典型案例分析一、某电站 220kV 线路断路器多次跳合闸1、事故时间地点2006 年 8 月 29 日 220kV 某电站2、事故经过A 电站侧： AB 线有功负荷为约 60MW 。2006年8月29日2时52分32秒965毫秒（RCS901A保护动 作时间），AB线距A电站保护装设处约13.6Km处发生A相单相接地 故障，1号保护装置（RCS901A）纵联变化量方向元件、纵联零序 方向元件、距离I段先后动作；2号保护装置（RCS902A）纵联距 离元件、纵联零序方向元件、距离I段先后动作。AB线开关（DL251） A 相单相跳闸，约 1 秒钟后， A 相重合成功。因为对侧 B 电站 AB 线 路开关在 A 相单相跳闸后重合闸未成功，导致非全相运行，因此 A 侧 主变零序过流 I 段保护动作，约 3 秒钟后 DL251 开关三相跳闸； 3205毫秒，RCS901A、RCS902A、RCS923A 收到 DL251 开关三相 跳闸位置变位由 0 至 1 信号；3420 毫秒， RCS901A、 RCS902A、 RCS923A 又均收到 DL251 开关三相跳闸位置变位由 1 至0 信号； 9114毫秒， RCS901A、 RCS902A、 RCS923A 又再次收到 DL251 开关三相跳闸位置变位由 0 至1 信号。各保护报告完整清楚，故障录 波装置录波完好。B电站侧：2006年8月29日2点53分9秒716毫秒（RCS-901A 保护动作时间）， AB 线距离 B 电站保护装设处约 17.7Km 处发生 A 相 单相接地故障，1号保护装置（RCS-901A）纵联变化量方向元件、纵 联零序方向元件、接地距离I段先后动作；2号保护装置（RCS-902A） 纵联距离元件、纵联零序方向元件、接地距离I段先后动作。AB线开 关（DL251）A相单相跳闸，约4秒后，AB线B相、C相跳闸；此次 保护 A 相单相跳闸后， AB 线两套保护装置重合闸均未启动；各保护 报告完整清楚，故障录波器录波完好。2、原因分析（1）、A 电站侧A 电站监控系统记录事件及时间：8月2 9日2时52分28秒976.3毫秒B套保护跳闸信号 动作8月2 9日2时52分28秒976.8毫秒A套保护跳闸信号 动作8月2 9日2时52分37秒0毫秒GIS断路器操作机构油压气压正常信号 动作8月2 9日2时52分43秒0毫秒GIS断路器操作机构油压气压正常信号 复归异常现象：3420 毫秒，RCS901A、RCS902A、RCS923A均收到DL251开关三相跳闸位置返回信号（跳闸位置由1至0） 9114毫秒，RCS901A、RCS902A、RCS923A 又再次收到 DL251 开关三相跳闸位置变位信号（跳闸位置由 0至1），而监控系统和故障录 波器未收到开关变位信号。其原因分析：断路器经单相跳闸后、又单相重合A相断路器，随 后主变保护动作又三相跳闸，断路器经多次分、合闸引起液压机构压 力迅速下降，达到了断路器合闸闭锁压力，导致断路器合闸闭锁（起 泵压力19.0MPa，合闸闭锁压力18.0Mpa）,而油泵又不可能瞬时建压 至正常值（油泵打油约需10多秒钟），故导致合闸回路KA13动作（常 闭接点断开），从而开断了断路器合闸回路负电源，引起TWJ返回， 故 RCS901A、RCS902A、RCS923A 在 3420 毫秒时均收到 DL251 开关三相跳闸位置返回信号（跳闸位置由1 至 0）；当油泵打油使油压 高于断路器合闸闭锁压力后，断路器合闸闭锁返回、TWJ得电，故 RCS901A、RCS902A、RCS923A 在 9114 毫秒时再次收到 DL251 开关三相跳闸位置变位信号（跳闸位置由0至 1）。综上所述，当DL251开关短时间内经过多次分、合闸后，就可能 会造成 DL251 开关液压机构油压降低至合闸闭锁压力，从而造成断路 器合闸闭锁（不排除降低到分闸闭锁压力的可能，从而造成分闸闭锁）， 最终导致断路器不能实现正常合闸，或者出现本次所遇到的问题。（2）B 电站侧B 电站监控系统记录事件及时间：8月29日2时53分12秒47毫秒A套保护跳闸信号有8月29日2时53分12秒47毫秒 B 套保护跳闸信号 有8月29日2时53分12秒51毫秒A相控制回路断线信号有（监控没有送单相断路器位置信号，此信号说明开关在分闸过程）8月29日2时53分12秒73毫秒 251合闸闭锁信号有8月29日2时53分26秒01毫秒 251合闸闭锁信号无经分析，在A相断路器分闸后由于液压机构压力降低，达到了断路器合闸闭锁压力（检修时已经按照定值进行了调整，起泵压力19.0MP a，合闸闭锁压力18.0MP&，由于环境温度变化，实际动作值 有偏差（几个整定值偏差不一致），导致合闸公共回路 KA13 动作， 断开了断路器合闸回路负电源，同时 TWJ 返回，保护误认为断路器在 合闸状态，故重合闸返回，单相重合闸未出口。此次重合闸未动作的原因归结为液压机构起泵压力定值和合闸闭 锁压力定值受温度变化影响后差值太小，油泵虽然启动，但是压力不 能及时达到合闸闭锁压力返回值，合闸回路断开，TWJa返回，保护 误认为开关处于合位状态，重合闸返回。采取措施GIS生产厂家派技术人员到A电站、B电站处理：将DL251开关 液压机构起泵压力由19.0Mpa修改为20.0Mpa，停泵压力由20.0Mpa 修改为21.0Mpa，油压高报警压力由22.0Mpa修改为23.0Mpa。同时, GIS 生产厂家表示将联合设计部门根本解决该问题。二、500KV某变电站主变差动保护误动跳闸1、事故时间地点2006 年 1 月 21 日 500KV 某变电站2、事故经过2006年1月21日11时23分和18时57分，500kV某变电站主 变保护相继发生误动跳闸事故。3、原因分析 经过事故后的分析和试验验证，保护动作原因是由于停运开关(5012DL)的电流互感器二次接入了变压器的差动保护回路，在更换 B 相 CT 后，准备对 B 相 CT 进行试验。在 CT 接线盒处将至端子箱 的连线解开，但未将解开的头子进行包扎，线头碰壳，造成 CT 的 B 相二次接地。由于该回路二次中性线是在保护屏端子排处接地，两接 地点间有压差，在变压器差动保护的 B 相形成电流，超过差动保护动 作值，引起差动保护误动。第二次保护误动原因与上类似。4、采取措施针对这次事故，电网公司下发了“关于落实电流互感器二次回路 工作有关反措的通知”的文件，规定如下：为防止类似事故发生，对运行变电站、电厂，一套保护动作涉及 多个开关、使用多组电流互感器（如母线差动保护、变压器差动保护、 小区差动保护、利用和电流的线路保护、元件保护等）， 当其中某开 关停运，需在停运开关的电流互感器二次工作时提出以下反事故措施， 各基建、运行单位在进行相应工作时，必须严格贯彻执行。1）、作为将工作范围与运行的保护装置进行隔离的措施，必须将工作所在单元CT的二次进入保护屏电缆的的四根芯线（A、B、C、 N）在保护屏端子排处将连片断开，以防止工作时将其他量加入保护 装置。二次回路工作完成后恢复。2）、根据工作内容，在作隔离措施和恢复时，停用相应的保护装 置（如母线差动保护、变压器差动保护、小区差动保护、利用和电流 的线路保护、元件保护等）。若涉及两套保护装置，分别停用；在恢复 电流回路连线，确认电流回路正常后，方可将相应保护装置投入跳闸 运行。3）、在 CT 二次回路上工作前，应查清回路，明确工作所在回路 位置、所接保护装置或其他设备工作情况，相邻回路所接的保护装置 或其他设备情况，做到心中有数。同时，应避免在工作中误碰。4）、工作中必须采取措施，防止造成 CT 二次回路两点接地。三、某电厂5B联络变温度保护误动105DL跳闸1、时间地点：2007 年1月27 日某电厂2、事故经过：2007年1月27日10:00某电厂5B联络变温度过高保 护动作105DL跳闸。3、检查情况检查发现上位机显示温度与本体测温表显示温度相差 20 度。4、原因分析上位机温度测点的模拟电阻受户外温度影响较大，比实际温度高了 20 度，从而导致温度保护误动作。5、采取措施 改进上位机温度测量方式，使之能够准确地测量到实际温度； 按反措要求实现一段动作于信号，二段动作于跳闸，一段闭锁二 段的逻辑进行整改。四、某电厂线路过电压保护误动作1、事故时间及地点2006 年 4 月 6 日 11 时 01 分 25 秒，某电厂发生 500kV 线路 1#保 护屏 RCS-925A 保护装置过电压保护动作。跳开 500kV 5002 断路器（边 开关）、5003 断路器（中开关），同时发远跳信号。2、事故经过某电厂发生 500kV 线路 1#保护屏 RCS-925A 保护装置过电压保护 动作。跳开500kV 5002断路器（边开关）、5003断路器（中开关）， 同时发远跳信号。3、原因分析用于该回路的PT星形绕组公共端未接地，N线未接通，而负荷 的中性点接地，用图示意如下：根据检查结果和保护装置打印的故障波形进行初步分析，在 PT绕组侧中性点未接地，且N线未接通，负载侧N线接地的情况下，如 果因为某些原因导致电压互感器二次回路A相接地，就会将A相电压 引至负载中性点N线，使原来B相负载感受的相电压U 变为相间BN电压UBA (1.7UBN),使原来C相负载感受的相电压UCN变为相间电 BABNCN压UCA (1.7Ucn)，超过过电压整定值Udz=1.3Un，T=0.5s。从而使过 电压保护动作。事后调查得知，在本次过电压保护装置动作时正好有施工单位在 屏后剥接GPS对时所用电缆(并且当时未开工作票)，可能通过电缆 外层铜质屏蔽层使 UA 电压端子与地接通。检查中还发现，由于设计院 在图纸中未标明电压回路用空开的具体型号，施工单位在施工过程中 便未按设计图纸施工，即未在线路 PT 二次端子箱内加装二次空开。4、采取措施4.1认真对PT二次回路中的接地点进行排查，确保PT二次N 线有切只有一个接地点，并确认 N 线回路的连通性。4.2经过现场短路接地试验对PT二次空开进行选型，在线路PT 端子箱内加装了 PT二次空开后，断开空开测量PT绕组和负荷侧电阻, 三相平衡。4.3 认真吸取事故的经验教训，加强设备现场管理，严格执行“两4.4 加强对施工单位作业管理，把好设备的验收试验关和安全技 术措施关。特别是在运行设备上的作业，要求提前制定好施工方案和 安全技术措施，经批准后严格执行。同时要求电厂人员深入到各个阶 段，对发现的问题以及不合理的地方及时进行改进。五、某变电站非电量保护误动1、事故时间地点2005年3月4日3时07分，220kV某变电站。2、事故经过#3 主变重瓦斯、主变轻瓦斯、压力释放、冷却器全停及主变温度高五个非电量保护动作， #3 主变中、低压两侧开关跳闸。3、原因分析某变电站#3 主变非电量保护（许继日立公司 SXB-10 型）中间继 电器的动作功率小（只有1瓦）、动作速度过快（约3ms）,不符合电 力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点的规定。主变本体 保护出口继电器线圈两端仅并联了一个续流二极管，但没有保护电阻； 本体保护出口跳闸正负电源端子相邻，不符合反措要求。在意外干扰 情况下，上述5个非电量保护同时动作， 17ms 之后变压器断路器跳闸， 经检查#3 变压器无故障及异常。4、采取措施4.1 联系厂家更改该保护装置的非电量保护中不符合要求的部 分