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电力系统继电保护典型故障分析案例线路保护实例一：单相故障跳三相某220kV线路发生A相单相接地故障，第一套主保护（CKJ-2）发出A相跳闸令，第二套主保护（WXB-101）发出三跳相跳闸令。 原因分析： 由于两面保护屏的重合闸工作方式选择开关把手不一致造成。保护是否选相跳闸，与重合闸工作方式有关。当重合闸方式选择为单重和综重时，单相故障跳开单相，而当重合闸方式选择为三重和停用时，任何故障都跳开三相两套保护时一般只投入一套重合闸。另一套保护屏的重合闸出口压板应在断开位置。 由于另一套保护的中重合闸方式选择放在停用位置，致使该保护发出三跳命令。线路保护实例二：未接入外部故障停信开关量某变电所母线PT爆炸，CT与开关之间发生三相短路，电厂侧高频保护拒动。由后备保护距离II段跳闸。故障发生后，由于对高频保护来说，认为是外部故障，变电所侧高频保护一直处于发信状态。将电厂侧高频保护闭锁。变电所侧认为母线故障，母差保护动作。事故后检查发现，高频保护没有接入母差停信和断路器位置停信。微机保护的停信接口：1、本侧正方向元件动作保护停信。2、其它保护动作停信（一般接母差保护的出口）。3、断路器跳闸位置停信。线路保护实例三微机保护没有经过方向元件控制而误动出口。问题：整定中，方向元件没有投入。硬压板，软压板（由控制字整定）1、二者之间具有逻辑“与”的关系。缺一不可。2、硬压板：保护屏上的实际压板。3、软压板：在软件中通过定值单中的控制字的某位为1或0控制保护功能的投退。线路保护实例四：1993年11月19日，葛双II回发生A相单相接地故障，线路两侧主保护60ms动作跳开A相。葛厂侧过电压保护（1.4UN/0.3S）于420ms动作跳开三相，重合闸被闭锁。联切葛厂两台机投水阻600MW,切鄂东负荷200MW。事故原因分析1、PT接线图2、接线的问题：（1）PT三点接地，违反反措要点，PT二次侧中性线只允许一点接地。（2）开口三角的N与两星形中性线相连，违反反措要点，PT二次回路与三次回路独立。（3）多点接地造成PT开口三角经电阻短路。（4）电压互感器两组星形中性线在开关厂相连，违反反措要点，中性线从开关厂至保护室之间相互独立。3、误动原因：注意到PT开口三角的相电压是PT二次侧相电压的倍。过电压保护误动是在线路A相跳开后发生的零序电压归算到PT二次侧葛厂母线电压一般为：540kVPT变比：与由向量图可得： 所以：PT二次电压：线路保护实例五：电流互感器极性接反引起高频保护误动 1998年3月27日20点11分，某电网220KV线路1由于雷击发生AC相短路，线路1两侧的高频保护（WXB-11C,WXB-15）正确动作。然而线路2两侧的方向高频保护（WXB-15）同时误动跳开线路2。在线路2恢复供电后，21点25分，线路1又发生BC两相故障，线路2的方向高频保护再次误动。 事故原因：事故后检查发现，电厂侧线路2的两套保护的电流互感器极性接反，致使电厂侧的方向元件误判，而系统侧本来就是正方向，所以造成保护误动。 电网接线图如下： 线路一 48MW 58MW 线路二 丙站 24MW 220KV 乙站 电厂 系统 发电机差动保护误动原因分析1 定值整定不合理 发电机二次额定电流为3.59A 其最小动作电流为0.5A，相当于额定电流的0.14，比率制动系数为0.2，拐点电流为发电机额定二次电流。发电机在并网时因冲击电流过大造成保护误动。 显然，保护的最小动作电流整定太小，比率制动系数偏低。重新修改定值为：最小动作电流为0.3额定二次电流，比率制动系数为0.4，拐点电流为0.7-1.0倍额定电流。2 发电机机端与中性点两侧的电流互感器特性差别大 西北某发电厂的 400MW机组，定子额定电流为14256A双Y接线机端CT变比为18000/5，中性点为每分支CT变比9000/5，两CT并联。另加中间变流器为2/1。1997年月上旬，距电厂较远的330线路上发生A相单相接地故障，发电机差动保护误动，经检查发现，发电机中性点侧的TA在500V左右开始出现饱和，而机端TA在700V时仍保持线性，这样在外部故障的暂态过程中，两侧CT的特性差异使差回路有电流造成保护误动。西北某电厂5号机组为6MW，与同容量另一台机组构成大单元接线，经110KV母线与系统联系。1998年3月18日，110KV出线发生AB相间短路，5号发电机差动保护误动。 事故后检查了A相差动的TA特性，发现中性点侧与机端的TA特性有很大的差异。中性点TA的饱和电压只有20V，而机端TA的饱和电压达200V。 变压器差动保护拒动原因分析1 动作电流过大，灵敏度低1996年7月13日，1号主变高压侧（220KV）B相穿墙套管折断，但不接地（相当于一相断开）1号主变差动保护拒动。中性点零序保护动作，先跳开3、4、5号不接地变压器（变压器经间隙接地）后又跳开1、2号接地变压器。造成全厂停电。 原因是主变差动保护灵敏度低，而零序保护设计不合理。 由于采用的是老的BCH电磁型继电器构成的差动保护，整定电流为1.3倍变压器额定电流，在非全相时灵敏度不够，差动保护拒动。由于非全相有零序电流，所以零序保护先跳不接地变压器，因1号变非全相仍有零序分量，继而跳开1、2号变压器。2 微机保护的软件和硬件问题 某变电站1号主变为90MVA。有两套微机变压器保护。差动保护为二次谐波制动和比率制动特性，设有断线闭锁，差动速断。1998年6月27日，由于1号主变220KV侧隔离开关操作机构箱内受潮，操作回路绝缘下降，引起隔离开关带负荷自动分闸，造成弧光短路。事故后1号主变差动保护拒动。对侧5条线路的距离二段动作，将5条线路全部切除，事故扩大为3个220KV变电站，11个35KV变电站，1个燃汽轮机发电厂全部停电。 检查发现，故障点在变压器差动保护区内。故障电流二次值为116A。对保护装置进行实验检查发现，当电流大于80A时，A/D芯片溢出，采样得出的电流为0.2-0.3A。另外，在故障电流大于80A时，断线闭锁判为电流回路断线，故两套差动保护均拒动。变压器差动保护误动分析1 电流互感器极性错误1997年4月21日10时58分，某厂2号主变压器差动保护区外故障误动。 事故后检查发现是电流互感器的极性错误所致。 1992年10月4日，某变电站330KV出线上发生故障，线路保护动作后重合闸动作，重合后又三相故障，此时1号变压器差动保护动作，切除变压器。 检查结果，330KV侧差动保护C相的极性接反造成外部故障差动保护误动。 1992年8月1日，因下雨1号主变330KV侧C相CT因闪络损坏，更换CT后因负荷太小没做实验，因而没发现C相CT极性错误。 1997年4月21日10点58分，某电厂2号主变差动保护在区外故障时误动。 1998年2月17日，某变电站1号主变差动保护在区外10KV出线上故障时误动。 两次误动的原因均因为电流互感器的极性接反，造成外部故障时保护误动。2 CT二次回路绝缘不良造成 1999年7月26 日13时，某变电站4号主变差动保护误动，无故障跳开各侧断路器。 原因是4号主变的110KV侧差动CT的二次C相电缆绝缘破损致使C相导线与CT外壳接地，将该侧C相二次电流短路，差动保护误动。 1999年10月25日，2号发电机-变压器组的主变差动保护A相差动保护误动，切除了2号发变组。 1999年10月27日，2号发电机-变压器组的主变差动保护A相差动保护再次误动，切除了2号发变组。原因是2号主变差动保护低压侧的差动CT的二次回路绝缘不良，在由A相TA端子至保护屏二次电缆A相芯线处有绝缘破坏的地方，在开停机过程中，由于振动大致使电缆接地，A相TA短接，差动保护误动。某变电站的4号主变压器，系容量为240MVA的三绕组自耦变压器，其差动保护是按间断角原理构成的晶体管保护装置。1999年7月26日13时，4号主变的差动保护动作，无故障跳开变压器各侧断路器。事故后检查发现4号主变的差动保护110KV侧的差动TA二次C相电缆芯线绝缘破损，致使C4221导线与TA外壳接地，将C相电流短路，因而出现差流，保护误动。3 整定错误2008年4月21日17时30分，某变电站主变压器低压侧电抗器出口故障，主变压器差动保护区外故障误动。事故后检查发现是由于整定错误（国外保护，补偿相位错误）。1999年6月7日8点49分，某220KV变电站的10KV线路故障，10KV保护正确动作，1号变的差动保护误动跳三侧。1号主变的保护为微机保护，变压器的220KV及110KV侧的TA二次电流为1A，而10KV侧的TA二次电流为5A,在整定保护的平衡系数时没有考虑到这一情况，致使在外部故障时保护误动。4 工作人员错误造成的误动 1996年11月12日17时，某变电站3号主变差动保护误动，切除了3号变压器。 事故后查明原因是运行人员操作错误所致。在主变保护盘上，将旁路断路器的差动TA二次与变压器同侧差动TA二次都接入差动保护中，致使差回路出现电流，引起保护误动。 1998年2月25日，某变电站2号主变差动保护误动，切除了2号变压器。 事故后查明原因是误将110KV侧旁路断路器的差动TA二次接为星形，而变压器220KV侧差动TA二次为三角形接线，在用旁路代110KV侧的102断路器时，由于差回路出现电流，引起保护误动。1999年9月7日，某水电厂在检修工作中，误将3号主变差动保护TA短接，从而造成差动保护误动。2000年5月24日19点58分，某电厂的仪表班工作人员对4号变压器的仪表进行消缺，短接TA二次端子时造成一相TA二次对N线短接，从而一相差动保护误的动。 4 变压器空载合闸时保护误动 某变电站1号主变容量为240MVA，配有两套JCD-11型晶体管差动保护装置，动作特性为比率制动和二次谐波制动。 1999年8月4日3点3分，在330KV侧3322断路器对1号主变充电时两套差动保护均误动，跳开充电侧断路器。 1999年8月4日3点37分，在330KV侧3320断路器对1号主变充电时两套差动保护均误动，跳开3320断路器。 整定二次谐波制动比为0.19，因充电时变压器的励磁涌流中二次谐波含量低于该整定值，故保护误动，将该项定值修改为0.16，再次投入变压器，保护没有误动。5 由谐波和整定不合理引起的变压器差动保护误动某变电站为上世纪70年代投运的330KV变电站，有两台容量分别为240MVA和150MVA的变压器。差动保护采用间断角原理的晶体管保护装置。 投运初期差动保护频繁误动，误动的特点是多发生在低负荷情况下。误动原因分析：（1） 调试错误。误将闭锁角整定为30度，应该是60-65度。（2） 谐波的影响。在按间断角原理构成的差动保护中，采用电抗变换器将电流转换成电压送至逻辑回路。由于电抗器对谐波具有放大作用，故电流中的高次谐波（主要是三次谐波）对保护影响大，分析表明，当电流为三次谐波时，保护的变得容易动作了 发电机失磁保护中的UL-P元件误动 西北某厂装有4台容量为400MW的水轮发电机，每台发电机配有两套失磁保护，一套为微机型，另一套为集成电路型，每套均配有UL-P元件。 运行中发现，当有功负荷较大时，两套保护的该元件便误动。 经检查分析，是由于发电机的转子电压中的交流分量太大引起的。其中6次谐波分量最大。当转子直流电压为132V时，交流分量电压达1000V,这样就影响了保护对转子直流电压测量的准确性。当直流电压较低时，测量结果基本一致，而当直流电压较高时，测量结果相差很大。在转子电压为250V时，保护侧测量值只有104V. 当发电机负荷增大时，转子直流实际电压增大，UL-P元件的动作电压也随之升高，但由于转子电压中交流分量的影响，和直流变换回路霍尔元件的非线性特点，保护实际感受电压降低，所以，该元件会误动。发电机失磁造成的电网电压崩溃1972年9月18日，某电厂容量为125MW的5号机组向电网送出的无功为130Mvar，上午8点44分发电机突然式磁，机组未装设失磁保护，于是又从电网吸收无功120Mvar,电网失去250Mvar的无功，枢扭变电站220KV母线电压降至158KV，（临界电压为168KV）地区电压崩溃，系统发生振荡，运行人员手动切除失磁机组机部分负荷，振荡平息。全网共切除负荷440MW，最长停电时间1小时10分。发电机定子接地保护拒动某厂6号机，容量为300MW，配置的定子接地保护为双频式100%定子接地保护。1998年6月，6号机在运行中因故主汽门，发电机逆功率运行。解列过程中发电机差动保护、发变组差动、匝间保护全动作，切除了发电机。同时，发电机汽侧冒烟，操作盘上有TV断线信号，但定子接地保护未动作。开盖检查发现，发电机汽侧端部有几根线棒被烧坏，定子线棒之间，线棒与定子铁芯间有放电痕迹，定子端部铁芯烧损，属于发电机出口发生两相接地短路。拒动原因分析:由于基波零序电压接地保护采用了TV断线闭锁措施，而本次故障断线闭锁错误闭锁了保护，导致定子接地保护拒动。断线闭锁原理为比较匝间保护专用PT与保护用一般PT的电压差构成。动作条件为：式中不带撇的是指专用PT二次电压，带撇的是指保护用PT的二次电压。当该式满足时，说明专用TV二次断线，反之则认为是保护TV二次断线。专用TV的中性点与发电机中性点相连，而保护用TV中性点与地连接。发电机在机端接地时，保护用TV三相电压之和为零序电压，约为100V，而专用TV各相电压不变，三相电压之和近似为零，故认为是保护TV二次断线，将定子接地保护闭锁。发电机定子接地保护误动某厂3号机，容量为300MW，配置的定子接地保护为集成电路型双频式100%定子接地保护。动作方程为：1997年，曾两次发生发电机三次谐波接地保护误动，后经检查发现，中性点TV的二次电压并没有引入保护装置，而是错误的将中性点CT的二次线接入保护。因此，对保护来说，UN3始终为零，发电机运行时，机端总有一定的三次谐波电压，且随负荷增大而增加，所以满足动作方程，造成保护误动。发变组大差动保护误动该厂有两台300MW发电机，各自通过360MVA变压器连接在220KV高压母线上。大差动保护为比率制动特性，采用二次谐波闭锁涌流，保护用TA分别取自发电机中性点、主变高压侧和高厂变低压侧。1995年5月，1号机并网运行，2号机停运。准备用2号主变通过2号高厂变带厂用电在由220KV母线对2号变充电时，1号机大差动保护误动。经多次试验研究分析误动原因如下：整定值为：最小动作电流2A，拐点电流4A,二次谐波制动系数0.18。试验结果表明，在2号变压器充电时，1号变压器产生了和应涌流，在一定条件下（合闸角几变压器剩磁）差流中的基波分量可能大于保护的定值，而二次谐波的含量小于18%。另外，发现保护TA二次回路电流端子质量不好，有打火现象，保护装置中，2次谐波谐振回路一个电容虚焊。发电机匝间保护误动西北某电厂的一台125MW发电机，经升压变压器接到110KV母线上，发电机配有纵向零序电压的匝间短路保护。1998年12月21日，110KV出线发生B相接地故障，故障持续时间100ms，匝间保护误动，切除发电机。1998年12月24日，110KV另一条出线发生C相接地故障，故障持续时间100ms，匝间保护误动，切除发电机。1999年1月21日，由该厂供电的某变电站110KV线路发生B相接地故障，故障持续时间100ms，匝间保护误动，切除发电机。1999年2月24日，该厂110KV线路发生A相接地故障，故障持续时间100ms，匝间保护的零序电压元件误动，但由于该保护加了200ms延时，故未切除发电机。误动原因分：对发电机匝间保护多次误动进行了分析，匝间保护零序电压元件的定值为4V，检查保护装置，专用PT和动作电压，均发现问题。在区外发生单相接地故障时（110KV出线），拍摄到一次专用PT开口三角的电压波形，如图所示。 40 60 80 100 t（ms）可见，在外部接地故障时，专用PT开口三角有较大的基波电压，有效值达8V，超过保护的定值。实测匝间保护中零序电压继电器最长动作时间30ms，出口中间位快速中间继电器，动作时间不大于30ms，由于出口继电器带电流自保持，故外部故障持续时间大于70ms，保护必然误动。为防止外部故障时匝间保护误动，在匝间保护零序电压元件动作后加一个延时回路，延时为200ms，当增加延时后，保护再没误动。也可在匝间保护中增加负序功率方向元件，在外部故障时闭锁保护。