮严重，绝缘下降造成-相断路器无故障多次偷跳闸。事故对策（(）更换断路器操动机构箱密封条，更换合闸线圈。（,）更换端子排，提高绝缘水平。事故教训（(）同一只断路器、同一相别不到!个月时间内连续!次因同样原因引起断路器无故障偷跳闸，虽然没有造成严重后果，足以说明对消除设备缺陷重视不够，没有认识查找原因，因而连续发生!次。（,）断路器无故障偷跳!次都发生在下雨天，应该判别多数是绝缘不良，检查回路绝缘应用(0005绝缘电阻表测量才能及时发现问题，万用表在绝缘没有完全击穿时是检查不出来的，因为万用表电压很低，这是前两次偷跳没有查出问题的原因。（!）国产断路器机构箱、户外端子箱等的密封性能很差，阴雨天气潮气能进去，晴天潮气—$#"!— 不易出来，端子排、辅助触点等的胶木绝缘件的耐潮、耐电压质量差，有待制造厂改进。案例!万用表使用不当造成误跳闸事故简述"##$年%月&’日，某&&()*变电站在运行中对继电保护二次回路进行特别巡检工作，用+,—-’万用表测量电流互感器回路不平衡电流及.*—-/。不平衡电压、信号及中间继电器线圈是否断线。当测到某一条&&()*线路零序方向!段信号继电器时，发生零序方向!段跳闸中间继电器0.1起动跳闸，重合成功（三相重合闸方式）。原因分析事后发现万用表应放在直流电压档，误切到&’(23，万用表电阻小，通过直流绝缘监测装置和抗干扰的对地电容4构成回路，如图!5!所示，该变电站&&()*、-’)*线路保护均选用静态型保护，抗干扰对地容量很大，跳闸回路直流正电源一点接地很容易误起动出口中间继电器跳闸。图!5!万用表使用不当接线示意图事故对策（"）图!5!中的6"电阻，为了提高跳闸中间继电器0.1工作电压而设，图!5!中位置放置不妥，不能解决0.1线圈绝缘降低而误起动跳闸。图!5$的接线方式是正确的，对防止0.1线圈正端接地动作有利。但经万用表&’(23档对地测量时仍旧会误动作跳闸的。（&）改进工作方法，加强监护工作。事故教训（"）用万用表在运行设备上进行测量工作，最好在不同回路上进行同一种工作内容，一种工作内容完成后，再换档进行另一种工作内容，万用表换档频繁，很易发生上述差错。（&）在运行设备上工作，要加强监护工作，操作人员要讲述每次操作任务，得到监护人员—$#"!— 图!"#提高出口中间动作电压认可后方可操作，就可避免万用表使用位置同工作任务不相符而发生的差错。案例#电流互感器极性接反引起高频保护误动事故简述$%%&年’月(#日()时$$分，某电网(()*+,$线-.相雷击故障，,$线两侧,/0—$$.及,/0—$1保护正确动作，然而(()*+,(线的两侧的方向高频保护（,/0—$1）亦同时误动，两侧断路器三相跳闸。该地区电网接线示意如图!"&。图!"&电网接线示意图当,(线恢复供电时，()时1)分，甲厂(号机变大差动保护（0.2—11）动作跳闸。后来对机组零起升压，一次设备正常，证实差动保护误动。($时(1分,$线又发生0、.相故障，,$线两侧保护动作跳闸，,(线,/0—$1方向高频保护又再次误动。在(()*+,$线事故期间，()时1#分甲厂!号机因励磁机风扇失电而出口跳闸。事故分析（$）检查发现甲电厂侧,(线两套保护所接3-极性接反，致使,/0—$1在背后短路时误判为正向（此时对侧456断路器保护看到的为正向故障），故两侧判为区内故障，使,(线误跳闸，同时还发现,/0—$1的电流回路0和.相序也接完了。该保护为葛洲坝工程局施工安装，投产时人已撤走，故投入后未作保护方向性测试。（(）甲厂!号机在(号机跳闸后随之跳闸，原因是其励磁机风扇切换供电回路的切换继—!#"!— 电器切换不到位所致。按设计原理，当励磁机风扇电源切换不成功，!"#$后即跳灭磁开关及发电机主断路器。（%）当&’线、&(线恢复送电时，&’线再次发生)*相故障，(++,-&(线&.)—’!方向高频保护达到动作值又误动一次。&’线因故障电流较小（甲厂(号、/号机跳闸），甲厂侧达不到动作值保护未启动，丙侧&’线的&.)—’’保护虽判出区内故障且高频闭锁零序保护停信，但被对侧收发信机远方启动闭锁，故两侧保护均未动作。措施（’）重新改接&(线甲厂侧01二次回路，重新校验&.)—’!型保护。发现甲厂侧故障录波器01极性也接反，同时予以更正。（(）处理好/号机励磁机风扇电源切换继电器缺陷。（%）(号机变大差动保护初步检查未发现误动原因，下一步安排计划彻底查清隐患。经验教训安装调试和定期校验保护装置时，往往只注重装置本身，忽视二次回路检查，不少保护误动事故都原于二次回路的错误。案例2压力降低闭锁跳闸回路继电器失效事故简述’33%年(月!日，某变电站一条((+,-线路，使用454—%’，6型分箱操作箱。由于反映液压降低对跳闸回路进行闭锁的’781继电器的保护电流较小，在压力降低到闭锁压力时继电器常开触点’781不返回。原因分析经过现场调查，’781串/9在内的动作电压为’(+-（电源电压为((+-），返回电压为((-。每相串联的合闸位置继电器7**为:4—%(6;%’(型，工作电压’’+-。，内阻为(<(+!。通过’781电流保持线圈的三相总电流为+=’%/1，如图/>3所示。而’781的保持线圈返回电流小于+=’%/1，因此，当’781的电压线圈被“压力降低闭锁接点”短接时仍不失磁返回。此闭锁回路的作用，是当线路无故障情况下，压力降低时应闭锁跳闸回路。如果此时不进行闭锁，一旦线路发生故障，由于断路器压力已降低，主触头已无消弧能力，可能引起断路器爆炸，其后果不堪设想。但是当线路发生故障，压力降低时，虽然此时’781的电压线圈被“压力降低触点”短接，但因三相跳闸电流远大于保持线圈的返回电流。所以不会闭锁跳闸回路。—$#"!— 图!"#压力降低闭锁跳闸回路失效接线图采取对策（$）调整$%&’的保持电流为()*+’，它大于()$*!’的,)+倍，这样即可消除此缺陷。（,）如果调整有困难，则更换$%&’，选择保持电流大于()*+’的继电器。经验教训（$）在检验$%&’保持线圈的返回电流小于()$*!’时，没有引起足够的重视。但是，如果根本就没有对它进行检验，那就另当别论了。此缺陷是在压力降低信号表示，而闭锁跳闸回路的信号没有表示而被发现的。（,）模拟“压力降低闭锁触点”动作（闭合）$%&’的电压线圈被短接，此时，闭锁跳闸回的信号应表示，如果没有表示，经查找也可发现此缺陷。所以还是那句老话，“检验项目和整组试验不齐全”。案例#电压互感器接线错误，线路保护误动作跳闸事故概述$#-*年*月,,日，甲厂.$线出口隔离开关经变电站构架闪络接地，甲厂相差高频、零—$#"!— 序电流一段动作，由于重合闸中!相选相元件拒动而三相跳闸。虽线路对侧保护单跳、单合重合成功，但仍造成"#线停电事故。事故分析从甲厂故障录波图看出，故障相!相对地电压不仅没有降低，反而比正常电压还高。其主要原因是甲厂$$%&’母线电压互感器为!相接地方式，且!相是接在构架上通过构架接地，电压互感器二次电压只引出(、)、*三根电缆线至室内，而室内是将接地点引根线当!相，见图+,#%。图+,#%电压互感器二次绕组接线图开关场!相经构架接地至地网接触电阻为-；控制室!相经保护屏接地至电网接触电阻为.由于甲厂"#线隔离开关!相经构架闪络接地，一次接地短路电流直接经构架入地，使得接地网电位大大升高，而室内接地点电位显然不是零电位，该电位已高出!相正常电压，是造成!相阻抗选相元件拒动的主要原因。措施电压互感器!相接地方式完全违背了《反措要点》接地方式。要么取消电压互感器!相接地方式，或改为隔离变压器实现同步并列。经验教训电压互感器!相接地方式通过实践证明对继电保护不正确工作带来的严重后果。（#）电压互感器!相接地方式，因为!相在室外接地，又省掉!相到室内的接地相电缆芯。室内!相只能从接地点取，形成两个接地点，而两个接地点的接地电阻有可能不相等，必然造成两接地间有电位差，这个电位差造成继电保护不正确动作的后果。这种接地方式省掉接地相的电缆芯形成了两个接地点显然违反了“反措要点”规定的“电压互感器二次回路只允许一点接地”的要求。（$）电压互感器!相接地方式，!相接地点在开关场直接与构架相连，尤其不可取，当!相对构架接地闪络时，其接地短路电流就有一部分故障电流经!相接地点流入接地网，使得!相接地网电位高于大地电位，分布的接地电流通过地网的导体产生电位差，从而在两接地点间产生了工频地电位差，接地短路时的工频电位差就不是电压互感器反映一次系统的二次电压，而是工频干扰，事故录波显示接地相!相电压不是降低，反而升高，说明接地相电压互感器二次电压不仅没有真实反映一次系统电压，而是工频干扰电压，理所当然!—#!"!— 相阻抗元件会拒动。总之，电压互感器!相接地方式宜取消，或改为隔离变压器实现同步。取消变压器高压侧电压互感器!相接地方式，其目的是满足“反措要点”要求的“⋯⋯电压互感器二次回路必须分别有、且只能有一点接地”和“来自电压互感器二次的四根开关站引入线和电压互感器三次的两（三）根开关站引入线必须分开，不得公共”。过去在并列点取自变压器高低压侧电压实现并列。采取将变压器高压侧电压互感器!相接地方式，根本没有考虑到这种做法对线路保护带来的危害。通过很多事故的教训，“反措要点”中做出“电压互感器!相接地方式宜取消，或改为隔离变压器实现同步”。其具体做法是：若变压器为"#$!—%%接线方式，以变压器高压侧断路器做为并列点，并列点电压若以变压器低压侧电压做基准，且变压器高低压侧电压互感器接线方式分别为"#$"#"及&$&，取低压侧电压(’)*!*，将!*相接地，为了取消变压器高压侧电压互感器!相接地方式，那么高压侧电压互感器!相必须加隔离变压器（见图+,%%），隔离变压器一、二次变比为%-#.，/0接地，那么隔((离变压器（装在保护室内）二次电压’0!1/与’)*!*同相，且电压相等。电压相量图参见图+,%（%2）。图+,%%高压侧电压互感器!相加隔离变压器后与低压侧二次电压相量图（3）隔离变压器接线图（；2）同期电压相量图高压侧电压互感器取消!相接地后，供给线路保护及仪表的二次电压完全可以实现“反措要点”的要求，将)%、!%、4%、/四根线从开关场引入室内接在小母线上，且只在/小母线实现一点接地。案例%#零序电流二段动作出口信号不掉牌事故简述%56*年%月.#日，**#7&8%线路9电厂出口)相接地短路，:变电站侧零序电流二段动作，信号继电器不掉牌。当时在)相故障点下面，有++7&线路作业，在紧架空地线时，引起断线，将导线崩到**#7&8%线路)相导线上，造成)相接地短路。线路两侧使用单相重—$#"!— 合闸，!侧重合时间为"#$%，&侧重合时间为"#’%。事故分析经过现场调查，从录波器录得电流，如图()"$（*）所示，其中括号内数值为单相重合时又故障的短路电流数值。两侧保护动作情况（无高频保护）如下：!电厂侧：零序电流不灵敏一段动作、相间距离一段动作+#"%切开,相断路器。经"#(%,相重合又经+#+-%跳三相断路器，属永久性故障。&变电站侧：零序电流二段、相间距离二段动作+#(%切开,相断路器。经"#..%,相重合又经+#"’%跳三相断路器，属永久性故障。经查，&变电站侧零序电流二段信号继电器不掉牌，是因为距离二段出口触点/01的保持线圈电流为",，其内阻约$#’!，而零序电流二段出口信号$/2继电器额定电流为+#+3’,，其内阻为4+!、且距离二段/01触点闭合先于$/5触点。故零序电流二段信号继电器不掉牌。如图()"$所示。图()"$,相接地短路有关一次系统及综重入口回路图（*）,相接地短路一次系统接线图（；6）保护出口进入综重回路接线图7侧定值：不灵敏一段"8-+,，+%；&侧定值：不灵敏一段"."+,，+%；接地后加速+#"%；相间距离一段$4#8!9"；灵敏二段."+,，+#’%；接地后加速+#"%；相间距离二段4’!9#，+#’%采取对策（"）取消/01出口的自保持电流线圈，改用与$/2内阻相同的电流信号继电器，即选用额定电流为+#+3’,的信号继电器。从该回路来看，",的自保持电流线圈，起不到保持作用。如果真能实现保持作用时，则/01出口触点将永远处于动作状态。将引起线路停电事—$#"!— 故。（!）改用相同参数的信号继电器后，应经过试验，其动作灵敏度及线圈电压降，都要满足要求。经验教训（"）距离二段出口触点自保持线圈，在接口设计（进入综重回路#$$端）时，考虑不周。设置以保持线圈只能起到不利的作用，应改用与其动作时间相同的同类参数的信号继电器。（!）该线路保持在投入运行时，应进行整组（所有保持）的动作试验，直至断路器的跳、合闸。试验要不漏项，这样才能发现问题。案例""二次回路接线错误造成保护拒动事故简述!%%%年&月’日’时"(分"’秒，某发电厂的!号机高压厂用’)*+段工作进线断路器变压器侧发生短路故障，引起!号机组发变组和高压厂用变压器差动等保护动作，将机组解列、灭磁，跳开厂用分支断路器，并由厂用电快速切换装置将备用进线断路器合上。此后，故障延伸至该段备用电源进线,*间隔和工作电源断路器母线侧，引起启动备用变压器差动和!!%)*侧过流保护动作。但由于保护第一出口的接线错误，未能跳开启动备用变压器!!%)*侧!!%%断路器切除故障，最后经-./发展为变压器内部故障，靠重瓦斯保护动作跳闸（故障位置见图’0"$）。事故分析经查，启动备用变压器保护采用的是国外某公司的12(&-继电器3该继电器共设八个出口，其中“"”出口是无触点可控硅输出并且会导致直流系统一点接地，不符合国内设计直流系统的要求，"444年&月保护生产厂商、某发电厂以及基建调试单位共同商定后，临时将保护输出“"”出口临时改为继电器触点输出的备用“-”出口，保护装置的内部软件设置和外部输出触点接线均做了相应改动，通电试验后投入运行。"444年"!月，继电器生产厂家将提供给某电厂的所有同型号的继电器做了更改，将原“"”出口的可控硅输出改为继电器触点输出，重新供货，继电保护人员在恢复原继电器时，仅将保护装置的内部软件设置由“-”出口恢复至“"”出口，但继电器背后的接线未做改动，仍然接在“-”口上，修改后亦未做传动试验，埋下了隐患，从而导致了此次事故的扩大。采取对策（"）将保护装置外部输出线恢复正常，并重新进行传动检查，确保装置本身及回路的正—$#"!— 图!"#$某电厂主接线及%号机!&’母线示意图确性。（%）以此次事故教训为契机，组织全网继电保护人员认真学习有关规程、规定，强化安全意识，克服侥幸心理，不等不靠，在各项工作中严把质量关、安全关，切实做好工作。（$）进一步严格执行基建验收程序，要求参加验收的人员必须提前做好准备工作，熟悉图纸、熟悉设备，不走过场，不甩项漏项，严格把好验收质量关。经验教训事故发生后，电网安监部门、调度部门立即介入到事故分析工作中，通过对事故的认真分析，认为从此次事故中暴露出以下几个问题(（#）投产前的技术准备和基建验收对一个新建电厂而言，都是非常重要的工作，直接关系到投产以后的运营水平。但某电厂的领导及专业人员对生产准备及基建验收工作重视程度不够，事故调查中发现：基建单位对设备进行改动后没有向生产单位详细交底；生产单位的继电保护人员的运行准备不充分，对保护装置的性能以及基建调试中的改动没有深入了解，抱有依赖思想和侥幸心理，验收工作存在走过场的现象。（%）专业人员责任心不强，对所维护的保护装置的原理及使用方式等情况不清楚，安全意识薄弱，盲目作业。不按有关规程、规定办事，更换保护继电器后，因为变压器未停电就不按规程规定对相应保护及回路进行传动试验，留下了事故隐患，是这次扩大事故的直接原因。（$）故障录波器未与主设备同步投入，事故后，运行人员亦未记录好各继电保护的动作—$#"!— 信号，给事故分析和恢复运行造成很大困难，因此说明该厂的管理工作上还存在一定的不足之处。此次事故说明，继电保护专业管理工作，在投产之前就应该提前介入，必须做好投产前的生产准备工作，认真抓好设计审查、设备选型验货、调试验收等工作的全过程管理，否则将会对设备的安全运行带来很大的威胁。案例!"防跳回路异常造成的事故事故简述!##$年"月"日，某电厂""%&’出线由于外单位铲车误撞线路铁塔，造成(相故障，线路两侧保护装置正确动作，但在重合时两侧断路器均产生“跳跃”现象。其中，该电厂侧的断路器连续开断后液压急剧下降，断路器停留在合位后拒分。由于故障点未切除，该厂""%&’断路器失灵保护动作将母联断路器及一条母线上的所有元件切除，一条母线停电。事故分析事故检查发现：故障线路的该电厂侧分相操作箱中防跳继电器电压保持线圈极性接反，防跳回路未能起到作用，致使断路器产生“跳跃”现象，该分相操作箱中的防跳继电器在运行中曾经烧损，继电保护人员在更换继电器时没认真核对电压保持线圈的接法，将线圈接反；对端则由于其防跳继电器中的电流线圈短路而导致防跳回路未能起到作用，继电保护人员由于没有很好掌握分相操作箱中防跳回路的原理及传动方法，年度校验工作中将此回路疏漏。采取对策制定下发断路器防跳回路的传动试验方法，要求全网对所有未进行检验的断路器防跳回路逐相进行传动，传动方法如下：（!）检查重合闸触点及手合继电器触点是否正确接入：（"）断开断路器失灵保护、重合闸的断路器位置不对应起动回路；（)）用手合方式合上断路器，并在整个传动过程中使断路器的控制把手保持在“合闸”位置；（*）用短接线逐相短接跳闸回路的方法跳开断路器，如防跳回路完好，则断路器应只跳开一次且不再合入，否则应对防跳回路进行更进一步的检查。经验教训（!）二次回路的正确与否对继电保护装置的正确动作有非常重要的作用，二次回路的异常同样会造成严重的系统事故。因此，必须加以足够的重视，必须坚决消除“重装置，轻回—#"!!— 路”、“重视主保护，轻视辅助保护”的错误思想，确保整套保护回路的正确性。（!）继电保护人员不能只满足于知道如何按照校验规程对保护装置进行校验，同样应对保护装置、二次回路的原理有比较深入的了解，从而可根据其原理接线进行正确的试验工作。（"）在加强对现场继电保护人员技术培训的同时，也要重视对设计人员的技术培训工作，加强对原理图、安装接线图的设计审核工作，防止由于回路的设计不当而造成二次设备的工作不正常。案例#"电流互感器二次接线错误引起误动事故简述某厂的高压厂用变压器的高、低压侧绕组均为星型接线，高压侧为电源侧，其绕组的中性点直接接地；低压侧为负荷侧，无电源且为不接地系统，变压器差动保护用的高、低压侧$%二次绕组均&接线。自投产运行以来，在变压器高压侧（电源侧）发生区外单相故障时，变压器差动保护多次误动作。经继电保护专业人员反复验算定值、检查保护装置均未见异常。原因分析经过专业人员的认真分析，得到以下结论：尽管变压器低压侧无电源，但当变压器的高压侧发生区外接地故障时，由于变压器高压侧的中性点直接接地，因此，变压器依然向故障点提供含有零序分量的故障电流，该故障电流的大小与变压器及整个系统中诸元件的正、负、零序电抗的大小及分布状况有关。变压器高压侧的故障电流中含有正、负、零序分量，其中正、负序电流由于可以通过负荷形成回路而传变至变压器的低压侧；零序电流则由于变压器低压侧为不接地系统，无零序通路而仅存在于高压侧。当用于变压器差动保护$%二次侧均采用&接线，且不考虑如何消除高压侧零序电流的影响时，高压侧故障电流中的零序电流将全部成为差动保护继电器的不平衡电流，当这种不平衡电流足够大时，使会导致保护装置的误动作。采取对策为了避免&’(&变压器差动保护在电源侧（中性点直接接地侧）发生接地故障时的误动作，应设法消除中性点直接接地侧零序电流分量的影响，一般需将此类变压器差动保护用的$%二次侧均接为!型接线，使高压侧的零序电流仅在电流互感器二次绕组内环流，不流入差动继电器，而微机型的变压器保护亦可在程序设计时采取措施防范。—#"!!— 经验教训出现此类错误的原因在于专业人员，特别是设计人员犯了经验主义的错误，没有对具体情况进行认真地分析。简单地认为!"#!变压器差动保护中不存在“角度转换”的问题，因此$%二次回路接成!型或!型均无所谓，而没有考虑电源侧发生接地故障时的特殊情况。电磁型差动保护通常是按躲变压器空载合闸电流等因素整定的，其整定值一般为额定电流的&’()&’*倍，灵敏度较低，因此当!"#!变压器差动保护的$%二次采用!接线时，高压侧区外接地故障引起的差回路不平衡电流不易导致保护误动作；静态型变压器差动保护装置通常采用间断角判别、二次谐波制动或波形对称等原理来判别励磁涌流，其整定值一般为额定电流的"’()"’*倍，灵敏度较高，如!"#!变压器差动保护的$%二次采用!接线，高压侧区外接地故障引起的差回路不平衡电流相对较大，容易造成保护装置误动作。今后对于!"#!变压器，不论使用何种型号的差别保护装置，在!"侧的$%均应接成!接线。案例&+电压继电器触点接触不良，导致母差拒动事故简述&,,-年*月&,日，某地为大风天气，地处该地的某电厂.."/0+号母线检修，*号母线单母线运行，(号机停运。&’.变压器接地运行，系统为正常方式。&1时.-分，大风导致*号母线对树放电，故障最初为2相接地故障，经(-"34发展成。52相故障。又经-1"34发展成%52三相故障，该厂.."/0母差保护拒动，厂内各发电机组保护相继动作跳闸，-1&"34后故障又波及到该厂的一条.."/0出线，线路保护正确动作。故障持续十几秒后由对端线路后备保护及上一级线路后备保护越级动作切除故障。见图67&+。事故分析（&）拒动的母差保护为晶体管相位比较式，在此次故障中确已动作，但因用做防误闭锁的低压继电器（&8!，接于出口继电器的线圈回路）常闭触点压力不够且有氧化现象，闭合不好，导致母差动作而不能出口。（.）该厂的两条.."/0出线为.’*/3短路，为防止越级误动，对端线路零序一段保护停用。因故障初期为单相接地故障，经(-"34发展成52相故障时，线路所配置的99—&.型距离保护一、二段已进入振荡闭锁，因而后备距离三段保护动作。（(）对端变电站的上一级的两条线路与该电厂的两条.."/0出线（.’*/3）为长短线配合，为保证灵敏度，长线的后备保护与短线的快速保护以及电厂的母差保护配合整定，因此当该电厂的母差保护拒动时，对端上一级线路（双回线）:;<—,"&保护中的后备距离二段保护动作。—!#"!— 图!"#$系统接线、故障点及越级运作的断路器采取对策本次事故引起了各级领导和继电保护专业人员的高度重视，本着举一反三的原则，各单位着重对母差保护及其附属元件、其他快速保护进行了重点检查；对运行时间较长、缺陷出现频繁的保护装置尽快安排资金进行改造。（对本次事故中拒动的母差保护，当年就安排了改造项目）经验教训（#）附属元器件的好坏与否对整套继电保护装置的正确动作有非常重要的作用。因此，必须加以足够的重视，必须坚决杜绝“重装置，轻回路”、“重视主保护，轻视辅助保护”的思想，确保整套回路的正确性。（%）保护装置的校验工作必须落到实处，要充分利用对运行设备的校验机会，认真、彻底的检查设备，保证校验质量，做到校必校好。校验工作中既要注重对保护装置本体的检查，同时也必须保证附属元器件和二次回路的校验质量。此次拒动的保护装置距上次校验仅一年零几天便出现问题，说明当初校验工作的质量不够理想。（&）对运行时间较长、性能落后以及缺陷出现频繁的保护装置必须尽快安排改造，这些保护的超期服役，虽然在短时间内似乎是节约了资金，但对系统的安全稳定运行却构成严重的威胁，一旦发生拒、误动事故，其后果不堪设想。—$#"!— 案例!"改造工程中漏改线，造成保护误动事故简述!###年$月$日!!时%&分，某变电站进行"’’()$号母线母差及失灵保护校验时，误跳一中间断路器，造成该站一条"’’()线路停电。该站的主接线形式为*+$接线，事故发生前，该站的"’’()$号母线处于在检修状态，该母线上各断路器均处于断开位置，误跳闸的"’’()线路在该站通过"’*$断路器与系统相连。当继电保护人员校验、传动$号母线的母差保护时，"’*$断路器的失灵保护被误启动（误跳闸的"’’()线路正常运行，电流启动条件具备），"’*$断路器跳开，造成该线路停电。事故分析经查：!##%年该站对"’’()母线的第三串进行改造，增加"’**断路器，由不完整串恢复完整串时，未将母差保护启动"’*$断路器失灵回路改为启动"’**断路器失灵，此次$号母线母差保护校验时，因误跳线路的负荷电流已达到了失灵保护的启动值，导致了"’*$断路器误跳，一条"’’()线路停电。事故检查发现：该站另一串也存在同样问题，此次仅因失灵保护电流未达到启动值，而侥幸未动。采取对策此次事故引起了各级领导和继电保护专业人员的高度重视，在认真总结事故经验教训的同时，充分认识到保证设计、施工质量，保证验收质量以及图纸与实际相符的重要性，加强了继电保护的全过程管理和技术监督工作。对已运行的设备利用停电、校验等机会重新进行了核查，同时对设计、施工、调试及验收等工作进一步细化了工作程序和质量标准,使新设备投入改造工程中的各项工作有章可循，在保证质量方面做到了制度化和规范化，避免同类事故的重复发生。经验教训（!）基建验收工作是保证继电保护装置在运行中正确动作的重要环节，而做好验收工作的关键在于提前做好生产准备工作，参加验收的人员在验收时对设备及其相关回路做到心中有数，才能真正保证验收乃至整个工程的质量，保证电力系统的安全稳定运行。（$）合理的工期安排也是保证施工质量的重要因素之一，工期安排的过长，不利于资金的合理使用，势必也要影响到资金投入的回报。但是如果只是一味地盲目压缩工期，甚至压缩必要的验收工期，则很可能使施工质量受到严重影响，在造成事故时，由其所带来的经济损失及政治影响可能无法弥补。本次事故的外因之一便是工期紧、任务重，验收人员没能为—$#"!— 验收工作做好充分的准备，从而留下了事故隐患。（!）基建工程的设计、审核应充分考虑对运行设备进行改造时的困难，尽量安排阶段性规模的整体投入。为本次事故留下隐患的改造工程就是由于"##"年变电站投产时，该站$%%&’第三串的第二条出线当年不能完成，为节约当年的投资计划、缩短建设周期而决定少上一组断路器，"##(年第二条线路具备投产条件时方对该串设备进行改造完善。由于设计图纸的不完整，给改造施工带来较多的困难，加上部分改线工作需要在带电设备上进行，客观上为遗留隐患提供了条件。案例")变压器充电引起的母差误动事故事故简述"*事故前的运行方式"##+年,月"-日，$%%&’某变电站进行"号联络变压器投运前的充电工作。当时有关系统接线如图)."$、图).")所示。联络线受电!-%/0。$%%&’"号变压器为待投运设备，其三侧断路器均在断开状态；其余--%&’运行设备均倒至-号母线运行，母联-%"断路器在合位，计划用"号母线带-""断路器对"号空载联络变压器进行五次冲击试验。--%&’母差为中阻抗的比率制动型保护，其跳工母断路器（-""、-%"）出口连接片因当时联络变压器-""断路器12二次未接入母差回路而解除，母联-%"断路器专用充电保护投入。图)."$主系统接线图-*事故经过—$#"!— 图!"#!某站系统接线在对#号联络变压器完成第一次冲击后，未见任何异常。随即于#$时#!分再次合%##断路器进行第二次冲击时，该站%%&’(母差保护出口跳闸，跳开五条%%&’(运行线路，经检查一次设备无故障。省网与主网解列，主网频率从$&)&%*+升至$&)&,*+，省网频率从$&)&%*-降至./)$&*+。省中调立即事故拉路，并令本省两主力电厂调压调频。#$时%$分，省网内一台0&&12机组因34*。自动系统故障掉闸，省网频率降至./)0*+。全网共限负荷.&&5$&&12。事故分析此次事故的主要原因是冲击联络变压器时，母差保护误动跳闸所致。通过分析现场录波图发现，%##断路器两次合闸冲击时联络变压器均产生了较大励磁涌流，而第二次合闸时断路器有三相不同期现象（6相比7、8相慢合%&9:）。#号母线上只接有联络变压器%##断路器和母联%&#断路器，由于%##断路器的;7二次尚未接入母差回路（未做相量检查），故#号母线的差动回路中只有母联%&#断路器;7二次回路接入，因而在第一次合闸冲击时，#号母线差动元件即因主变压器励磁涌流作用而动作，但因电压闭锁元件的闭锁作用而未出口（实际上，为了避免这种情况下频繁跳开母联断路器已将母差跳%&#断路器连接片解除）。但此时，由于装置本身的原因无任何中央信号告警。第二次冲击时母差动作跳闸是因为比率制动型母差保护在%##断路器第一次冲击联络变压器后，即因#号母线的差动元件动作，而使母联断路器辅助;7二次封闭回路动作并一直保持，导致母联;7二次不能接入%号母线差动回路。当第二次冲击时，由于联络变压器励磁涌流的作用使%号母线差动元件动作，又由于断路器不同期使得复合电压闭锁元件开放，最终导致母差保护出口跳闸。母联断路器辅助;7二次封闭回路动作并一直保持的原因分析如下：比率制动型母差保护由于原理原因出口回路设有自保持（现场整定保持时间&)$:），即当母联断路器失灵或故障发生在母联断路器与;7之间时，强迫另一条母线差动元件动作，并为了防止母联断路器停运时母联;7二次回路分流，该装置设有母联;7二次自动封闭回路。当#号或%号母—#!"!— 线差动元件动作后（即!"#或!"$闭合）或母联断路器%&断开后（’#闭合），启动时间继电器#$(，经整定延时（现场整定)**+,）后，#$(时间继电器的#、$触点向上吸合。同时，双位置继电器##)向下线圈励磁，使双位置继电器##)的)、-、(触点闭合，$触点打开。进而使双位置继电器#*#的向下线圈励磁，#*#继电器的$、)、-、(、.触点打开，#、/触点闭合。同时，使时间继电器#$(失磁，使其#触点打开，$触点打开并向下吸合。这样，便完成了母联断路器01辅助23二次的封闭操作，并有先封后断的次序。图.4#/母联23二次自动封闭回路但若要解除母联断路器辅助23二次封闭回路，只有母联断路器在断开状态下（正常!"#、!"$不动作）手合母联断路器才能完成。即正电源通过’#触点、""触点（手合母联断路器瞬时通）、#$(继电器的$触点、#*#继电器的#触点使#*#继电器向上线圈励磁，使#*#继电器的$、)、-、(、.触点闭合，#、/触点打开。进而使##)继电器的向上线圈励磁，使##)继电器的#、)、-、(触点打开，$、.触点闭合。从而完成母联断路器辅助23二次解除封闭而接入差动元件的操作。采取对策#5暴露的问题由于该型母差装置封母联辅助23二次回路不能自行复归，在运行中有以下问题：使用母联断路器进行自动同期并列时，上述回路不能自行复归。在并列操作时，可能导致母差出口误动。当图.4#/中的母联断路器辅助触点’#采用三相辅助触点并联时，如果运行中母联断路器有一相偷跳时，可能导致母差出口误动。在母差装置校验或检修时，如果差动元件动作过，母联辅助23二次回路将被封闭，且无告警信号。在母差投入运行，系统遇有故障时，极易因此而造成母差出口误动。$5解决措施经与设备制造厂家共同研究，对装置回路进行了完善，提出以下解决措施：增加母联断路器辅助23二次封闭回路动作指示信号。该信号只有在母联断路器处于—$#"!— 合位且母联断路器辅助!"二次封闭回路解除时才能手动复归。使用自动同期装置合母联断路器时，用同期装置启动合闸的一付触点去解除母联断路器辅助!"二次封闭回路。对母联断路器辅助触点#$使用三相并联的改为三相串联。为了确保先解除母联断路器辅助!"二次封闭回路，后合母联断路器，将图%&$’中$$(双位置继电器的%触点，串联接入母联断路器的合闸回路。当母差停运时，用连接片将该触点短接。经验教训应用于双母线的比率制动型母差保护装置，虽然对应每条母线有一个差动元件，但交流电流回路、母差出口回路均由刀闸辅助接触控制，再加上封母联!"二次回路，使本装置二次接线较复杂。当母线设备有操作，而母差保护回路处于非正常状态时（如本次事故中)$$断路器!"二次未接入母差），母差保护装置宜全部退出运行，不宜部分装置运行而另一部分退出运行。对引进的新型保护装置，专业人员应认真学习，刻苦钻研。管理部门应组织有关人员进行教育培训，提高专业人员的责任心和设备的应用水平。厂家的产品说明书中应对可能导致保护不正确动作的内容做出醒目标示，以提醒用户注意，防止因理解不清而造成保护不正确动作及电网负荷不必要的损失。案例$’相差高频保护出口误跳三相事故简述$*+,年’月$-日，某大型水电厂，一条))-./线路发生"相瞬时性接地短路，使用单相重合闸方式。电厂侧安装有012—$$"型综合重合闸装置、03—$$"型零序电流方向保护、00—$$"型和00—$)型距离保护以及425—$"型高频相差动保护装置。由于012—$$"型综合重合闸装置的切换开关在装置的本体箱内，不便于运行人员操作。因此，设计部门对上述各种保护装置在箱体外的屏面上，设置了“直接跳闸”（当重合闸停用时）和经“单相跳闸”（高频投役经综重跳闸重合闸时）回路，如图%&$+所示。事故分析电厂侧一次接线为发电机———变压器线路组接线，故线路两侧使用单相重合闸方式。只有高频相差动保护投役时，才起用单相重合闸。当时线路发生"相接地短路，两侧高频和零序电流一段保护动作、经选相元件跳开"相，线路对侧"相重合成功。电厂侧经综重分相出口627"跳"相继路器，图中“直跳出口”回路的高频连片)89在断开位置，但其出—$#"!— 口触点!"#$%!"#&仍会闭合。这样就产生了寄生回路，致使三相跳闸。综重装置无三相跳闸闭锁重合闸的回路，所以重合闸仍起动进行三相合闸，造成了三相非同期合闸。从当时的录波图中可以看到，产生很大的冲击电流，约为发电机（’((")）额定电流的*%’倍。图中&+,在“直跳出口”回路不须断开，否则接地三段无法跳闸。采取对策（$）在高频相差动的“直跳出口”回路中每相串入一隔离二极管&%-.。图-/$0高频相差动保护出口回路误跳三相接线图（1）直跳方式（；2）经重合闸跳闸方式（*）在单重方式时，跳三相不应重合，设计部门没有考虑这一点，这是一个错误。因此，为保证以后再发生多相故障时可靠不重合，应增设由断路器位置继电器触点两两串联解除重合闸的附加回路。经验教训电厂侧继电保护是由水电建设单位进行安装调试的。在第一台机组安装投运时，电厂的继电专业人员未对各套保护，联同断路器一起作整组试验。如果认真地进行模拟单相故障整组试验，即可发现寄生回路。所以保护装置投运前，一定要做整组试验，而且要做全。这是一条重要的规定。—$#"!— 案例!"距离保护在正常运行时跳闸事故简述!#"#年#月!#日，某变电站一条$$%&’线路，使用()*—!!+型相间距离保护装置，在系统操作时，距离保护二段信号表示动作跳闸。当时距离一段连接片!,-在断开位置，如图./!#所示。事故分析经过现场调查，有一个垫片落在!01信号继电器的!号、$号端子间。$号端子为信号正电源。相当于在!号、$号间加一根连线，当系统有操作时，出现负序和零序电流分量，021失磁触点闭合。正电源通过023自保持触点、045和021常闭触点，起动距离保护一、二段重动中间继电器026，026常开触点闭合，起动距离二段时间继电器$07，其滑动触点$07闭合，起动出口085跳闸。并通过085触点自保持，使断路器跳闸后重合不成功，因为跳闸脉冲没有消失。图./!#()*—!!+型距离保护误动作跳闸回路接线图采取对策（!）!01的!号、$号螺杆间，用绝缘套加以绝缘。（$）选取信号正电源端子与信号继电器线圈端子应隔开一个端子号。—$#"!— 经验教训（!）在屏内拧螺丝，如果不慎掉了，必须把它找到。这次事故可能是这样产生的。掉了也不去找，就可能掉到两个端子间里了。（"）在电气设备上工作，必须两人进行，即一人操作，另一人监护，这样做对设备和人身都安全。—"#"!— 第七章继电人员错误操作事故分析案例!"#$系统故障保护拒动，引起烧损设备事故简况!%%&年!’月()日，广西来宾电厂’号高压备用变压器低压侧"#$!段母线发生相间短路着火，由于该变压器低压侧保护出口总连接片来投，不能跳闸，高压((’#$侧保护也因变压器阻抗大未能启动，致使故障未能及时切除，夹层内电缆及配电室设备烧损、高压备用变压器内部短路严重烧损。同时波及((’#$、)’’#$系统，造成广西地区与主网解列，)’’#$系统与广东解列。事故原因及暴露问题这起事故的直接原因是"#$配电系统!段母线，因绝缘降低发生相间短路，弧光引燃附近电缆，而事故扩大的原因是保护接线错误。该保护在!%%(年!(月份更改接线后，违反《继自现场保安规定》&*!+条“修改二次回路接线时，事先必须经过审核，拆动接线前必须与原图核对，接线修改后要与新图核对。并及时修改新图，修改运行人员及有关各级继电保护人员的图纸”的规定，未按规定更改图纸，也未向有关人员交待，以致!%%&年!月在整顿保护盘上标志时，贴错总连接片标志而错投，真正的总连接片没有投入，故不能及时切除高备变压器故障点，是事故扩大的主要原因和直接原因。事故暴露出：（!）继电保护技术管理薄弱，制度不健全。（(）在现场作业时，不认真执行《继自现场保安规定》的规定。防范措施（!）落实继电保护专责人，所有保护必须有主要负责人和次要负责人，对所有保护进行一次全面检查，发现问题立即整改。（(）核对现场实际接线进行图纸整理，使图纸与实际相符。—!"!!— （!）必须严格执行《继自现场保安规定》，凡修改二次回路接线，事先必须经过审核，并及时修改相应图纸并报送有关人员和部门。（"）认真填写技术档案，凡保护定值改变、元件更换、检修情况等，必须及时记入档案内，遇事做到有据可查。案例#继电人员误试验，低频减载装置动作，造成五条配电线路跳闸事故简况$%%&年$&月$&日，沈阳电业局苏北变电所’’()苏烟线停电，继电一班接该所低频减载装置跳苏烟线断路器的控制电缆。工作完成后，第一次做相互动作时，短时间短接*!+$,!、$*-#,"触点，动作信号掉牌并响警报，但断路器未跳闸，继电人员将"*.出口中间开盖手按衔铁，’’()苏烟线及$&()苏吴线（运行线路）跳闸。运行人员将苏吴断路器合上。随后，继电人员将频率保护盘上跳苏吴线断路器连接片接开，再次进行短接*!+$,!、$*-#,"触点试验，造成$&()西郊线、砂轮二线、南郊线、浑河线等四条运行线路断路器跳闸。事故原因及暴露问题继电人员没有认真执行《安规》（变电）中有关工作票制度，图省事，没有签发本身工作票，将作业人员加入检修班，而检修班的工作票里没有写继电人员作业的安全、技术措施，是发生事故的主要原因。运行人员没有认真审查工作票，违反《安规》（变电）第/$条“工作许可人负责审查工作票所列安全措施是否正确完备，是否符合现场条件”的规定，是发生事故的重要原因。继电人员第二次试验时，已误跳了$&()苏吴线，本应立即停业试验，查明原因，但他继续误做第三次试验，是发生误跳"条配电线路事故的直接原因。事故暴露出继电人员安全思想不牢，不能认真执行规程，工作中极不负责。防范措施（$）继电人员作业时，必须签发工作票，如在检修工作票内工作时，应有专项继电的安全技术措施。（#）继电人员进行调试工作时，必须断开相邻保护的连接片，还应特别注意断开不经连接片的跳、合闸线及与运行设备安全有关的连线。（!）要加强对继电人员的技术、业务培训，提高其安全观念、技术素质。—"#"!— 案例!继电人员试验时误投连接片，造成线路跳闸事故简况"#$%年&月"日，锦州电业局高山变电所主变压器保护定检，系统运行方式为&&’(侧路断路器代高磷线断路器运行，主变压器停运进行绝保试验、继电定检。当继电人员在做主变压器保护传动试验时，误投了主变压器重瓦斯跳侧路断路器的连接片，造成高磷线断路器跳闸，高山磷肥厂瞬间停电")。事故原因及暴露问题继电人员在作业时，违反《继自现场保安规定》!*"!条“现场工作应按图纸进行，严禁凭记忆作为工作的依据”的规定，作业时既不看图纸，也不看保护记录；违反!*+条“在运行中的二次回路上工作时，必须由一人操作，另一人做监护”的规定，根本无人监护，一人操作；同时还违反《安规》（变电）第,"&条在全部或部分带电的盘上进行工作时，应将检修设备与运行设备前后以明显标志隔开（如盘后用红布，盘前用“在此工作”标志牌等）的规定，作业前没有进行标志对照和核对，这些均属继电人员过关，是发生事故的主要原因和直接原因。变电运行人员在布置安全措施时，违反《安规》（变电）第+"条之三之,“工作现场布置的安全措施是否完善”的规定，忽略了主变压器重瓦斯跳侧路断路器连接片，属安全措施漏项，是发生事故的重要原因。事故暴露出：（"）变电运行人员对现场安全措施做得不完善、不彻底；而继电工作负责人对现场安全措施是否完善无误检查不认真，漏项未能检查出来。（,）继电人员工作不认真，不负责任。防范措施（"）加强运行管理工作，对特殊部位的特殊标志，运行人员必须正确无误的做好。（,）继电人员在作业时，必须认真执行《继自现场保安规定》、《安规》（变电）等有关规定。（!）继电人员在专业开工前应作专业安全措施，其中包括切主变压器断路器之外的断路器正电源及跳闸线并取下其连接片。—"#"!— 案例!误投连接片，线路故障主变压器"#$侧主断路器跳闸事故简况%&’"年%%月"日，北安电业局()#$宝泉变电所"#$水泥干（用户线路）的水泥杆被拖拉机撞倒，导线混线短路，由于继电人员过失，造成保护越级动作，跳开主变压器"#$侧主断路器，使"#$系统全停电。事故原因及暴露问题该变电所主变压器过流保护"#$侧断路器时限整定值为*+,（-用时间继电器滑动触点）。当时，由于某种原因明确此保护暂时不投，也就是不投跳"#$主断路器的连接片。但是，由于继电人员把保护屏上连接片的标签贴错，使不该投入的"#$侧主断路器连接片投入运行，同时，时间继电器滑动触点未放在起始位置，而放在中间，且螺丝未紧固，运行中脱落，使"#$侧主断路器的时限降为,+.（-事后测定）而故障线路定值为%+,-，故造成主变压器"#$侧主断路器越级跳闸。继电人员在进行这项工作时，没有按照《继电保护和安全自动装置检验保安规程》第%%条之*“复查在继电器内部临时所垫纸片是否取出，临时接线是否全部拆除，拆下的线头是否全部接好，图纸是否与实际接线相符，标志是否正确完备”的规定进行复查，是事故的主要原因。运行人员在检收时，违反《继自动装置运管规程》)+(+*条“在继电保护工作完毕时，运行人员应进行验收，如检查拆动的接线、元件、标志是否恢复正常，连接片位置，继电保护记录簿所写内容是否清楚等”的规定，没有认真进行验收，连接片标签错也没能及时发现，主变压器过流保护"#$侧投入，没能发现和纠正，是发生事故的重要原因。事故暴露出：（%）继电人员责任心不强，贴标签时，未能认真进行核对。（*）对于暂时不用的滑动触点，未能进行妥善处理。防范措施（%）时间继电器滑动触点如果不用，应该放在起始位置，并不应接通。（*）不投入的保护应将其正电源断开。（(）保护回路查找和贴标签应该由两人进行一人操作，一人负责核对。—"#"!— 案例!继电人员擅自操作设备造成变电所全停事故简况"#$%年"&月’(日，哈尔滨电业局))*+南岗变电所"(*+花园线更换,-（"(*+断路器为手车式）。当继电人员在做,-一次通电测量时，由于用力过猛，误将小车开关推入运行位置，造成三相短路，由于爬弧使"(*+母线短路，主变压器后备保护动作切除主变压器两侧断路器，造成全所停电事故。事故原因及暴露问题继电人员在做,-一次通电测量时，违反《安规》（变电）第&"#条“继电保护装置做传动试验或一次通电时，应通知值班员和有关人员，并由工作负责人或由他派人到现场监视，方可进行”；第&&.条“检验继电保护和仪表的工作人员，不准对运行中的设备、信号系统、保护压板进行操作，但在取得值班人员许可并在检修工作盘两侧断路器把手上采取防误操作措施后，可拉合检修断路器”等规定，没有取得值班人员同意，就擅自操作运行的设备，造成短路，保护动作，变电所全停电，是发生事故的主要原因和直接原因。事故暴露出继电工作人员对小车断路器结构不清楚，直接将小车断路推人运行位置。工作票中所列安全措施不完善。防范措施（"）继电工作人员无权操作停运和投运的设备，凡因定检、试验需动用设备时，应联系值班人员进行操作。继电作业的工作负责人必须把住这一关。（&）继电作业的工作票或参加检修班的继电作业，都要在工作票上列出继电作业的主要安全措施和安全注意事项。（’）继电人员本身要牢固树立“安全第一”的思想，时刻想到自身一举一动涉及电网、设备的安全，切不可粗心大意。案例)两侧高频保护装置未同时停用，未停用一侧误动事故简况"#$)年$月&.日"&时&’分，哈尔滨电业局一次变电所，&&(*+三火线/相故障，断路—"!"!— 器跳闸。!!"#$三西线零序保护动作，三相跳闸。在三火线故障后，"%&’，!!"#$哈香线第二套相差高频保护误动，将哈西变侧哈香线三相断路器跳开。事故原因及暴露问题（(）哈香线第二套相差高频保护误动后，经过对事故录波图分析和检查发现：)月!*日继电人员在对第二套高频保护定检时启动原件+,"连片，没有按省调继电科通知单要求停用（哈一次变侧已停用，哈西变侧没有停用），严重违反了《继自装置运行规程》第五章第二条规定的“高频保护装置的运行，须根据省调的命令，将线路两侧的装置同时投入运行或停用，运行中的高频保护不允许单独一侧断开直流电源”造成哈香线第二套相差高频保护误动，是发生事故的主要原因。（!）继电人员没有将现场的保护变动情况详细的向值班人员讲行夺待，值班人员在保护检定后，没有按省调通知单的内容进行验收，也没有认真的向省调汇报，致使哈香线第二套高频保护未与哈一次侧高频保护同时停用，是发生事故的直接原因。防范措施（(）对“继电保护通知单”必须严加管理，认真执行。在新定值执行后，继电人员、值班人员要与省调值班人员一一认真核对，并认真执行复查制，防止执行中发生遗漏。（!）继电人员在进行保护定检和定值变更时，要在“继电保护记录簿”中，填写清楚、准确，并向当值的值班长交待明确，阅后要双方签字同时要求变电所的全体运行人员，对保护情况和内容均应了解与掌握。案例*高频保护切换时误动，断路器跳闸事故简况(-&)年("月!-日，吉林电业局铁东变电所松东乙线+."*断路器由!!"#$母联断路器带出过程中，由继电人员将松东乙线(-./0高频保护回路切换到!!"#$母联位置时，(-./1高频保护没启动，丰满侧(-./1高频保护动作断路器跳闸。事故原因及暴露问题（(）松东乙线(-./1高频原电流回路加有短路线，继电人员在切换高频保护回路时，由于责任心不强，工作不细，没有将对应的旋纽扭下来，造成!!"#$母联电流回路在端子排外短路，使(-./1高频保护没启动，丰满侧(-.高频保护动作跳闸，是发生事故的主要原因。（!）专业技术管理工作跟不上实际工作需要，继电部门没有编制一个统一的操作规程，没有明确的操作步骤和方法，所以在(-./1高频保护回路切换过程中，出现漏洞，是发生事—"#"!— 故的重要原因。防范措施（!）各种继电保护、继电部门应编制专业技术操作规程，明确操作方法、操作步骤。（"）加强对继电专业人员安全思想教育，提高工作责任心，培养严细、准确的工作作风，操作中要有专人监护，特别是运行设备的继电保护变动时，一定要与当班的运行人员配合好。案例#继电人员误动断路器机构，造成!$%&系统全停事故简况!’#’年!!月(日吉林电业局磐石一次变电所试验所进行!$%&磐机线继电保护定检。’时由值班员向继电人员交待现场情况，并指明带电部位，工作负责人又重复一遍后，继电人员开始作业，!!时左右保护定检结束，找值班人员配合操作试验，值班员合上主直流后，因工作现场光线不足和主控室距离较远，继电保护工作负责人分配王))、李))合上行灯电源，同时到高压室外和主控室传话联系观察灯窗和警报情况，王))合上行灯电源断路器后，走到"号由变压器三次断路器处，按动脱扣铁杆，造成三次主断路器跳闸，!$%&系统全停。事故原因及暴露问题（!）工作成员))擅自按动三次主断路器脱扣机构严重违反了《安规》（变电）第"**条规定的“检验继电保护工作人员，不准对运行中的设备⋯⋯进行操作”，造成!$%一系统全停，是发生事故的主要原因。（"）工作负责人于))行动指令不明确，发出传话令后又没有监护其行动，严重违反了《安规》（变电）第+*条规定的“对工作班人员的安全认真监护”，是发生事故的重要原因。防范措施（!）对新参加工作的人员，应进行严格的安全教育，特别强调在工作现场，不允许随意操作工作范围外的其他设备。（"）认真执行工作监护制度，特别是新参加工作的人员，必须严格遵守《安规》（变电）第(条规定的“下现场随同参加指定的工作，但不是单独工作。”（,）对-.—!$型断路器机构的脱扣帽应刷上红色，并标写上“勿动”字样。—"#"!— 案例!继电人员定检时，自行断开保护连接片，工作结束时没恢复到原始状态，致使线路瞬间故障时重合闸拒动事故简况"!#$年%月"&日，齐齐哈尔电业局龙沙变""’()富齐乙线瞬间接地故障跳闸，重合闸拒动，造成齐富两地环形供电开环事故。事故原因及暴露问题此次事故的起因是""’()富齐乙线#*!号杆间右边线导线被吊车碰接地短路。继电人员在&月#日保护定检时，继电工作人员的安全措施不全，在工作结束时，未将连接片恢复到原来状态，致使重合闸拒动，是发生事故的主要原因和直接原因。运行人员违反《齐富地区电力网继自装置运行管理规程》总则第七条之一“运行值班员应执行继自装置运行规程，有关继自装置连接片停、投操作，根据规程和调度令由运行人员负责进行”的规定，对继电人员自行断开保护连接片在验收时未发现连接片未恢复到原来状态，致使该连接片断开一个多月，直到事故发生，运行人员工作失职是发生事故的重要原因。事故暴露出：（"）继电人员、变电运行人员工作责任心不强。（+）运行人员交接班时对设备检查不认真、不仔细。防范措施（"）继电人员在作业时，必须严格执行《安规》（变电）规程中，有关继电保护工作的各项规定，工作结束应按试验记录将试验中所断开的线头、连接片恢复到原始状态，并应严格执行省局下发防止继电“三误”的具体措施。（+）运行人员要加强对运行设备的管理，严格执行规程和调度令，运行人员在验收时应按调度令核对各保护及自动装置的连接片投入情况。（,）要严格执行设备交接班制度，在交接时，要做到认真、负责，不漏掉任何一处，任何一点，并记好交接班记录。—"#"!— 案例!"继电人员作业不小心，线头碰到保护端子上线路跳闸事故简况!#$%年#月&’日，哈尔滨电业局哈西一次变电所&&"()五哈线断路器检修，按省调要求：用旁路断路器代送五哈线，但五哈线的振荡解列装置必须投入运行，而旁路断路器原设计没有这个回路，考虑到系统需要，临时加装交流电流回路来满足保护的需要，这项工作涉及三个保护盘（五哈线、振荡解列装置和旁路保护盘），在振荡解列端子排第三号端子上接交流电流回路时，不慎将螺丝掉下，*!线头弹出碰到相邻下端子*&交流电压+,上，引起&&"()五哈线零序保护灵敏一段，不灵敏段动作跳开-相断路器（综合重合闸时间为&.）。在此期间时通时断，后加速保护动作，重合时间未到，跳开三相断路器。事故原因及暴露问题继电保护人员在作业时，违反《继自现场保安规定》’/0条“在运行中的二次回路工作时，必须由一人操作，另一人作监护，监护人由技术经验水平较高者担任”的规定，一个人进行操作时，*!线突然弹出碰到相邻的*&端子+,上，造成该线零序保护动作跳开-相断路器，是事故发生的主要原因。在二次回路工作的继电保护人员缺乏严细认真的工作作风，对相邻、前后保护观察不够，思想麻痹大意，是发生事故的直接原因。继电作业的工作负责人没有认真执行《继自现场保安规定》中对作业人员的要求，安排人员时考虑不周，是发生事故的重要原因。事故暴露出继电人员安全思想不牢，对作业中可能发生的事故考虑不周。防范措施（!）在运行中的二次回路工作前，要对作业时可能发生的事故进行分析和预想，制定出预防措施，并让全体作业的继电人员心中有数。（&）在运行中的二次回路上作业，必须由两人进行，一人操作、一人进行监护。（’）在运行中的二次回路上作业，对带电的直流、交流电流、交流电压等端子，根据工作范围、内容，对有可能触、碰的相邻端子要采取遮挡措施，防止作业中误触、误碰。—"#"!— 案例!!作业时脚下打滑，摔倒碰保护盘，保护误动线路跳闸事故简况!""#年$月%&日，大庆电业局继电人员在’()改造施工中，在控制盘与保护盘之间，往外拉电缆时，由于用力过猛，脚下打滑跌倒碰在运行中的%%#()齐让乙线方向高频保护盘后面，保护盘受到猛烈冲击，造成距离!段保护动作，断路器跳闸，重合闸未动作，强送成功。事故原因及暴露问题继电人员在进行此项工作之前，制定了比较完善的现场安全措施，但是在施工中未能按照现场安全措施执行，施工时配合不够，拉电缆时用力不均匀，工作人员跌倒后碰到保护盘后面，使保护盘受到猛烈振动，造成保护误动作，是发生事故的直接原因。继电人员施工前虽然制定了现场施工安全措施，但没有按照《继自现场保安规定》*+’条“尽量避免在运行的保护屏附近进行钻孔或进行任何有震动的工作，如要进行，则必须采取妥善措施，以防止运行的保护误动作”的要求去做必要的防止保护误动作措施，是发生事故的重要原因。事故暴露出继电人员不遵守现场安全措施，工作负责人对如何防止保护误动考虑不周，措施不得利。防范措施（!）在保护盘附近作业时，必须首先要想到如何防止保护误动，要做好安全措施，特别是要遵照《继自现场保安规定》中各项规定。（%）作业前要详细交待在保护盘附近作业怎样防止保护误动的各项具体措施，使每个工作人员心中明确。（*）在保护盘附近工作时。要按照《安规》（变电）和《继自现场保安规定》等规程要求，加强监护。（&）在地面较滑的保护盘通道上加橡皮垫，作业人员必须穿橡胶绝缘鞋。—$#"!— 案例!"保护定检时继电人员误使触点闭合，造成多条线路跳闸事故简况!#$%年$月&日，大庆电业局!!’()莎北变电所继电人员做保护定检工作时，继电人员张**把+,()差动保护-相差动继电器外壳打开调整机械部分，误使触点闭合，造成运行的!号主变压器+,()主断路器、喇二甲线、+,()母联断路器跳闸，使在东母线供电的喇三线、莎林线、北五线停电。事故原因及暴露问题继电人员张**违反《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）［以下简称］《安规》（变电）第三章第二节“工作许可制度”，未办理工作许可手续就私自开始工作，同时还违反《继自现场保安规定》+.,条“在运行中的二次回路上工作时，必须由一人操作，另一人作监护”的规定，在无人监护、工作负责人和工作班人员都未到现场的情况下，自己擅自打开继电器进行机械部分调整，是发生事故的主要原因和直接原因。工作负责人和运行人员对张**私自进入现场、拆动继自装置没能及时发现和制止，是发生事故的重要原因。事故暴露出继电人员张**安全思想不牢，劳动纪律松散。工作负责人对作业人员未开工就进入现场管理不严。防范措施（!）加强对继电人员安全思想和劳动纪律的教育，提高继电人员的保证安全遵章守纪的自觉性。（"）现场开工后需要做专业安全措施，工作负责人要告诫工作班成员不得擅自拆动设备，并指定两人以上来进行专业安全措施实施，其中一人为监护人。（+）运行人员要加强现场的安全监视工作，未开工前任何人都不准动用设备。（&）新同志参加工作前，必须进行安全思想教育，学习《安规》并经考试合格后，在指定的专人带领下参加现场工作。—!#"!— 案例!"高频保护误动作，造成电厂与系统解列事故简况!#$%年!月"!日!!&!’时，吉林电业局铁东一次变电所，继电班按省调$%—!号继电通知单，对东吉线距离保护!段改定值，!!时按工作票要求，将东吉线距离保护连接片脱开，开始改定值。!%时%(分东吉线")(!断路器跳闸，一次系统电流、电压变化显著，检查保护是东吉线高频工的发讯机、启动信号*+、启动跳闸信号"及出口启动信*+、出口跳闸信号*+标示。当即向省调报告，省调再次询问东吉线断路器跳闸情况，并说北变侧没跳，系统上无问题，同时问，“是什么原因跳闸”，告诉省调是高频#动作，什么原因不知道，继电人员在改距离保护定值；省调又问")(!断路器能不能并列，答复能并列，但需要一段时间进行倒母线操作，并提出在北变并列，省调同意在北变并列。!!时"(分向省调请求高频#脱离运行，省调同意，当即于!%时"!分将其脱离，!%时’(分在省调指令下合上东吉线")(!开头，!%时’!分系统并列恢复正常。事故原因及暴露问题（!）发生这次事故的主要原因是：东吉线距离保护、零序保护和高频保护#，共用一个电流互感器线圈，距离保护又串接在另两个保护之前。在改距离保护!段定值工作时，除停用距离保护外，还应当在距离保护盘端子排做电流回路过引线，暂停零序保护和高频保护#，并应采取防止断线、短路和接地的措施。可是在工作时，按省调令只停用了距离保护，采取了电流回路不许开路、电压及直流回路不许短路和加强监护的措施。没有认真执行《继电装置现场保安规定》第",)条规定的“在检验继电保护及二次回路时，凡与其他运行设备二次回路相联的连接片和接线应有明显标记，并按安全措施票仔细地将有关回路断开或短路，做好记录”。因此，在改完定值后，拆除-)%!与-)%%，临时过引线后，拆掉.相临时过引线.)%!端子头拿在手里，拧松.)%%端头时，瞬间误碰端子排的-)%!端子上，造成-、.相短路，高频保护负序电流启动元件动作，使高频保护工误动，东吉线)"(!断路器跳闸，吉林热电厂与系统解列。（%）布置任务和受令的专责技术人员没有意识到电流回路断线、短路或者接地能引起高频保护误动，因而在布置任务时，没有布置和制定相应的防误措施，同时作业中也没有严格遵守《继自现场保安规定》第",’条规定的“在运行中的二次回路上工作时，必须由一人操作，另一人监护。监护人由技术经验，水平较高者担任”，在拆头时发生误碰，造成高频保护误动，是发生事故的主要原因。—#"!!— 防范措施（!）在共用一个电流回路的任一保护装置上工作时，同回路上的其他保护应停用，防止电流回路断线、短路和接地引起其他保护误动。（"）#$%!母联侧保护应追加一面高频保护盘和一组收发讯机，简化切换回路。（#）保护装置试验时，能用侧路带出的应采用由侧路带出。（$）认真执行工作监护制度，作业中监护人一定要监护到位，必须始终在工作现场，对作业人员进行不间断的监护，并及时纠正违反安全的动作。（&）加强技术培训，进行多种多样的系统事故预想和反事故演习，使运行人员熟悉专业技术、系统和设备，提高事故处理和应变能力。—$#"!— 第八章高频保护事故分析案例!收发信机回路故障事故简述"###年$月!%日!时"$分，$##&’甲乙线故障，甲乙线保护正确动作，重合不成功永跳，故障时，相隔两条""#&(线路的丙站"##&’线路丙丁线丙侧高频保护误动，单相跳闸后，重合成功。其一次接线图如图)*!所示。图)*!丙站保护区外误动一次接线示意图保护动作分析事故后检查发现，造成丙丁线丙侧误动原因是，丁侧(+,线路滤波器插件中电容-#%击穿，见图)*"，因丁侧为反方向，-#%击穿后，不发闭锁信号，使丙侧正方向高频保护误动。图)*"线滤插件接线示意图防范措施因(+,收发信机在反措中取消了线滤插件中的压敏电阻，使得无保护回路造成电容击—$#"!— 穿，通道不通，为防止这种情况的发生，应提高电容!"#的工作电压，才是根本办法。经验教训在考虑反措方案时，应慎重，对于各种可能发生的情况都应考虑，以免顾此失彼，造成保护的误动或拒动。案例$高频通道设备缺陷引起误动事故简述（%）%&&’年’月#%日"时’’分某$$"()变电站*+,线发生污闪，!相瞬时故障。对侧：-./—%%!高频闭锁、*01—&"%高频方向保护动作，!相断路器跳闸，重合成功；本侧：-/.—%%!高频闭锁、接地距离!段，零序方向!段保护动作，*01—&"%方向高频、距离!段，接地距离!段保护动作，!相断路器重合闸成功。由于接地故障电流较大，地网中的工频量干扰电压侵入高频通道，使*+2线对侧!30—#45./—%方向高频保护在区外故障，由于收到高频信号有缺口而误动作，!相断路器跳闸，重合闸成功。主接线见图67#。图67#主接线图（$）%&&6年’月%日$"时#’分%’秒某$$"()变电站*’#线!相因雷雨大风发生连续故障，第一次故障后间隔%68时间又发生第二次!相故障，线路两侧继电保护动作正确，由于重合闸充电时间不够，第二次!相故障时断路器三相跳闸不重合。由于近处故障，地网中流过接地故障电流很大，地网发热，故第二次故障时地网地电位升高较第一次故障时严重，地网中工频量侵入高频通道，对结合滤波器的高频变压器抑制作—#!"!— 用较第一次严重，使工作频率五的发信功率下降，!"#线对侧$%&’’收到高频信号低于灵敏起动电平而正方向误动。主接线图见图()*。（+）’,,-年(月’"日某../01变电站内’号主变压器高压侧带地线合闸刀，发生三相短路接地事故，故障点在主变压器差动保护范围内，差动保护动作切除故障，同时三条../01线路的高频保护在区外故障时误动作跳闸，其中：!!/#线的本侧23%—’’45367—#&相差高频保护误动，跳本侧三相断路器；"!’*线的对侧$%&—’’85367—#9微机高频闭锁保护在区外故障误动作跳闸（正方向侧）；#!.,线的对侧:49;5867—#9微机型高频闭锁保护，在区外故障误动作跳闸（正方向侧），见图()"。图()*主接线图图()"变电站../01主接线图（*）’,,-年’’月’,日某../01变电站内一条../01线路!*’线9相阻波器支持绝缘子对地闪络，发生9相接地故障，!*’线路高频保护正确动作，快速切除故障。同时相邻的!**线路对侧的$%&—’’85<&%)’高频闭锁保护区外故障正方向误动作跳9相断路器，—$#"!— 重合闸成功。主接线图见图!"#。图!"#变电站$$%&’主接线图事故原因在此之前类似的区外故障高频保护误动作曾发生多次，事故后检查不易找到确切的误动作原因，为此在())*年($月召开高频保护原因不明误动作研讨会，邀请有关生产厂家和有经验的专业人士参加充分讨论，结论有两点：（(）高频保护逻辑回路不要单纯追求动作的快速性，以此来表示装置的高性能，这是不全面的。如$$%&’线路的高频闭锁保护装置总出口动作时间不大于+%,-前提下，适当加大高频发信一高频停信之间的时间差，这样既满足电力系统稳定要求，同时可防止区外故障过早停信而误动作，提高抗干扰能力。（$）讨论中发现近几年生产的结合滤波器在高频电缆侧的电容器.(已被取消，国内其他电网也多次发生高频保护在区外故障时误动跳闸。())#年*月$%日某电网一条$$%&’/(线路.相雷击接地短路故障，相邻/$线路对侧高频闭锁保护误动作跳.相断路器，.相重合闸成功。误跳闸侧的故障录波器录到高频信号录波图，图形显示该线路高频信号上有0%12工频信号叠加在高频信号上，使连续的高频信号变成(%%12间断的高频信号，间隔时间约0(,-左右（间隔时间长短同故障电流大小有关），高频信号的间断时间均发生在交流故障电流正、负半周峰值处。由于故障初瞬间的暂态分量偏移，第一个峰值的高频信号间断时间可达约!,-，这种不正常停信足以使高频保护误动作跳闸。造成0%12交流电压进入高频通道的主要原因有二：（(）结合滤波器内高频电缆侧的电容器.(被制造厂取消了，如图!"*所示，且一、二次共地接线，这是原因之一。高频通道信号传输的阻抗匹配很重要，阻抗匹配得好，使接收端收到尽可能大的高频信号，$$%&’架空线的高频特性阻抗为3%%4+%%!，高频电缆的高频特性阻抗为(%%!（或*0!），$$%&’线路高频通道采用相地耦合方式，结合滤波器一次侧与高压—$#"!— 侧耦合电容!"组成一个带通滤波器。结合滤波器一次侧和二次侧所连设备的特性阻抗不相等，而高频信号双向传输的固有衰耗相等，这就是!型四端网络的特性。这就是结合滤波器的特性。图#$%一、二次其他接线圈图#$#结合滤波器原理接线图图#$&结合滤波器的等效电路图结合滤波器和高压侧耦合电容器组成的带通滤波器是个对称的四端网络，除了起到阻抗匹配外还能阻隔’()*工频分量进入高频通道，高压侧耦合电容器!"用来隔离工频高电压进入高频装置，对’()*工频量呈现极大的衰耗特性，而对高频信号衰耗极小。结合滤波器内高频电缆侧的电容器!+，除了组成匹配的四端网络外，还用来阻隔变电站发生故障时地电位升高’()*工频电流进入结合滤波器二次线圈，引起磁芯饱和，影响高频信号的传送。结合滤波器的电路方程：+11ì,-./+$0120"3++$.（0"4）ïï++(!)+"+í+11ïï5-$.（0"4）2./"$0120"3++î+"(!)""为了满足高压架空线路侧和高频电缆侧有相同的双向传输特性，为此要求结合滤波器是一个对称的四端网络，电路中的各元件参数是有条件限制的，不能随意取舍，对称的条件为：—$#"!— #""!"()%!$#$#"$&""()%&$$#"#"$&"’()%&$’#"即必须满足：#$&$$&$’!"%%%#"!&""!&"’!!$近年来制厂生产的结合滤波器将电缆侧的电容器!$取消，亦即四端网络的对称条件被破坏，使高频信号双向传输特性变坏，衰耗增加，其高频电缆的屏蔽层是两端接地的，故障时变电站铁质地网中流过故障电流，地电位升高，在高频电缆二端接地之间的()*+工频地电位差值很大，远大于高频收发信机发出的高频信号电压，更大于收到对侧发来的高频收信电压。由于电容器!$被取消，高频电缆二端接地点间的地网电位差值可无阻隔地进入高频装置，叠加在高频发信电压和收信电压上。由于近年来电网容量扩展很快，短路容量不断加大，铁质地网的地电位升高很快，过大的()*+工频电压进入高频通道，使结合滤波器中高频变压器磁芯迅速饱和，高频信号的传输衰耗增大，发信和收信电平降低，当收信电平低于灵敏启动电平时，就出现高频信号的间断，这是造成高频保护在区外故障时误动作的根本原因。图,-$)()*+工频电网电压进入高频通道（.）原理图（；/）等效电路图（"）我国发电厂、变电站的接地网均为铁质材料，导电率差，经过多年运行后铁质地网锈蚀严重，加上电网扩容很快，短路容量急剧增大，由于故障时地网中电位梯度斜率增加很多，尤其是发生连续性故障时，地网发热，地电位升高严重，致使高频电缆屏蔽层二端接地点间的电位差很大，在高频电缆屏蔽层上流过()*+工频电流，产生电压降0$，这是直接进入高频通道的差模干扰电压（结合滤波器的!$被取消了），叠加在有用的高频发信电压和收信电—$#"!— 图!"##区外故障相差高频方波示意图（$）区外故障正常方波信号（；%）被抑制的高频方波图压上，使结合滤波器中的高频变压器饱和，抑制高频收发信机的发信电平和收信电平。当收信电平低于灵敏起动电平时，相当于高频信号被停信，出现缺口而误动作跳闸。表!"#中#&次高频保护区外故障误动作均为线路单侧跳闸，且高频闭锁距离、零序保护均为正方向停信侧误动跳闸（故障变电站的线路对侧），由于故障变电站的故障电流大，地电位升高严重，发出去的高频信号容易被抑制，使正方向侧收到的高频闭锁信号小于灵敏起动电平而误动跳闸；相差高频区故障误动大多发生在故障变电站本侧，正常情况下区外故障时，高频相差收到线路二侧经’&()交流信号调制的高频方波是填满的，不会误动跳闸，如图!"##所示（$）。由于发生故障的变电站较线路对侧变电站地电位升高严重（地网中流过的故障电流大），高频电缆屏蔽层二端的地网电位差值大，对高频信号抑制严重，尤其对高频收信信号方波抑制更明显，当收信信号小于灵敏起动电平*+时，本应区外故障收到连续高频信号变成有缺口的间断方波信号而误动作跳闸，但相差高频保护在区外故障误动作比高频闭锁保护概率小。高频相差动作条件有三个：表!"#区外故障高频保护单侧误动跳闸表序号故障时间故障及保护动作情况误动作装置及通道汇流排345—##67489—:;..&/01#线路2相故障，本侧相邻的1.线路#,,’年-月!日;相通道#相差高频保护误动作跳闸，1.线对侧高频闭无##时.’分34;—##67;89—#锁保护误动跳闸<相通道#,,=年=月.-..&/01#线;相故障，相邻1.线路本侧相差345—##67>;5—#.无日高频误动作跳闸<相通道..&/01#线2相瞬时故障，高频保护动作跳#,,’年’月-#-闸，本站相邻#..线路对侧高频方向误动作2?9—-7>;5—#无日&时’’分跳闸#,,@年’月#...&/01#线路2相电缆头闪络接地故障，相34;—##67>;5—#=无日邻#.线路对侧高频闭锁保护误动跳闸<相通道345—##67489—:;主变压器..&/0三相短路接地故障，差动保;相通道护动作跳闸，三相..&/0线路高频误动跳闸无#,,@年!月#’A6